A N N E X E
I. - CONSIDÉRATIONS GÉNÉRALES
1. Contexte législatif et réglementaire
1.1. Cadre communautaire
 La politique européenne dans le domaine de l'environnement est définie au titre XIX du traité instituant la Communauté européenne. En matière de financement, elle établit le principe de pollueur-payeur.
 Les critères de compatibilité des dispositifs de financement public avec le marché commun sont précisés par un encadrement communautaire des aides d'Etat pour la protection de l'environnement (200l/C 37/03). Dans le domaine des aides au fonctionnement accordées aux énergies renouvelables, quatre options sont admises :
 - une aide correspondant à l'écart entre le coût de production et le prix de marché de l'énergie en cause ne pouvant excéder l'aide nécessaire pour assurer l'amortissement des installations augmentée d'une « juste » rémunération du capital ;
 - une aide basée sur des mécanismes de marché tels que, par exemple, les certificats verts ;
 - une aide au fonctionnement calculée sur la base des coûts externes évités, plafonnée à 5 cEUR/kWh ;
 - une aide conforme aux dispositions générales.
 Le dispositif d'obligation d'achat envisagé apparaît conforme à cet encadrement, pour autant que le financement des aides soit bien supporté par les secteurs économiques à l'origine de la pollution et que le niveau du soutien prévu corresponde bien au strict apport nécessaire pour assurer l'amortissement des installations, augmenté d'une juste rémunération du capital.
1.2. Cadre législatif et réglementaire national
 Les projets d'arrêtés fixant les conditions d'achat sont pris en application de l'article 10 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000, modifié par la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005, et du décret n° 2001-410 du 10 mai 2001. L'article 10 de la loi prévoit que, pour chacune des filières, le tarif d'achat est égal aux coûts d'investissement et d'exploitation évités aux acheteurs, auxquels peut s'ajouter une prime prenant en compte la contribution de la production livrée ou des filières à la réalisation des objectifs définis au deuxième alinéa de l'article 1er de la même loi, soit :
 - l'indépendance et la sécurité d'approvisionnement ;
 - la qualité de l'air et la lutte contre l'effet de serre ;
 - la gestion optimale et le développement des ressources nationales ;
 - la maîtrise de la demande d'énergie ;
 - la compétitivité de l'activité économique ;
 - la maîtrise des choix technologiques d'avenir ;
 - l'utilisation rationnelle de l'énergie.
 Comme il n'existe pas d'approche rationnelle permettant d'évaluer la plupart des contributions à ces objectifs, la loi laisse au pouvoir réglementaire une marge d'appréciation très importante, qui rend difficile l'analyse du tarif proposé.
 Par ailleurs, la loi dispose que le niveau de la prime ne peut conduire à ce que la rémunération des capitaux immobilisés dans les installations bénéficiant de ces conditions d'achat excède une rémunération normale des capitaux, compte tenu des risques inhérents à ces activités et de la garantie dont bénéficient ces installations d'écouler l'intégralité de leur production à un tarif déterminé.
2. Détermination des coûts évités aux acheteurs
 L'article 5 de la loi du 10 février 2000 prévoit que, pour la prise en compte des surcoûts résultant des dispositions de l'article 10 dans la compensation des charges de service public, en France continentale, les coûts évités aux acheteurs sont calculés par référence aux prix de marché de l'électricité ou, pour les distributeurs non nationalisés, par référence aux tarifs de cession, à proportion de la part de l'électricité acquise à ces tarifs dans leur approvisionnement total.
 Cette méthode, qui porte sur une seule année et sur des quantités d'électricité constatées, ne saurait suffire à évaluer les tarifs d'achat. En effet, les tarifs examinés sont appelés à être appliqués sur une longue période (douze à vingt ans), et les arrêtés tarifaires eux-mêmes n'ont pas de limite dans le temps, alors que les prix de marché disponibles sont concentrés sur les court et moyen termes. Le calcul à partir des prix de marché s'avère donc impossible, d'autant qu'il requiert d'émettre des hypothèses, sur de très longues périodes, sur les quantités installées et leur impact sur les prix. Il aurait nécessité, en outre, d'adopter des références distinctes pour le cas où l'acheteur est EDF ou un distributeur non nationalisé bénéficiant du tarif de cession.
