Seconde partie : Le soutien financier apporté par l’État aux éoliennes
L’évaluation de la politique de soutien financier apporté par l’État aux éoliennes suppose de déterminer les objectifs de cette politique, son organisation, ses résultats et ses perspectives. Au terme de cet examen, le rapporteur proposera une analyse critique de ce dispositif et formulera des propositions d’adaptation.
I. OBJECTIFS, ORGANISATION, RÉSULTATS ET PERSPECTIVES
Le soutien financier apporté par l’État aux éoliennes répond aux objectifs de la politique énergétique et emprunte des formes directes et indirectes.
A. LES OBJECTIFS ET LES MÉCANISMES DE SOUTIEN
1. Les objectifs
Invité par le rapporteur à énoncer les objectifs de la politique de soutien aux éoliennes, le ministère de la transition écologique et solidaire a précisé que celle-ci « répond aux objectifs nationaux de la politique énergétique définis aux articles L. 100-1 et L. 100-2 du code de l’énergie » et « concourt également à l’atteinte des objectifs de politique énergétique définis à l’article L. 100-4 du code de l’énergie () ». Autrement dit, la politique de soutien aux éoliennes répond à des objectifs à la fois environnementaux, économiques, sociaux et politiques.
D’un point de vue environnemental, et selon l’article L. 100-4 du code de l’énergie, le développement des éoliennes doit notamment :
– contribuer à réduire les émissions nationales de gaz à effet de serre de 40 % entre 1990 et 2030 ;
– contribuer à porter la part des énergies renouvelables à 32 % de la consommation finale brute d’énergie en 2030 ;
– représenter 40 % de la production d’électricité en 2030 ;
– contribuer à réduire la part du nucléaire dans la production d’électricité à 50 % à l’horizon 2025.
D’un point de vue économique et social, et selon l’article L. 100-1 du code de l’énergie, cette politique vise notamment à favoriser l’émergence d’une économie compétitive et riche en emplois, à réduire la dépendance aux importations, à maintenir un prix de l’énergie attractif et à lutter contre la précarité énergétique.
D’un point de vue politique, et selon l’article L. 100-1 du code de l’énergie, le développement des éoliennes doit notamment participer à la sécurité d’approvisionnement et contribuer à la mise en place d’une Union européenne de l’énergie.
Le rapporteur observe que certains de ces objectifs devraient être prochainement ajustés à l’issue de l’examen (débutant à l’été 2019) du projet de loi relatif à l’énergie et au climat dont l’article premier modifie l’article L. 100-4 du code de l’énergie pour reporter notamment à l’horizon 2035 la réduction à 50 % de la part du nucléaire dans la production d’électricité.
Lors de son audition du 16 mai 2019 devant la commission d’enquête sur l’impact économique, industriel et environnemental des énergies renouvelables, sur la transparence des financements et sur l’acceptabilité sociale des politiques de transition énergétique, l’association professionnelle France énergie éolienne a résumé les objectifs de la politique mise en œuvre en indiquant que le développement des éoliennes participe à la transition énergétique et constitue « une partie de la solution » (). L’intérêt des éoliennes résiderait dans l’exploitation d’une ressource naturelle renouvelable (le vent) ne produisant pas de déchets, consommant peu de foncier, ne nécessitant pas de combustible fossile et tirant parti du potentiel naturel national () pour un coût présenté comme étant de plus en plus compétitif.
Les objectifs assignés à la politique de développement des éoliennes doivent être conciliés avec le respect d’autres impératifs ne permettant pas l’installation d’éoliennes sur l’ensemble du territoire. Différentes servitudes spatiales s’appliquent ainsi à ce secteur d’activité. Les éoliennes doivent notamment respecter une distance d’éloignement de 500 mètres avec les habitations () et une distance d’éloignement de 30 kilomètres avec les radars militaires. Des éoliennes ne peuvent également pas être installées dans des secteurs d’entraînement aériens militaires à basse altitude, à proximité d’équipements de surveillance météorologique (), d’aérodromes et de centrales nucléaires.
