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Timestamp: 2018-03-18 15:55:36+00:00
Document Index: 222214199

Matched Legal Cases: ["l'article 2", "l'article 2", "l'article 2", "l'article 2", "l'article 10", "l'article 1", "l'article 4", "l'article 1", 'in fine', 'in fine']

Avis sur le projet d'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie mécanique du vent telles que visées par l'article 2 (2°) du décret n° 2000-1196 du 6 décembre 2000 | Legifrance
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Avis sur le projet d'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie mécanique du vent telles que visées par l'article 2 (2°) du décret n° 2000-1196 du 6 décembre 2000
NOR: INDI0607866V
La CRE a été saisie, le 7 juin 2006, par le ministre de l'économie, des finances et de l'industrie et par le ministre délégué à l'industrie, d'un projet d'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie mécanique du vent telles que visées par l'article 2 (2°) du décret n° 2000-1196 du 6 décembre 2000.
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 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 :
En France continentale, se référer au nucléaire permet de tenir compte de la structure réelle du parc de production national dans les 15 prochaines années, composé majoritairement de nucléaire et d'hydraulique, et d'une hypothèse de renouvellement par du nucléaire au-delà.
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. 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.
Les coûts de production retenus correspondent aux coûts moyens constatés en 2005 (4) 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.
n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
Source : DIDEME, 2003, CRE.
Le calcul de la valeur associée à la contribution des filières considérées aux objectifs définis à l'article 1er de la loi 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.
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 (6).
Le tableau ci-après donne, pour les technologies utilisant les énergies renouvelables, la valeur des coûts externes retenus.
En France métropolitaine, le tarif envisagé, applicable sur 15 ans, est défini sur deux périodes : au cours des dix premières années, tous les sites bénéficient du même tarif de 82 /MWh ; les cinq années suivantes, le tarif diminue avec la qualité du site. Celle-ci est caractérisée par la durée annuelle de fonctionnement de référence, égale à la moyenne sur les huit années médianes du quotient entre l'énergie produite au cours de l'année et la puissance maximale installée.
Les installations implantées en Corse ne bénéficient plus du tarif spécifique applicable dans les départements d'outre-mer (DOM).
Par rapport aux conditions actuellement en vigueur, ce tarif se caractérise, en France continentale, par un relèvement de la rémunération pouvant atteindre 35 % (9) pour les installations fonctionnant plus de 1 900 heures par an, en équivalent pleine puissance, soit la majorité du parc attendu dans les prochaines années :
- la durée de la première période durant laquelle le tarif est à son niveau maximal est doublée ;
- les tranches tarifaires sont relevées de façon à n'appliquer un tarif inférieur durant les cinq dernières années d'exploitation qu'au-delà de 2 400 heures de fonctionnement par an, alors que le tarif actuel prévoit un abaissement de la première tranche à 1 900 heures au-delà de 1 500 MW installés.
Le tableau ci-dessous représente la hausse du tarif moyen sur 15 ans dont bénéficierait une installation mise en service en 2006 avec le tarif proposé, par rapport au tarif en vigueur.
Hausse du tarif moyen sur 15 ans entre le tarif en vigueur et le tarif proposé
pour une installation mise en service en 2006 en France continentale
2. Sur le domaine public maritime ou dans la zone économique exclusive
Le projet d'arrêté envisage l'instauration d'un tarif spécifique, applicable sur une période de 20 ans, aux installations implantées sur le domaine public maritime ou dans la zone économique exclusive. Il est défini sur deux périodes : au cours des dix premières années, tous les sites bénéficient du même tarif de 130 EUR/MWh ; les dix années suivantes, le tarif diminue avec la qualité du site.
3. Dans les DOM et à Mayotte
Dans les DOM et à Mayotte, le tarif, applicable sur 15 ans, est fixé à 110 /MWh, indépendamment de la qualité du site.