 Ainsi, pour l'évaluation des coûts évités aux acheteurs sur la durée d'exécution des contrats, il convient de déterminer à quelles technologies se substituent les moyens de production bénéficiant de l'obligation d'achat.
2.1. Description des technologies auxquelles se substituent
les installations de production bénéficiant de l'obligation d'achat
2.1.1. En France continentale
 En France continentale, se référer au nucléaire permet de tenir compte de la structure réelle du parc de production national dans les quinze prochaines années, composé majoritairement de nucléaire et d'hydraulique, et d'une hypothèse de renouvellement par du nucléaire au-delà.
 Se référer au cycle combiné au gaz ou à une centrale au charbon revient à se fonder sur une hypothèse de renouvellement à long terme (quinze - vingt-cinq ans) du parc de production français, qui se réaliserait, au moins en partie, avec la technologie du cycle combiné au gaz ou de la centrale au charbon, en fonction de l'évolution comparée du coût des combustibles et de celui des émissions de CO2.
 Les coûts de production retenus dans ce qui suit sont fondés sur les hypothèses de coûts publiées en 2003 par la direction de la demande et des marchés énergétiques (DIDEME) du ministère délégué à l'industrie, dans le document « Coûts de référence de la production électrique ». Ils ont été mis à jour pour prendre en compte l'évolution du prix des combustibles (1) et l'inflation. Le taux d'actualisation retenu est de 8 % nominal, correspondant au coût moyen pondéré du capital pour les grands électriciens européens. Le régime de fonctionnement retenu, qui conditionne la composante de coût fixe, est un fonctionnement en base.
 La centrale au gaz retenue est une unité de 800 MW net, fonctionnant en cycle combiné, dotée d'une efficacité de 57,1 % et implantée à l'écart d'un centre urbain. Le prix du gaz retenu est basé sur l'évolution du contrat TROLL (2) au cours des dernières années de cotation. Il s'établit entre 10 et 25 EUR/MWh PCS (3).
 La centrale au charbon retenue est une unité de 800 MW net, fonctionnant au charbon pulvérisé, en régime supercritique, dotée d'une efficacité de 43,1 % et implantée à l'écart d'un centre urbain. Le prix du charbon retenu est basé sur l'évolution de la référence CIF ARA (4) au cours des dernières années de cotation. Il s'établit entre 45 et 70 EUR/t.
 La technologie de séquestration du CO2 n'est pas étudiée, compte tenu des incertitudes quant à sa disponibilité à l'échelle industrielle, à l'échéance considérée et aux coûts de mise en oeuvre.
 (1) Sauf pour le coût du combustible nucléaire, pour lequel il n'existe pas d'indicateur public représentatif de l'évolution des coûts d'approvisionnement des opérateurs.
 (2) Contrat long terme d'approvisionnement en gaz en provenance de Norvège.
 (3) Pouvoir calorifique supérieur.
 (4) Référence de cotation du charbon vapeur, livré dans les ports d'Europe du Nord : Anvers, Rotterdam, Amsterdam, frais de transport et d'assurance à la charge du vendeur.

2.1.2. En Corse, dans les départements d'outre-mer et à Mayotte
 La situation est différente en Corse, dans les départements d'outre-mer et à Mayotte, où la production fait largement appel aux combustibles fossiles, charbon et fuel. Les tarifs d'achat dans ces zones sont, donc, comparés à des centrales de petite taille fonctionnant au charbon ou au fuel. Les coûts varient d'un département à l'autre et sont sensibles à l'évolution du prix des combustibles fossiles.
 Les coûts de production retenus correspondent aux coûts moyens constatés (5) du parc fuel et charbon, fonctionnant en base. Ils ne préjugent pas de l'évaluation qui pourra être réalisée par la commission de la compensation d'un projet de centrale qui lui serait soumis en application du V bis de l'article 4 du décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004.
