La France s'est donnée pour objectif d'atteindre une part de 23 % d'énergie renouvelable dans sa consommation d'énergie finale en 2020. Pour cela, le développement des filières de l'éolien terrestre, du solaire photovoltaïque, de la biomasse et de la cogénération était primordial et s'est appuyé majoritairement sur des tarifs d'obligation d'achat avantageux. Pour rappel, les fournisseurs historiques sont obligés d'acheter la production d'électricité verte à un tarif prédéfini, garanti sur 15-20 ans, supérieur au prix du marché. Les surcoûts liés à ce mécanisme de soutien sont compensés par la CSPE, la contribution au service public de l'électricité, payée par les consommateurs à hauteur de 16,5 euros/MWh.

« S'ils ont produits leurs effets, ces mécanismes de soutien public sont aujourd'hui questionnés, en raison de leur poids dans la facture des consommateurs et de l'arrivée à maturité de certaines filières », explique la CRE dans son rapport, répondant à une consultation publique lancée en décembre dernier par la Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC).

Vers une sortie de l'obligation d'achat ?

Dans ce rapport, la CRE souligne « la rentabilité des installations de production d'électricité à partir d'énergie renouvelable » et prône une réforme des mécanismes de soutien pour « préparer l'évolution de ces moyens de production, d'un dispositif régulé vers un système marchant, tout en garantissant un faible niveau de risque pour les producteurs ». Pour les filières industrielles, « il devient nécessaire de préparer la sortie de l'obligation d'achat en contraignant les producteurs à vendre une partie de leur électricité sur les marchés ».

Cette contrainte serait assortie d'une prime, pour compenser ex post l'écart entre le gain tiré de cette vente et un niveau de rémunération de référence, garantissant une rémunération normale aux producteurs sur le long terme.

Le SER s'inquiète pour l'éolien

Suite à la publication de cette étude, la réaction du SER ne s'est pas fait attendre, concernant plus précisément la filière de l'éolien terrestre.

La Commission de régulation de l'énergie a considéré pour sa part que « la filière éolienne terrestre est une filière mature, présentant de bonnes conditions de concurrence entre les acteurs ». Ainsi, le régulateur proposait de recourir de préférence aux appels d'offres plutôt qu'au tarif d'achat unique, et de revoir la structure des tarifs d'obligation d'achat afin d'éviter la rentabilité excessive des installations bénéficiant des meilleures conditions de vent. Des propositions qui ne semblent pas convaincre le Syndicat des énergies renouvelables (SER).

Jugeant que le rapport de la CRE, « repose sur les données mises en service entre 2007 et 2012 et présentant des gisements de vent s'échelonnant entre 1500 et 3900 heures », le SER a décidé de publier sa propre analyse économique du secteur.

« Les parcs éoliens bénéficiant de conditions de vent exceptionnelles (+ 2 900 heures) et pour lesquelles des rentabilités supérieures à 10% sont constatées, ne correspondent plus aux projets développés actuellement », argue le SER. En effet, les zones géographiques les plus avantagées naturellement (proche des façades maritimes et dans la Vallée du Rhône) sont déjà toutes équipées, ce qui ne permettrait pas aux futures installations, situées dans d'autres zones, d'atteindre le même niveau.

Par ailleurs, le coût moyen pondéré du capital (CMPC) de 5% pris en compte par la CRE ne correspond pas aux seuils d’investissement des projets. Enfin, contrairement à ce qui était pressenti, les coûts d’investissement ne diminuent pas dans un futur proche, et ce malgré une augmentation de la taille et de la puissance des machines et une stabilisation du coût des éoliennes. Le SER prévoit plutôt une hausse des coûts de raccordement de 55% d'ici 2016, qui devra être supportée par les producteurs éoliens.

Diminution de l'imposition et de la fiscalité locale

LE SER préconise dès lors de « diminuer significativement l’imposition et la fiscalité locale afin de réduire leur part dans le coût de production complet, de réviser les règles relatives au partage des charges entre producteurs éoliens et gestionnaires de réseaux pour les coûts de raccordement et d'accélérer la durée de réalisation des projets en modernisant les procédures administratives et en encadrant les contentieux pour permettre de réaliser des gains sur les coûts de développement et les frais juridiques ».

La filière, en difficulté depuis trois ans, craint en effet la généralisation des appels d'offres qui ferait baisser le taux de rentabilité. Ce cas de figure s'est déjà produit pour la filière photovoltaïque où les taux de rentabilité étaient « supérieurs au CMPC de référence, voire excessifs » selon la CRE, avant le moratoire du quatrième trimestre 2010. La mise en oeuvre d'une tarification dynamique et d'appels d'offres récurrents avaient conduit à une nette baisse des taux de rentabilité.

C.T
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