L’aménagement d’éoliennes doit également, en principe, respecter des contraintes tenant à la préservation de l’environnement et du patrimoine ().
En réponse au questionnaire adressé par le rapporteur, France énergie éolienne a indiqué que le respect de ces différentes contraintes proscrivait l’implantation d’éoliennes sur une surface représentant environ 47 % du territoire national. Le rapporteur ne dispose pas d’éléments permettant de confirmer ou d’infirmer cette estimation mais observe que ces différentes contraintes sont relatives dans la mesure où leur mise en œuvre relève, sous le contrôle du juge administratif, de l’appréciation de l’autorité administrative. De nombreuses éoliennes ont ainsi été implantées dans des zones à haute valeur paysagère ou patrimoniale, comme cela fut par exemple le cas dans le périmètre de l’abbaye royale Saint-Jean-Baptiste de Saint-Jean-d’Angély (Charente-Maritime) pourtant inscrite sur la liste du patrimoine mondial de l’humanité.
2. Les mécanismes de soutien financier direct
Depuis 2001, la mise en œuvre de la politique de soutien financier aux éoliennes repose sur des mécanismes directs faisant obligation à EDF () et, dans leurs zones de desserte, aux entreprises locales de distribution (ELD) de conclure un contrat pour l’achat de l’électricité produite par les éoliennes raccordées au réseau.
Cette obligation, actuellement codifiée aux articles L. 314-1, L. 314-18, L. 311-13 et L. 311-13-2 du code de l’énergie (), fait l’objet de compensations versées par l’État aux acheteurs obligés (EDF et les ELD) au moyen des charges de service public de l’énergie dans les conditions fixées aux articles L. 121-6 et suivants du code de l’énergie. Antérieurement financées par la contribution au service public de l’électricité (CSPE), ces charges de service public relèvent, depuis la loi de finances rectificative pour 2015, du compte d’affectation spéciale Transition énergétique dont l’exécution budgétaire pour 2018 a été commentée dans la première partie du présent rapport.
Les dispositifs mis en œuvre soutiennent les différentes formes d’éolien de manière variée et pour des résultats inégaux.
La filière de l’éolien posé en mer bénéficie de marchés publics relatifs à l’installation de parcs éoliens dans des zones identifiées par l’État. Après un premier appel d’offres inabouti en 2005 (dû à l’abandon du lauréat), de nouveaux appels d’offres ont été engagés et conclus entre 2011 et 2013 pour la construction et l’exploitation de six parcs (d’une capacité de 450-500 MW chacun) situés au large de Courseulles-sur-Mer (Calvados, 64 éoliennes), Fécamp (Seine-Maritime, 71 éoliennes), Yeu-Noirmoutier (Vendée, 62 éoliennes), Dieppe-Le Tréport (Seine‑Maritime, 62 éoliennes), Saint-Nazaire (Loire-Atlantique, 80 éoliennes) et Saint-Brieuc (Côtes-d’Armor, 62 éoliennes) sur la base d’un tarif moyen d’achat de l’électricité produite s’établissant initialement à 203 €/MWh ().
Aucun de ces parcs n’est encore entré en service et, comme le rapporteur le précisera infra dans son analyse critique, ces contrats ont été renégociés en 2018 dans des conditions opaques en vue d’en diminuer le coût. Une autre procédure de marché public (dite de dialogue concurrentiel ()) a été engagée récemment pour la création d’un septième parc éolien en mer posé au large de Dunkerque (Nord) pour une capacité de 400 à 600 MW. Les offres correspondantes ont été remises en mars 2019 et sont en cours d’instruction.
La filière de l’éolien en mer flottant a bénéficié d’un appel à projets « fermes pilotes éoliennes flottantes » lancé en 2015 par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe) et reposant sur une aide à l’investissement et un tarif d’achat envisagé aux environs de 240 euros/MWh. Quatre fermes pilotes d’une puissance de 24 MW chacune (soit trois ou quatre éoliennes par projet), ont été désignées en Méditerranée (Gruissan [Aude], Port-la-nouvelle [Aude], Fos-sur-Mer [Bouches-du-Rhône]) et dans le golfe de Gascogne (Groix-Belle-Île, Morbihan) mais aucun site n’est encore en fonction.