 (5) Coûts déclarés par EDF dans sa comptabilité appropriée en vue de l'évaluation des charges de service public que supporte l'entreprise.

2.2. Evaluation des coûts des technologies évitées par l'obligation d'achat
 Le tableau ci-dessous donne, pour les technologies auxquelles les nouvelles filières sont censées se substituer, les coûts de production retenus, décomposés en coût fixe et coût variable (défini comme la part du coût directement proportionnelle au volume de production).
 Sources : DIDEME, CRE.
3. Contribution de l'obligation d'achat aux objectifs visés
 Le calcul de la valeur associée à la contribution des filières considérées aux objectifs définis à l'article 1er de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 se fonde, pour chacun des objectifs visés, sur l'évaluation des coûts externes (encore appelés externalités) évités par la substitution des filières concernées aux technologies décrites précédemment.
3.1. Description de la contribution de l'obligation d'achat aux objectifs visés
3.1.1. Qualité de l'air
 La contribution de l'obligation d'achat à la qualité de l'air est liée à la réduction des émissions polluantes qu'elle entraîne. Ces émissions ont fait l'objet d'études visant à quantifier les dommages qu'elles causent. Une des études les plus complètes et les plus à jour est l'étude européenne ExternE (ExternE-Pol 2004-2005), qui donne toutefois des fourchettes de résultats assez larges. La valeur basse des fourchettes correspond à des installations de technologie récente, établies loin des centres urbains, ce qui minimise les effets sur la santé des populations. La valeur haute correspond à des installations anciennes, sans traitement spécifique des émissions, et situées dans des zones à forte densité de population. L'évaluation se situant dans une perspective de long terme, en France continentale, la valeur basse peut être retenue, dans la mesure où les technologies de maîtrise des émissions polluantes progressent rapidement et où la construction de centrales est de plus en plus rare en zone urbanisée.
 En Corse, dans les départements d'outre-mer et à Mayotte, ces centrales sont souvent implantées à proximité des zones peuplées. Les valeurs retenues correspondent donc au scénario ExternE qui majore les dommages locaux.
3.1.2. Contribution à la lutte contre l'effet de serre
 La préoccupation de la lutte contre le changement climatique s'est traduite par l'adhésion de nombreux pays, sous l'égide des Nations unies, à un protocole d'engagement volontaire de réduction des émissions de gaz à effet de serre liées à l'activité humaine, dit « Protocole de Kyoto ». Celui-ci a été relayé, à l'échelle communautaire, par une politique de quotas de CO2 qui transfère la contrainte portée par chaque Etat membre sur les principaux sites industriels de chaque Etat et qui crée un marché d'échange des « droits d'émission » ayant vocation à assurer une allocation optimale des ressources.
 La France, dont le secteur de la production d'électricité est, en comparaison de la plupart des autres pays industrialisés, peu émetteur de gaz à effet de serre, s'est vue allouer un objectif de stabilisation de ses émissions au niveau de ce qu'elles étaient en 1990. Les dernières statistiques disponibles, portant sur l'année 2004, établissent un respect de ce critère, sans toutefois que cela ne présume formellement de son respect à l'échéance, fixée à 2012.
 Sur le marché européen d'échange des « droits d'émission », le prix associé à la tonne de CO2 est largement lié à l'écart entre les objectifs assignés aux Etats membres et leurs émissions constatées, au montant des pénalités encourues et au bon fonctionnement de ce marché. Jusqu'à aujourd'hui, la forte volatilité du marché ne permet pas d'en déduire un prix pertinent. Dans ces conditions, la meilleure approche disponible est celle établie par la Commission européenne, dont le raisonnement est assis sur une estimation du prix marginal du quota permettant d'atteindre les objectifs assignés par le Protocole de Kyoto à l'Union européenne. Elle évalue le prix du quota à 20 /tCO2 environ. L'étude ExternE prend en compte les coûts liés à l'impact du CO2 sur le réchauffement climatique à hauteur de cette même valeur (7).
