Appel d’offres éolien terrestre : ça ira mieux l’année prochaine… [Enquête]

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(Source : Flickr/Groman123)

Y aura-t-il des candidats à la première session du premier appel d’offres éolien sous le régime du complément de rémunération ? Sans doute, mais ils pourraient être rares et les 500 MW proposés, difficiles à atteindre. C’est pourquoi Olivier Perot, président de France Energie Eolienne (FEE), a adressé la semaine dernière un mail aux adhérents de l’association professionnelle pour les inciter à participer. Le sujet figurera aussi dans les conversations des participants au colloque éolien du Syndicat des énergies renouvelable, jeudi 16 novembre.  

C’est aussi la raison des modifications qui ont allégé in extremis le cahier des charges de cette première période. Elles autorisent les projets bénéficiant de l’arrêté Complément de rémunération 2016 (CR 2016) à candidater et aussi ceux qui sont encore en cours d’enquête publique, qui n’ont donc pas d’autorisation environnementale. « Il faut bien sûr répondre aux critères fixés par le cahier des charges mais au moins le fait de candidater ne fait pas perdre le bénéfice du régime de complément de rémunération en guichet ouvert », explique Hélène Gelas, avocate associée du cabinet d’avocats LPA-CGR avocats.

Le pipe est à sec

Il est vrai que la filière éolienne, surprise par l’arrivée du mécanisme marché + prime annoncée mi-2016, a présenté depuis un maximum de projets à EDF Obligation d’Achat – un spécialiste qualifie le volume d’ « hallucinant » – pour bénéficier du tarif réservé aux projets présentés dans ce cadre, y compris ceux sans autorisation environnementale. Du coup, le pipe de dossiers à construire est à sec, nombre d’entreprises n’ont plus de projets à proposer. «  Tous nos projets sont sécurisés sous CR 2016, indique Xavier Nasse, directeur général de JPEE, propriétaire de 184 MW de parcs éoliens. Mais ...

nous devrions être présents aux prochains rounds, en 2018. » JPEE dispose de 40 MW autorisés pour l’instant et d’un pipe éolien et solaire de 200 à 300 MW.

De son côté, Quadran (Direct Energie désormais) n’a toujours pas pris sa décision. « Nous comprenons l’intérêt de l’Etat qui est de tenter de réduire les coûts de la CSPE. Mais l’appel d’offres est une procédure qui complique l’aboutissement des projets en ajoutant au système actuel une inconnue totale sur le niveau de rentabilité, donc la faisabilité. Nous y réfléchissons encore et prendrons notre décision au dernier moment », explique Jérôme Billerey, directeur général. La tonalité est la même chez Dominique Darne, président d’Eurowatt : « Je trouve cet AO un peu prématuré. L’Etat aurait dû définir une procédure de pré-qualification qui aurait identifié les volumes avant l’ouverture de l’AO. Nous ne serions pas dans cette incertitude. Le risque est que l’AO soit infructueux et que tout le monde soit frustré ». 

L’AO comme session de rattrapage

Mais à 15 jours de la fermeture des portes, tout n’est pas perdu. Un peu gourmands, certains développeurs ont obtenu trop d’accords d’EDF OA sous CR 2016, pour des projets qu’ils auront du mal à construire dans les délais. Du coup, ils peuvent avoir intérêt à participer à la compétition, car des délais d’achèvement seront concédés en proportion des

Source : Flickr/Groman123

inévitables recours, donc au-delà des 36 mois réglementaires. Attention, cette exception devrait rester… exceptionnelle. Comme l’explique Pierre-Albert Langlois, responsable économie, exploitation et lois & réglementations de FEE, « afin de maximiser les taux de réalisation, nous souhaitons que les projets autorisés et prêts à construire ne soit pas doublés, lors des appels d’offres, par des projets moins chers mais non autorisés avec des risques de recours ».

Une autre raison de participer malgré tout ? Celle que retient Jean-Yves Grandidier, président de Valorem : la durée du contrat, sur 20 ans contre 15 ans pour les projets en guichet ouvert. « Dans le cadre d’une analyse économique qui court sur 25 années, nous n’avons que cinq ans d’incertitudes, surtout si le projet est bien venté », explique le dirigeant. Le revenu des projets en guichet ouvert est en effet limité au-delà d’un certain nombre d’heures de production par an et les projets bien situés, même avec un prix au MWh assez faible, peuvent avoir intérêt à rejoindre l’appel d’offres. Valorem va y présenter pour sa part deux à trois projets, pour une puissance entre 60 et 80 MW.

Quel prix ? 

Quel prix moyen est anticipé, justement ? Entre 60 et 72€/MWh, selon les développeurs. Jean-Yves Grandidier anticipe un niveau de 65€ à 72€. Un calcul qui prend en compte le fait que les hauteurs autorisées en France restent faibles, en comparaison de l’Allemagne par exemple. Mais le prix moyen devrait quand même baisser lors des prochaines périodes, du fait de la concurrence. Ce niveau pourrait d’ailleurs commencer à faire douter certains acteurs français. Et à en attirer d’autres, en provenance d’Europe du Nord et d’Allemagne notamment, mais aussi d’Espagne voire de Chine, habitués aux tarifs faibles ou disposant d’importants moyens financiers. Selon Damien Ricordeau, fondateur du cabinet de conseil Finergreen, il est probable que les nouvelles conditions de marché suscitent des co-entreprises, entre développeurs français et européens, les premiers connaissant le terrain et les seconds possédant les fonds nécessaires.

Le pipe hexagonal serait énorme

Une chose semble sûre : l’atonie du premier round correspond à une période de transition entre les régimes de soutien et ne préjuge pas des suivants. D’autant moins que s’il manque des MW en décembre, ils pourront être rajoutés à la session de mai 2018. Selon une étude réalisée par FEE auprès des DREAL (Directions régionales de l’environnement, de l’aménagement et du logement), le pipe de projets connus par l’administration, autorisés ou non, permet de viser le haut de la fourchette des objectifs de la PPE actuelle, soit 26 GW en 2023, même en appliquant un taux de chute lié aux recours. A comparer aux 2,5 GW installés dans l’Hexagone.