L’arrêté tarifaire éolien est imminent, le niveau de prime de gestion reste incertain

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parc éolien des Portes de la Côte d'Or
(Crédit : Engie)

C’est le texte que les développeurs éoliens attendent pour leurs projets à construire dans les deux à trois prochaines années. L’arrêté tarifaire pour 2016 devrait être de retour autour du 30 novembre de la Direction générale (DG) de la Concurrence à la Commission Européenne, qui est déjà débordée par son agenda sur le winter package. Le texte devrait donc figurer au Journal officiel français dans les jours qui suivront. « L’arrêté pourrait être publié à la mi-décembre, sous réserve de l’accord de la Commission », estime Dominique Darne, président de la Commission économique de France Energie Eolienne (FEE), fondateur du développeur et exploitant Eurowatt.

Pour 1 euro, on n’a plus rien

Mais y aura-t-il un arrêté ? Marion Lettry, déléguée générale adjointe du Syndicat des énergies renouvelables (SER), en charge des filières éolienne, énergies marines et hydroélectricité, n’écarte pas totalement le risque que ...

Bruxelles n’accepte pas le tarif de référence de 82€ fixé pour dix ans au moins. Quant au niveau de la prime de gestion de 4€/MWh  pour les cinq premières années du contrat et 3€/MWh pour la durée restante, il est probable qu’il soit revu à la baisse. Pour rappel, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) l’a trouvé excessivement élevé et recommande une prime dégressive établie à 2€/MWh pendant les cinq premières années du contrat puis à 1,1 €/MWh ; le régulateur réclame d’ailleurs « un niveau unique pour l’ensemble des filières bénéficiant du complément de rémunération sous forme de guichet ouvert ».

Selon un agrégateur, ce niveau de 1,1€/MWh correspond peu ou prou aux frais constatés par EDF en France, mais en aucun cas aux besoins des producteurs spécialisés. Pour sa part Dominique Darne explique qu’« il nous faut prendre en considération des coûts correspondant à un portefeuille très important d’énergies renouvelables intermittentes et non commandables. Ce n’est pas celui d’EDF. L’arrivée d’autres acteurs très actifs sur d’autres marchés européens, ou de nouveaux acteurs, met en évidence le besoin d‘une prime de gestion adaptée ». Et donc plus élevée.

Quelle prime pour le basculement ?
Pour faire rapidement émerger un volume de transactions significatif sur le marché, développeurs et agrégateurs souhaitent une prime de gestion spéciale qui inciterait à abandonner le régime de l’obligation d’achat pour les parcs installés, pour adopter celui du marché + prime. Un niveau que le développeur et producteur RES situe par exemple entre 4 et 8€. FEE préconise en outre que soit fixé un seuil pour le volume de MWh vendus sur le marché. Une fois ce niveau atteint, l’incitation pourrait commencer à diminuer. A l’heure actuelle, il n’est pas du tout certain qu’un tel incentive soit créé.

Cela dit, tant le SER que FEE affichent une certaine confiance quant au retour de Bruxelles d’un tarif éolien pour 2016 ajusté aux contraintes de la filière, rappelant que les aller-retours entre l’administration français et la Commission ont été nombreux.

La publication lancera le top départ pour les développeurs, qui devront adresser une demande à EDF Obligation d’achat ou aux Entreprises locales de distribution pour déposer leurs nouvelles demandes de contrats de rémunération – sous réserve que les futures conditions ne leur semblent pas dissuasives. « La publication ne fera pas redémarrer la filière instantanément puisqu’il faudra rédiger les contrats de complément de rémunération qui devront être validés et publiés. Une affaire de plusieurs semaines », anticipe Dominique Darne. Il est possible qu’un délai de grâce soit accordé jusqu’au début 2017 pour ce faire, c’est en tout cas ce que prévoit le SER.

Combien de temps pour construire ? 

Les semaines qui viennent ne vont pas manquer de suspense pour les développeurs et les financeurs, car d’autres textes importants sont attendus. En particulier le régime de la filière éolienne à partir de janvier prochain. « Le projet d’arrêté tarifaire 2017 est en cours d’élaboration », indique Dominique Darne. L’exception des parcs de 6 machines, inférieurs ou égaux à 6 MW et censés échapper au champ des futurs appels d’offres, sera-t-elle approuvée par la Commission européenne, sachant qu’en Allemagne, ce régime dérogatoire ne s’applique qu’aux parcs de moins de 0,75 MW et que la CRE ne l’approuve pas ? Autre incertitude et des plus concrètes pour les entreprises, les délais de construction des parcs éoliens. « Les projets deviennent de plus en plus difficiles à financer pour entrer dans les délais de mise en service et de disponibilité des raccordements avant l’expiration du droit à l’obligation d’achat prévue par les décrets de mai 2016. L’Etat devra probablement prendre des mesures pour éviter la mise en difficulté de nombreux projets en suspens qui créent une incertitude de nature à inquiéter investisseurs et prêteurs », souhaite Dominique Darne. Un décret assouplissant les règles sur la mise en service des parcs est en procédure de consultation.

Le régime de l’obligation d’achat s’est arrêté en décembre 2015 pour les développeurs éoliens, mais ils ne le savaient pas. A partir de janvier 2017, tous les projets de plus de six turbines seront choisis sur appels d’offres, avec une rémunération issue de la vente sur le marché complétée par une prime d’Etat – le complément de rémunération. Difficulté supplémentaire, le régime avec complément de rémunération s’applique aux projets ayant fait l’objet d’une demande de contrat cette année, en 2016. En théorie, l’arrêté tarifaire éolien de juin 2014 devait durer 10 ans. Mais il contredisait les lignes directrices de la Commission européenne, qui encouragent l’intégration des EnR sur le marché.