 (7) La valeur retenue est de 19 2000/tCO2, soit environ 20 EUR de 2006.

3.1.3. Maîtrise de la demande d'énergie et utilisation rationnelle de l'énergie
 L'impact de l'obligation d'achat sur la maîtrise de la demande d'énergie et son utilisation rationnelle est nul.
3.1.4. Gestion optimale et développement des ressources nationales,
maîtrise des choix technologiques d'avenir
 La contribution aux objectifs de gestion optimale et de développement des ressources nationales et de maîtrise des choix technologiques d'avenir dépend étroitement de la capacité des filières à constituer, à une échéance raisonnable, une solution compétitive en comparaison des autres moyens à disposition. Or, force est de constater qu'en dépit d'un développement important à l'échelle mondiale et d'une maturité indiscutable de la filière les tarifs s'inscrivent en hausse pour une partie importante du parc. En tout état de cause, la contribution de l'obligation d'achat à ces objectifs n'est guère quantifiable.
3.1.5. Compétitivité de l'activité économique
 Aucun élément ne permet de penser que la contribution à l'objectif de compétitivité de l'activité économique est positive, puisque l'obligation d'achat repose sur la contribution des consommateurs d'électricité nationaux et, en proportion, davantage sur les clients résidentiels et les petites et moyennes entreprises, dont rien ne prouve qu'elle soit inférieure aux éventuelles conséquences favorables du développement des filières concernées sur l'économie française.
3.1.6. Indépendance et sécurité d'approvisionnement
 La contribution aux objectifs d'indépendance et de sécurité d'approvisionnement est, en général, positive, mais difficilement quantifiable. Si elle est manifeste par rapport aux filières thermiques classiques, elle est moins évidente quand on prend en compte la filière nucléaire.
3.2. Evaluation de la contribution de l'obligation d'achat aux objectifs visés
 Le tableau ci-dessous donne, pour les technologies auxquelles les nouvelles filières sont censées se substituer, la valeur des coûts externes retenus :
 Source : ExternE 2004-2005.
 Les filières de production d'électricité utilisant les énergies renouvelables ne sont pas sans effets négatifs sur l'environnement. Ceux-ci correspondent aux impacts liés à la construction des équipements de production, à l'utilisation des moyens de transport nécessaires à la maintenance, à l'occupation de l'espace, aux émissions atmosphériques ou à la destruction de la faune. Ces impacts, rapportés aux volumes de production modestes des équipements en question, ne sont pas négligeables.
 Le tableau ci-après donne, pour les technologies utilisant les énergies renouvelables, la valeur des coûts externes retenus :
 Source : ExternE 2004-2005.
4. Principe d'analyse du tarif proposé
 L'analyse est fondée sur deux comparaisons :
 - le tarif d'achat, majoré des coûts externes de la filière étudiée, est comparé avec les coûts de production et les coûts externes évités des filières nucléaire, charbon et cycle combiné au gaz, afin de vérifier que l'obligation d'achat se traduit par un gain collectif (partie III) ;
 - le tarif d'achat est comparé avec les coûts de production de la filière considérée, afin de vérifier que la rémunération accordée n'excède pas une rémunération normale des capitaux immobilisés (partie IV).
II. - DESCRIPTION DU TARIF PROPOSÉ
 1. Installations utilisant l'énergie hydraulique des lacs et cours d'eau
 1.1. En France métropolitaine
 En France métropolitaine, le tarif proposé, applicable sur une durée de vingt ans, reprend exactement la structure des conditions d'achat précédente. Il se décompose en quatre options, au choix du producteur, reflétant approximativement la modulation horo-saisonnière des tarifs réglementés de vente d'EDF. S'y ajoute une majoration de qualité dépendante de la régularité de la production en hiver.
Tarif proposé en France métropolitaine, en cEUR/kWh, hors majoration de qualité, en fonction
de la puissance de l'installation (les valeurs intermédiaires sont obtenues par interpolation linéaire)
 En comparaison des conditions d'achat précédemment en vigueur, ce tarif présente :
 - une augmentation de 27 % pour les installations de 0 à 400 kW ;
 - une augmentation de 8 % pour les installations de 500 à 2 500 kW ;
 - un maintien au niveau antérieur pour les installations de plus de 3 000 kW.
