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Avis

JORF n°172 du 27 juillet 2006

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
ou dans la zone économique exclusive

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.

2.3. Indexation

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 %.

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, 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

Sources : rapport sur la PPI & hypothèses CRE.

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.

Evolution du surcoût annuel dû au tarif proposé
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.
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 éolienne (hypothèses hautes et basses)

VI. - AVIS DE LA CRE

Le tarif proposé augmente substantiellement par rapport au tarif actuellement en vigueur.

Analyse du gain pour la collectivité

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.

Analyse de la rentabilité

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.
Fait à Paris, le 29 juin 2006.

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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

ou dans la zone économique exclusive

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.

2.3. Indexation

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 %.

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, 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

Sources : rapport sur la PPI & hypothèses CRE.

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.

Evolution du surcoût annuel dû au tarif proposé

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.

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 éolienne (hypothèses hautes et basses)

VI. - AVIS DE LA CRE

Le tarif proposé augmente substantiellement par rapport au tarif actuellement en vigueur.

Analyse du gain pour la collectivité

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.

Analyse de la rentabilité

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.

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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.

Fait à Paris, le 29 juin 2006.