En 2019, aucune éolienne en mer (posée ou flottante) de grande dimension n’est donc en service.
Les mécanismes de soutien financier direct ont en revanche concouru très fortement au développement significatif de la filière éolienne terrestre. Depuis 2001, six arrêtés successifs ont encadré les modalités d’achat de l’électricité produite en métropole () et un arrêté spécifique a déterminé les modalités applicables outre-mer ().
De 2001 à 2015, ce soutien financier s’est organisé autour de contrats d’obligation d’achat dans lesquels l’électricité renouvelable produite était acquise à un tarif garanti dont le montant était fixé par arrêté. L’arrêté du 17 juin 2014 déterminait ainsi un prix garanti de 8,2 c€/kWh (soit 82 €/MWh) pendant une durée de quinze ans dans la limite de 2 400 heures de fonctionnement () par éolienne et par année. Depuis le 1er janvier 2016, ce dispositif de soutien a évolué vers un dispositif de complément de rémunération dont l’accès varie selon la taille du parc éolien.
Le complément de rémunération impose aux producteurs d’électricité de commercialiser l’énergie produite sur le marché et de la vendre au prix de marché. Puis, dans un second temps, le producteur sollicite EDF-OA pour percevoir la différence entre le prix de vente sur le marché et un prix fixé antérieurement. En revanche, dans l’hypothèse où le prix de marché est supérieur au prix contractuel, le producteur est tenu de verser la différence à l’État. Ce mode de rémunération, qualifié de « marché + prime », est accessible en « guichet ouvert » ou après mise en concurrence. Les contrats conclus sont d’une durée de 20 ans et, à la différence des parcs éoliens en mer posés, le choix des sites relève des entreprises et non de l’État.
Le « guichet ouvert » concerne les « petits » parcs comportant au maximum six éoliennes d’une puissance unitaire inférieure ou égale à 3 MW, soit une puissance maximale de 18 MW. Tous les parcs répondant à ces conditions peuvent, de droit, accéder à ce dispositif de complément de rémunération dont la rémunération principale oscille entre 72 et 74 euros/MWh ().
La mise en concurrence concerne les parcs d’une dimension et d’une capacité de production supérieures et est plus sélective puisque seuls les lauréats d’un appel d’offres peuvent bénéficier du complément de rémunération sur la base du prix figurant dans leur offre.
L’accès au complément de rémunération est ouvert à toutes les entreprises, y compris à celles ayant déjà bénéficié par le passé d’un premier contrat d’achat ayant pourtant permis d’amortir leur parc. Ainsi, un producteur ayant bénéficié de 2002 à 2017 d’un premier contrat d’achat peut se présenter en 2018 à un appel d’offres dans les mêmes conditions qu’un autre candidat présentant un projet de construction sur un site n’ayant jamais été équipé.
Ces mécanismes de soutien financier direct sont complétés par des mécanismes de soutien indirect.
3. Les mécanismes de soutien indirect
Deux mécanismes de soutien indirect doivent être relevés : une fiscalité plus favorable que celle appliquée au photovoltaïque et l’institution d’un cadre juridique favorisant le développement des projets.
Comme toutes les entreprises, les sociétés exploitant des éoliennes sont soumises à la fiscalité de droit commun (impôt sur les sociétés, cotisation foncière des entreprises, cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises, taxe foncière). Cependant, les différentes énergies renouvelables, et d’autres secteurs d’activité, sont également soumises à l’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER) dans les conditions précisées notamment aux articles 1635-0 quinquies et 1519 D du code général des impôts.