 Le niveau et les conditions d'attribution de la majoration de qualité sont inchangés à 1,68 c/kWh.
Augmentation entre le tarif en vigueur et le tarif proposé
pour une installation mise en service en 2006 en France métropolitaine
1.2. Dans les départements d'outre-mer, à Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte
 Dans les départements d'outre-mer, à Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte, compte tenu d'une faible saisonnalité de la demande, la majoration de qualité s'applique toute l'année.
Tarif proposé dans les départements d'outre-mer, à Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte, en cEUR/kWh, hors majoration de qualité, en fonction de la puissance de l'installation (les valeurs intermédiaires sont obtenues par interpolation linéaire)
 Le tarif proposé prévoit une augmentation de 27 à 47 %.
Augmentation entre le tarif en vigueur et le tarif proposé pour une installation mise en service en 2006
dans les départements d'outre-mer, à Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte
2. Installations utilisant l'énergie houlomotrice, marémotrice ou hydrocinétique
 L'arrêté prévoit l'introduction d'une obligation d'achat pour l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie houlomotrice, marémotrice ou hydrocinétique, fixé à 15 c/kWh.
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 tel contrat sur 20 ans, au tarif prévu pour la catégorie d'installation concernée, multiplié par le coefficient S suivant :
S =  20 - N  si N est inférieur à 20 ;
20 - N
S = 
 si N est inférieur à 20 ;
20
S =  1  si N est supérieur ou égal à 20,
1
S = 
 si N est supérieur ou égal à 20 ;
20
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 », termes qui ne sont pas formellement définis par la loi. Il conviendrait donc de leur substituer la référence aux « contrats d'achat prévus aux articles 8, 10 et 50 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 ».
5. Installations bénéficiant du dispositif de rénovation
 Le tarif s'applique également, pour une durée de 20 ans, aux installations bénéficiant du dispositif de soutien à la rénovation prévu par le décret n° 2005-1149 du 7 septembre 2005 relatif à la rénovation des installations de production électrique sous obligation d'achat et modifiant le décret n° 2001-410 du 10 mai 2001 et l'arrêté du 7 septembre 2005 relatif à la rénovation des installations utilisant l'énergie hydraulique des lacs, cours d'eau et mers, telles que visées au 1° de l'article 2 du décret n° 2000-1196 du 6 décembre 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.
 La production d'électricité d'origine hydraulique n'est pas formellement garantie. Néanmoins, le foisonnement de la production et sa relative régularité d'une année sur l'autre permet d'éviter, au moins en partie, la construction de nouveaux moyens de production à puissance garantie. De plus, la production hydraulique possède une certaine régularité, ce qui signifie que les gestionnaires du système électrique peuvent, à tout moment, et avec un préavis compatible avec la programmation des moyens de production à puissance garantie, compter sur une certaine production minimale.
 Le tarif proposé prévoit une majoration de qualité liée à la régularité de la production en hiver, période de consommation maximale en métropole. Cette prime rémunère, en fait, la contribution de la centrale hydraulique à la constitution de la marge de sécurité du système électrique. Le fait, pour une centrale, d'avoir une majoration de qualité maximale, signifie que sa participation à la sécurité du système électrique en hiver est significative. Elle permet, donc, d'éviter une part importante du coût fixe de production. Par conséquent, la rémunération de base augmentée de la majoration de qualité maximale peut être comparée aux coûts complets évités de production.
2. Analyse
2.1. En France continentale
 Sources : DIDEME et ExternE, analyse CRE.
 En France continentale, quelle que soit la filière thermique substituée, le coût pour la collectivité de la filière utilisant l'énergie des lacs et cours d'eau est supérieur au coût évité. Toutefois, cette filière s'avère être la plus compétitive parmi celles employant des énergies renouvelables.
 La filière des installations utilisant l'énergie houlomotrice, marémotrice ou hydrocinétique s'avère, quant à elle, très coûteuse pour la collectivité.