Par rapport aux conditions actuellement en vigueur, il entraîne un relèvement important du tarif moyen sur 15 ans dont bénéficierait une installation mise en service en 2006, pouvant atteindre plus de 70 % (10).
pour une installation mise en service en 2006 dans les DOM et à Mayotte
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. S'ajoute à cette indexation un coefficient de dégressivité de 2 % par an à compter de 2008.
La dégressivité de 3,3 % par an est remplacée par une dégressivité de 2 % par an, qui ne s'appliquera qu'à compter de 2008. Toutes choses égales par ailleurs, cette modification du coefficient de dégressivité se traduit par une majoration supplémentaire du tarif envisagé, en comparaison des conditions d'achat précédemment en vigueur, de 3 % en 2007, 12 % en 2012 et de 19 % en 2017.
Le graphique ci-dessous décrit l'évolution comparée du tarif proposé et du tarif en vigueur applicable pour la première année de fonctionnement, en métropole, en fonction de l'année de mise en service.
Evolution comparée du tarif proposé (ligne continue) et du tarif en vigueur (pointillés) en métropole
pour la première année en fonction de l'année de mise en service
5. 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 15 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 ;
S = 15 si N est supérieur ou égal à 15,
si N est supérieur ou égal à 15,
Les statistiques publiées par RTE dans son « bilan prévisionnel de l'équilibre offre/demande d'électricité en France » tendent à établir que, pour un parc de 10 GW, correspondant approximativement à l'objectif envisagé dans le cadre de l'élaboration de la programmation pluriannuelle des investissements (11), la puissance substituée par des installations convenablement réparties sur le territoire national atteindrait 25 % de la puissance installée. Elle nécessitera, parallèlement, une augmentation de la marge d'exploitation de l'ordre de quelques centaines de mégawatts. En conséquence, la comparaison prend en compte, pour le calcul du coût évité, en France continentale, une contribution de la filière éolienne à hauteur de 25 % des coûts fixes de la filière à laquelle elle se substitue. Ce raisonnement ne peut être transposé dans les zones non interconnectées compte tenu de l'absence de foisonnement.
L'étude précise que la production éolienne se substitue presque intégralement à la production des moyens de base dont la puissance installée pourra être réduite en conséquence. Cette réduction pouvant s'avérer supérieure à la puissance substituée totale, le besoin en moyens de pointe serait accru pour satisfaire la demande les jours sans vent où les réalisations des autres aléas sont défavorables. Ainsi, dans la mesure où les moyens de base - pour l'essentiel, en France, les centrales nucléaires - sont peu émetteurs de polluants atmosphériques, leur substitution par des aérogénérateurs ne devrait occasionner qu'un gain très marginal. Inversement, les conséquences environnementales d'une augmentation des besoins en moyens de production de pointe, plus émetteurs de polluants atmosphériques, ne font pas l'objet d'un consensus et seront donc négligées.
En tout état de cause, cette étude met en évidence l'importance de la qualité des prévisions de production pour limiter les conséquences négatives de l'insertion de l'éolien dans le système électrique. Dans la perspective d'une augmentation importante des capacités, il importe que les producteurs soient astreints à des prévisions aussi fiables que possible, ce qui passe par une responsabilisation directe des exploitants vis-à-vis des règles d'équilibre applicables à l'ensemble des acteurs du système électrique.
2.1. Eoliennes implantées à terre
2.1.1. En France métropolitaine continentale
Quelle que soit la filière thermique substituée, le coût pour la collectivité de la filière éolienne à terre en métropole continentale est très supérieur au coût évité. La hausse récente du prix des combustibles concomitante à l'augmentation du tarif envisagée ne permet pas d'inverser ce rapport.
Pour ce qui concerne l'objectif de maîtrise des choix technologiques d'avenir, il convient de souligner que la filière éolienne est aujourd'hui mature. Son marché est largement développé, et il y a peu à attendre de l'évolution des technologies et des effets d'échelle. Au contraire, à performances comparables, le prix des machines a connu, en l'espace d'une année, une forte augmentation sous l'effet conjugué de la hausse du prix des matériaux et d'une demande mondiale soutenue, entretenue par la généralisation des politiques de subventions publiques. Enfin, une dégressivité insuffisante du tarif exclut que la filière parvienne, dans la prochaine décennie, à un niveau de compétitivité suffisant pour lui permettre de poursuivre son développement sans subvention.