2.2. En Corse, dans les départements d'outre-mer, à Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte
 Sources : DIDEME et ExternE, analyse CRE.
 En Corse, dans les départements d'outre-mer et à Mayotte, le tarif moyen proposé est, en revanche, couvert par la somme des coûts et externalités évités. En Corse, il s'avère très compétitif en comparaison des moyens conventionnels en fonctionnement ou prévus, indépendamment même de toute considération environnementale.
 Dans ces zones, le tarif proposé devrait contribuer à réduire le coût de la péréquation tarifaire. Il importe toutefois de le maintenir à un niveau raisonnable dans la mesure où il reste très supérieur à la part production des tarifs qui y sont pratiqués et nécessite, donc, encore, des subventions importantes.
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.
 La filière des petites installations hydrauliques (&lt; 12 MW) regroupe actuellement un peu plus de 1 600 installations bénéficiant de l'obligation d'achat. La plupart de celles-ci sont très anciennes et exploitent des retenues bâties depuis plusieurs décennies. En comparaison, les nouveaux projets sont rares et leur développement dépend, en premier lieu, des contraintes législatives et réglementaires régissant l'usage de l'eau.
 Les coûts d'investissement dans un nouvel ouvrage hydroélectrique, qui dépendent de la topologie du terrain, sont très hétérogènes. Cet avis se fonde pour partie sur les données de coûts publiées dans le document « Coûts de référence de la production d'électricité » publié par la DIDEME en 2003, majorées de l'inflation, et sur des données obtenues auprès des organisations professionnelles du secteur. De la même manière, le productible d'une centrale varie fortement en fonction de la qualité du gisement, caractérisé notamment par la régularité des apports en eau au cours de l'année. Pour ces raisons, l'avis visera principalement à déterminer, pour des valeurs de coûts moyennes, le productible minimal permettant de rentabiliser l'investissement.
 L'hypothèse fiscale retenue pour le calcul de la rentabilité des fonds propres est celle d'un amortissement exceptionnel de l'investissement la première année, avec report en avant du déficit fiscal ainsi généré. Elle influe favorablement sur la rentabilité. Le scénario de remontée des déficits à la maison mère n'a pas été envisagé, car la majorité des industriels actifs en France ne disposent pas de cette possibilité, compte tenu de la composition de leur actionnariat. Un tel scénario tendrait à augmenter la rentabilité des projets.
1.2. Détermination du niveau de rentabilité normale des installations
 L'article 10 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 modifié prévoit que [la prime qui s'ajoute aux coûts d'investissement et d'exploitation évités aux acheteurs] ne peut conduire à ce que la rémunération des capitaux immobilisés dans les installations bénéficiant de ces conditions d'achat excède une rémunération normale des capitaux. En l'absence de précision sur le niveau de rémunération qu'il convient de retenir, l'approche adoptée par la CRE vise à s'assurer que le tarif proposé induit une rentabilité des capitaux engagés et une rentabilité des fonds propres investis dans le projet cohérentes avec celles constatées pour les entreprises cotées agissant dans le secteur considéré. Le secteur pris en référence est celui des entreprises de production d'électricité dont le parc de production comporte une proportion importante de centrales hydroélectriques. Au sein de celui-ci, l'analyse des entreprises et projets comparables conduit à retenir un financement par la dette à hauteur de 75 %. Elle aboutit à la définition d'un seuil de rentabilité minimale de l'ordre de 5,5 % pour les capitaux engagés et de 12 % pour les fonds propres.
2. Analyse
2.1. Installations nouvelles
 Dans le cas d'une nouvelle installation utilisant l'énergie hydraulique des lacs et des cours d'eau, en France continentale, compte tenu des hypothèses retenues, les critères de rentabilité minimale sont remplis pour un productible de 3 500 h/an environ, en équivalent pleine puissance, suivant la catégorie d'installation considérée. Le relèvement du tarif pour les plus petites installations devrait, notamment, permettre d'en assurer la rentabilité et, ce faisant, le développement.
 En revanche, pour un productible important, les niveaux de rentabilité sur capitaux engagés et sur fonds propres s'avèrent inutilement élevés. La rentabilité des fonds propres, après impôts, dépasse généralement de deux fois le seuil de rentabilité minimal défini précédemment, pour un productible supérieur à 4 500 h/an, et de trois fois pour un productible supérieur à 5 500 h/an. Bien que le nombre d'installations susceptibles d'atteindre ce niveau de performance reste limité (respectivement 184 et 66 installations en 2005), cette analyse révèle que la structure du tarif est inadaptée à la disparité des gisements hydrauliques. Il convient, donc, de prévoir une dégressivité du tarif en fonction du productible moyen.
 Dans les départements d'outre-mer, à Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte, le tarif est supérieur d'environ 30 EUR/MWh au tarif métropolitain. Cet écart, dont l'objet est de compenser les surcoûts inhérents à ces zones, s'ajoute à plusieurs dispositifs fiscaux et aides de l'Etat également conçus pour prendre en compte ces spécificités. Ce cumul pourrait conduire à des rentabilités très supérieures au niveau minimal défini.
 L'absence de données précises relatives aux coûts de production et aux recettes envisageables pour les installations utilisant l'énergie houlomotrice, marémotrice ou hydrocinétique et à leur évolution à court terme ne permet pas de formuler un jugement fondé sur la rentabilité des projets. Cependant, dans ce contexte d'incertitude, compte tenu du niveau du tarif et de l'étendue du gisement potentiel, il semble prudent d'envisager une dégressivité du tarif, par paliers, en fonction de la puissance installée. Un tarif fixé à un niveau trop élevé aurait, en effet, pour conséquence d'occasionner une dérive des charges de service public.
2.2. Dispositif de rénovation
 L'article 33 de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l'électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières prévoit que les installations bénéficiant de l'obligation d'achat au titre [de l'article 10 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000] ou au titre de l'article 50 de la [loi n° 2000-108 du 10 février 2000] ne peuvent bénéficier qu'une seule fois d'un contrat d'obligation d'achat.
 Toutefois, le décret n° 2005-1149 du 7 septembre 2005 relatif à la rénovation des installations de production électrique sous obligation d'achat et modifiant le décret n° 2001-410 du 10 mai 2001 et l'arrêté du 7 septembre 2005 relatif à la rénovation des installations utilisant l'énergie hydraulique des lacs, cours d'eau et mers, telles que visées au 1° de l'article 2 du décret n° 2000-1196 du 6 décembre 2000, prévoit la possibilité, pour un producteur, de bénéficier d'un nouveau contrat, sous réserve d'effectuer une rénovation caractérisée par un niveau d'investissement minimal compris, pour une petite centrale hydroélectrique, entre 800 et 1 000 EUR/kW, suivant la puissance de l'installation.
 Ce dispositif pourrait concerner la majorité des installations qui bénéficieront du nouveau tarif envisagé. Il vise, en effet, potentiellement, plusieurs centaines d'installations bénéficiant, jusqu'ici, de contrats d'achat dits « H97 », souscrits à la fin des années 90, pour une durée de quinze ans, qui arrivent à échéance à l'horizon 2012. Cet ordre de grandeur est à comparer aux quelques dizaines d'installations nouvelles qui pourraient être mises en service chaque année.
 Par nature, le calcul de la rentabilité pour les installations bénéficiant du dispositif de rénovation s'avère particulièrement fiable : les hypothèses d'investissement sont connues, prises égales au seuil minimal prévu par l'arrêté du 7 septembre 2005, et le productible peut être estimé avec précision, puisque les installations susceptibles d'en bénéficier dans les prochaines années ont déjà fait l'objet d'un contrat d'achat de quinze ans au moins.
 Le seuil de rénovation minimal a été fixé à un niveau inférieur à la moitié de l'investissement nécessaire au développement d'une installation nouvelle. Dès, lors, pour un productible de 3 500 h/an, le taux de rentabilité des installations bénéficiant du dispositif de rénovation se situe à plus de trois fois le seuil minimal défini précédemment pour les capitaux engagés et de quatre fois pour les fonds propres.