Source : DIDEME, ExternE, analyse CRE.
En Corse, dans les départements d'outre-mer et à Mayotte, le coût pour la collectivité de la filière éolienne à terre est approximativement couvert par les coûts évités.
En Corse, la construction d'une centrale fonctionnant en cycle combiné, alimentée en gaz naturel, permettrait un gain environnemental et économique, en comparaison des centrales existantes. Toutefois, l'alignement du tarif applicable à la production éolienne sur le tarif continental préserve l'intérêt de cette filière sur l'île.
Il s'agit, donc, de territoires où les énergies renouvelables se développeraient sous l'effet de la seule initiative privée si les prix de vente de l'électricité pratiqués reflétaient les coûts de production. Ce n'est pas le cas en raison de la péréquation des prix avec ceux de la métropole.
2.2. Eoliennes implantées sur le domaine public maritime
ou dans la zone économique exclusive
Quelle que soit la filière thermique substituée, le coût pour la collectivité de la filière éolienne en mer est très supérieur au coût évité. Compte tenu de l'importance de l'écart, il est peu probable que le soutien à ces installations puisse se traduire, même à long terme, par un bénéfice pour la collectivité.
Les perspectives d'évolution offrent peu d'espoir de baisse des coûts. Les technologies d'implantation sont dérivées de celles employées dans le domaine de l'exploitation pétrolière et bénéficient déjà d'une longue expérience acquise par ce secteur. Il existe même un risque, en cas d'intensification de l'activité pétrolière maritime, que la filière soit affectée par une tension sur la disponibilité des moyens de construction, de nature à retarder les projets et à en accroître le coût. Enfin, les économies d'échelle sont limitées par l'hétérogénéité des conditions d'implantation.
Pour les éoliennes implantées à terre, les valeurs de coûts retenues sont issues des contributions soumises par les participants au groupe de travail mis en place par la DIDEME pour élaborer les nouveaux tarifs. Des hypothèses hautes et basses de coûts sont considérées pour prendre la mesure de l'étendue des points de vue sur cette question. La valeur résiduelle de l'installation, à l'issue des 15 ans du contrat d'obligation d'achat, est prise égale à la valeur actualisée de la production, vendue au prix de marché, sur la durée de vie résiduelle de l'installation, évaluée à 5 ans.
L'analyse est réalisée pour des machines aux caractéristiques différentes, afin de s'assurer que le tarif incite à retenir celle qui maximise les volumes produits et conduit au coût d'achat unitaire le plus faible. La rentabilité est donnée in fine en fonction de la vitesse de vent moyenne au moyeu, en retenant la configuration des machines la plus favorable au producteur.
L'hypothèse fiscale retenue 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, cependant, à relever encore davantage la rentabilité.
L'approche adoptée par la CRE vise à s'assurer que le tarif proposé induit une rentabilité des fonds propres investis dans le projet cohérente avec celle constatée pour les entreprises agissant dans le secteur considéré. Dans le cas de la production d'électricité utilisant l'énergie mécanique du vent, le secteur pris en référence est celui des entreprises de production d'électricité dont le parc de production comporte une proportion importante d'aérogénérateurs. Au sein de celui-ci, l'analyse des entreprises et projets comparables conduit à retenir un financement par la dette à hauteur de 80 % et un niveau de rentabilité des fonds propres cible de 13,5 % environ.
2.1.1. En métropole
Le graphique ci-après donne, pour les projets en métropole, le taux de rentabilité interne (TRI) sur fonds propres après impôts atteint pour les hypothèses hautes et basses de coûts, en fonction de la vitesse moyenne de vent mesurée à hauteur du moyeu.