 Le dispositif de rénovation associé au tarif envisagé crée, donc, un effet d'aubaine de nature à occasionner des rénovations, parfois superflues, dans le seul but de bénéficier d'un nouveau contrat d'achat de vingt ans, à des conditions inutilement favorables. Cette situation est d'autant plus dommageable pour le consommateur qu'elle sera source de surcoûts alors que les prix de marché actuels devraient permettre une exploitation rentable des centrales concernées sans subvention.
 En conséquence, il apparaît préférable de substituer à ce dispositif une organisation permettant aux petits producteurs concernés d'accéder efficacement au marché. Cette solution permettrait, en outre, une meilleure valorisation des capacités de modulation infra-journalière et des qualités environnementales de cette production auprès du client final.
2.3. Indexation
 Les modalités d'indexation (coefficients K et L, censés refléter les conditions d'évolution des coûts des projets) s'avèrent favorables aux producteurs. Le coefficient L détermine l'évolution du tarif d'une année sur l'autre au cours des vingt ans de contrat. Il doit donc, en principe, refléter l'évolution des charges d'exploitation. Or, la part fixe de ce coefficient ne représente que 40 %, valeur très inférieure à la part de l'investissement dans le coût de production pour un nouvel investissement hydraulique, de l'ordre de 60 % à 70 %.
 Enfin, compte tenu de la date de publication envisageable, le projet d'arrêté pose des références inadaptées. Afin d'y remédier, il est souhaitable de remplacer « 2006 » par « 2007 », dans l'article 4.
V. - CONSÉQUENCES DU TARIF PROPOSÉ
 Les conséquences du tarif proposé sur l'évolution des charges de service public sont évaluées au regard des objectifs de développement de la filière à l'horizon 2015 et 2020. Le rapport au Parlement du 9 juin 2006 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production électrique (PPI) ne permet pas d'isoler les installations de moins de 12 MW, qui bénéficieraient de l'obligation d'achat, des autres. Les objectifs ont donc été établis sur la base d'une étude de l'ADEME réalisée en 2001 et 2002, qui évalue le potentiel de développement des installations de petite hydroélectricité entre 500 et 700 MW à l'horizon 2015. Ces objectifs ont été déclinés en scénarios haut et bas, établis conformément au tableau ci-après. Au-delà de 2015, le développement a été poursuivi pour le scénario bas de manière à atteindre les objectifs du scénario haut en 2020. Il est considéré achevé pour le scénario haut. Ces estimations restent, toutefois, très aléatoires, en l'absence de précision sur les restrictions qui seront posées par la loi sur l'eau, dont les conséquences restent à évaluer.
Scénarios de développement de la filière hydraulique de petite puissance
 Sources : rapport ADEME 2001-2002 et hypothèses CRE.
 Le graphique suivant présente le surcoût d'achat cumulé dû au nouveau tarif envisagé (hors contrats en cours), en euros constants de 2006, pour les deux scénarios de développement envisagés, sur la base d'hypothèses de prix de marché de 40 EUR/MWh et 45 EUR/MWh sur la période.
Evolution du surcoût annuel dû au tarif proposé pour la filière hydroélectrique
(hypothèses hautes et basses)
 Le développement de la filière avec les nouvelles conditions tarifaires proposées induirait un surcoût annuel de 150 à 400 MEUR à l'horizon 2015 et de 200 à 500 MEUR en 2020. Les installations rénovées pourraient représenter jusqu'à 60 % de ce montant. Ces conditions d'achat devraient entraîner une augmentation de la contribution unitaire aux charges de service public de 0,3 à 1 EUR/MWh.
 A cet égard, la CRE souligne le manque de cohérence de la législation actuelle, qui plafonne le montant global alloué à la compensation des charges de service public, mais ne permet pas de maîtriser l'évolution de ces charges.
Evolution de la contribution unitaire due au tarif proposé pour la filière hydroélectrique
(hypothèses hautes et basses)