Rentabilité des projets éoliens en métropole
en fonction de la vitesse de vent sur le site d'implantation
En métropole, pour une vitesse de vent supérieure ou égale à 6,5 m/s, qui correspond, approximativement, à une installation fonctionnant plus de 2 200 h/an en équivalent pleine puissance, le tarif occasionne une rentabilité des capitaux propres trop importante au regard de ce qui serait nécessaire pour susciter l'investissement dans ces moyens de production, même dans l'hypothèse de coûts la plus défavorable. En comparaison du tarif en vigueur publié en 2001, la modification des tranches tarifaires, à laquelle s'ajoute un doublement de la durée de la première période durant laquelle le tarif est maximal, a plus que compensé l'augmentation des coûts sur la période. Dans la structure envisagée, le tarif applicable sur les dix premières années est fixé à un niveau si élevé que la diminution applicable de la onzième à la quinzième année seulement ne suffit pas à compenser un tel excès.
Le biais du tarif en vigueur, qui permettait à un producteur d'obtenir une meilleure rentabilité de son installation en sous-dimensionnant ses machines (12), est éliminé par l'allongement de la première période tarifaire. Ce biais avait pour inconvénient, à vitesse de vent donnée, de maximiser concomitamment la rentabilité pour l'investisseur et le coût unitaire pour la collectivité et de minimiser les volumes produits. Cependant, l'allongement envisagé de la première période, qui ne s'accompagne d'aucune diminution du tarif en niveau constitue, in fine, un revenu supplémentaire. En première approche, il eût été préférable de déterminer des tarifs haut et bas, à des niveaux indépendants des caractéristiques de l'installation ou du site, et de conditionner le passage de l'un à l'autre au volume de production.
Le nombre de projets déposés en préfecture (13) depuis la publication de l'arrêté tarifaire du 8 juin 2001, pour beaucoup entravés par des difficultés d'acceptation, et la spéculation foncière, matérialisée par la forte augmentation des loyers sur les sites d'implantation, démontrent l'attractivité du tarif en vigueur. Le relèvement envisagé risque d'accroître la pression des investisseurs et d'exacerber les conflits aux dépens du consommateur et de la mission de service public de l'électricité. La Commission de régulation de l'énergie en appelle à une meilleure organisation des procédures d'agrément et souligne l'avantage économique et social dont bénéficierait la collectivité à adapter le rythme et les objectifs de développement de la filière à la capacité d'acceptation locale.
L'ensemble des données qui précèdent conduit la CRE à considérer que le tarif proposé est trop élevé si on le compare aux coûts de la filière éolienne. Dans les conditions de financement et de marché actuelles, même dans l'hypothèse de coûts la plus défavorable, un tarif diminué d'au moins 6 % pour les installations fonctionnant 2 400 h/an (soit 5 EUR/MWh durant les dix premières années) et de 10 % pour les installations fonctionnant 2 600 h/an suffirait à rémunérer les investisseurs.
2.1.2. Dans les DOM, à Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte
Dans les départements d'outre-mer, dans la collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte, le tarif, constant sur 15 ans, prévoit une prime d'au moins 28 EUR/MWh sur le tarif applicable en métropole.
A cette prime, censée compenser les surcoûts inhérents à ces zones, s'ajoutent plusieurs dispositifs fiscaux également destinés à les prendre en compte. Ce cumul conduit à des rentabilités très élevées. De plus, la faible productivité constatée des machines actuellement en fonctionnement dans ces zones, qui tient principalement à des problèmes de fiabilité, ne doit pas masquer la réalité du potentiel atteignable, compte tenu de la puissance du vent, notamment dans les Caraïbes, et de sa régularité. Il y a donc lieu de maintenir, dans ces zones, la modularité du tarif en fonction du taux de charge des machines.
2.1.3. Recours aux appels d'offres
Pour les éoliennes implantées à terre, la CRE recommande le recours exclusif aux appels d'offres, pour un objectif de puissance cumulée donnée, sur le seul critère du prix de vente de l'électricité produite et indépendamment de la localisation envisagée par le candidat.
2.2. Eoliennes implantées en mer, sur le domaine public maritime
Le coût d'une centrale éolienne implantée en mer est très incertain. Les expériences en ce domaine restent peu nombreuses. Les conditions d'implantation très hétérogènes rendent hasardeuses les extrapolations d'un site à l'autre. La dispersion des prix proposés par les candidats dans le cadre de l'appel d'offres organisé pour cette filière en 2004-2005, d'une amplitude de 60 EUR/MWh, témoigne de l'importance à sélectionner les sites et les industriels les plus performants.
Le tarif proposé est très supérieur au prix des meilleures offres, et notamment à celui de l'offre retenue.
Les éoliennes en mer s'implantent, généralement, sur le domaine public de l'Etat, qui en dispose librement. Dans ces conditions, la CRE recommande que l'administration organise des appels d'offres afin de mettre les industriels en concurrence sur une zone préalablement désignée, en fonction de son potentiel technico-économique et de considérations environnementales.
Les modalités d'indexation (coefficients K et L censés refléter les conditions d'évolution des coûts des projets) sont très favorables aux producteurs.
Le coefficient K, qui doit refléter l'évolution de l'ensemble des coûts d'investissement et d'exploitation et s'applique au tarif pour les nouveaux contrats, contient une proportion relative aux coûts de la main-d'oeuvre en France égale à 50 %. Or, les coûts d'un projet éolien sont déterminés principalement par l'achat de la turbine, fabriquée dans la plupart des cas à l'étranger. Au cours des cinq dernières années, le coefficient K a augmenté, en moyenne, de 2,7 % par an, très au-delà de l'inflation et encore davantage du prix des biens d'équipement sur le marché français.
L'absence de dégressivité en 2006 et 2007, alors que le coefficient K s'appliquera, entraînera pour ces deux années une hausse du tarif. Les producteurs auront donc intérêt à attendre le 1er janvier 2007 pour faire leur demande de contrat d'achat.
Le coefficient L détermine l'évolution du tarif d'une année sur l'autre au cours des 15 ans de contrat. Il doit donc refléter l'évolution des charges d'exploitation. Or, la part fixe de ce coefficient ne représente que 40 %, valeur très inférieure à la part des coûts fixes dans le coût de production de l'électricité éolienne, de l'ordre de 75 %.
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, tels que définis dans le rapport au Parlement du 9 juin 2006, relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production électrique (PPI). Ces objectifs ont été déclinés en scénarios haut et bas, établis conformément au tableau ci-après. Au-delà de 2015, le développement a été estimé pour le scénario bas ; il est considéré achevé pour le scénario haut.
Scénarios de développement de la filière éolienne
La figure suivante présente le surcoût d'achat cumulé dû au tarif proposé, en euros constants de 2006, pour les deux scénarios de développement envisagés, sur la base d'hypothèses de prix de marché de 35 EUR/MWh et 45 EUR/MWh sur la période.
pour la filière éolienne (hypothèses hautes et basses)
Le développement de la filière sous les nouvelles conditions tarifaires proposées induirait, a minima, un surcoût annuel de 800 MEUR à l'horizon 2015. L'atteinte des objectifs hauts prévus par le rapport sur la PPI conduirait à ce montant dès 2009 et pourrait se traduire, à partir de 2015, par un surcoût de 2 à 2,5 MdsEUR (selon que l'on considère un prix de marché de 45 EUR/MWh ou de 35 /MWh).
Ces conditions tarifaires risquent donc d'entraîner une augmentation importante du coût du service public de l'électricité. La contribution unitaire, imputable au soutien à la filière éolienne par le tarif proposé, représenterait, ainsi, 2 à 6 EUR/MWh dès 2015. Un tel montant nécessiterait une refonte du mécanisme de plafonnement prévu par la loi du 10 février 2000, qui limite la contribution unitaire aux charges de service public de l'électricité à 7 % de la part énergie du tarif bleu 6 kVA, option base.
Evolution de la contribution unitaire due au tarif proposé
Que l'énergie éolienne se substitue à celle produite par une centrale nucléaire, une centrale au gaz fonctionnant en cycle combiné ou une centrale au charbon de technologie moderne, le tarif d'achat proposé est très supérieur à la somme des coûts et externalités environnementales évités, ainsi que des autres contributions supposées aux objectifs de la loi.
En Corse et dans les DOM, où une part importante de la production d'électricité est assurée par des centrales au charbon et au fuel de faible puissance, relativement coûteuses et polluantes, le développement de la production éolienne pourrait représenter une économie dès aujourd'hui, tout en réduisant le coût de la péréquation tarifaire dans ces zones. Cependant, la CRE considère que les dispositifs fiscaux spécifiques qui s'ajoutent au tarif applicable dans les DOM réduisent les gains que la collectivité devrait retirer du développement de la filière dans ces zones.
Du fait des caractéristiques du parc de production national, la production éolienne ne contribuera que marginalement à la réduction des émissions françaises de gaz à effet de serre et à l'amélioration de la qualité de l'air dans la prochaine décennie. A cet égard, il convient de noter que les pays les plus volontaristes dans le développement de cette filière sont dotés d'une large proportion de centrales au charbon, de conception ancienne, relativement polluantes et peu performantes. Malgré un développement considérable de l'éolien, leur secteur énergétique reste de ceux dont l'impact environnemental est des plus conséquents en Europe.
Le tarif proposé est très supérieur aux estimations de coûts de revient de la filière. Son augmentation a plus que compensé l'augmentation des coûts intervenue depuis 2001, sous l'effet de la demande mondiale entretenue par la généralisation des dispositifs de soutien et de la spéculation foncière pour l'appropriation des sites les plus favorables. Ce tarif s'ajoute à des dispositifs fiscaux très favorables. Il en résulte une rentabilité très importante, de l'ordre de 20 à 40 % par an, après impôts, garantie sur 15 ans, pour des sites moyennement ventés.
Dans ces conditions, la CRE considère que l'obstacle au développement de l'éolien, en France, n'est pas d'ordre tarifaire. Le tarif proposé pourrait être diminué de 6 % minimum pour une installation fonctionnant 2 400 h/an en équivalent pleine puissance et de 10 % pour une installation fonctionnant 2 600 h/an.
Enfin, une meilleure organisation des modalités d'implantation et des objectifs de développement prenant en compte les difficultés d'acceptation de la filière permettraient de contenir les coûts et d'assurer un service public performant.
Conséquences sur les charges de service public
Dans l'hypothèse d'un développement de la filière conforme aux objectifs fixés par le Gouvernement à travers la programmation pluriannuelle des investissements présentée au Parlement en juin 2006, l'impact du tarif proposé sur les charges de service public serait de 1 à 2,5 milliards d'euros par an en 2015, soit une augmentation de 2 à 6 EUR/MWh de la contribution unitaire, actuellement fixée à 4,5 EUR/MWh. Une telle hausse contraindrait à modifier le plafond des charges de service public actuellement fixé à 7 % du tarif « bleu base ». 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.
S'y ajouteront les conséquences financières des aléas de production. Dans la perspective d'un développement massif de la filière, la CRE demande que les producteurs soient, individuellement ou collectivement, financièrement responsables de leur périmètre d'équilibre.
Au vu de l'ensemble des éléments qui précèdent, la Commission de régulation de l'énergie considère que le tarif proposé, qui s'ajoute à l'ensemble des dispositifs fiscaux en vigueur, représente un soutien disproportionné à la filière éolienne au regard du bénéfice attendu. Compte tenu des conditions de marché, il occasionne, pour les investisseurs, une rentabilité très supérieure à ce qui serait nécessaire pour susciter l'investissement dans ces moyens de production et représente un moyen très coûteux pour la collectivité d'atteindre les objectifs de développement assignés par la loi du 13 juillet 2005.
La commission émet, en conséquence, un avis défavorable sur ce projet d'arrêté.
Afin d'assurer un service public performant, elle souligne la nécessité d'adapter le rythme et les objectifs de développement de la filière à la capacité d'acceptation locale et recommande, pour cette filière, le recours exclusif aux appels d'offres.
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