Dans un rapport récent, consacré aux Coûts et rentabilités du grand photovoltaïque en métropole continentale, la CRE a observé que le « montant de l’IFER est fixé annuellement proportionnellement à la puissance installée et est identique pour les filières photovoltaïque et éolienne [i.e : 7,57 euros par kilowatt de puissance électrique installée ()]. Cependant, pour cette dernière, le productible d’une installation moyenne est environ deux fois plus important que celui d’une installation photovoltaïque. » Autrement dit, les modalités de calcul de l’IFER reposent sur la puissance installée, et non sur la puissance produite, ce qui a pour effet de conférer un avantage aux producteurs éoliens dont les sites produisent en moyenne deux fois plus d’électricité que les sites photovoltaïques. La CRE considère que « cette imposition est beaucoup plus importante pour la filière photovoltaïque (environ 6 €/MWh) que pour d’autres filières renouvelables comme l’éolien (3 €/MWh) () ».
Le second soutien indirect prend la forme de l’aménagement d’un cadre juridique favorable au développement des projets éoliens.
Dans l’absolu, il n’est pas choquant qu’un gouvernement institue des règles juridiques permettant le développement d’un secteur économique particulier. À ce titre, le rapporteur ne voit par exemple pas d’objection à ce que la loi n° 2018-727 du 10 août 2018 pour un État au service d’une société de confiance ait créé un « permis enveloppe » réunissant la concession d’utilisation du domaine public maritime, l’autorisation environnementale et l’autorisation d’exploiter en vue de faciliter l’instruction des dossiers des parcs éoliens en mer.
De la même façon, le rapporteur peut entendre que le Gouvernement soit intervenu pour minorer la portée de certaines servitudes spatiales imposées aux producteurs éoliens. Ainsi, il admet que le pouvoir exécutif ait récemment favorisé la réduction de l’étendue des zones militaires d’entraînement en vol à basse altitude afin de libérer 9 000 km² de territoires à fort potentiel éolien () . Même si le rapporteur ne soutient pas cette politique, il comprend que le Gouvernement opère de tels choix dès lors que les besoins des armées sont préservés.
En revanche, le rapporteur dénonce deux décisions récentes ayant conduit à aménager un cadre juridique favorable au développement éolien en portant atteinte aux droits des tiers. Deux décrets publiés en 2018 sont en cause.
Le décret n° 2018-1054 du 29 novembre 2018 relatif aux éoliennes terrestres, à l’autorisation environnementale et portant diverses dispositions de simplification et de clarification du droit de l’environnement a ainsi indûment porté atteinte au droit au recours.
En application de ce texte, le contentieux des décisions relatives aux parcs éoliens et aux ouvrages connexes pour leur raccordement ne sera plus jugé par les tribunaux administratifs mais, en premier et dernier ressort, par les cours administratives d’appel avec une possible cassation devant le Conseil d’État (). Un degré de juridiction a été supprimé pour accélérer le développement éolien terrestre, comme cela est déjà le cas, depuis 2007, en matière d’éolien en mer ().
Ce décret a également introduit une modification procédurale substantielle en matière de contentieux administratif en imposant aux parties de cristalliser les moyens dans les deux mois suivant la communication du premier mémoire en défense. Autrement dit, les requérants ne pourront plus soulever de nouveaux arguments devant le juge administratif dans un délai de deux mois suivant la communication du premier mémoire en défense. Cette nouvelle règle porte également atteinte au droit au recours quand on sait qu’un dossier d’installation d’éoliennes excède régulièrement 1 500 pages. Imposer à des associations composées de bénévoles de cristalliser les moyens dans un délai aussi court complexifie leur tâche.
Les aménagements décidés par le décret du 29 novembre 2018 concernent le seul secteur éolien. Aucune autre énergie renouvelable n’en bénéficie.
Le décret n° 2018-1217 du 24 décembre 2018 pris en application des articles 56 et 57 de la loi n° 2018-727 du 10 août 2018 pour un État au service d’une société de confiance a pour sa part modifié à titre expérimental, pendant une durée de trois ans, la procédure d’enquête publique en permettant une participation du public par voie électronique. Si le champ d’application de cette mesure n’est pas propre aux projets éoliens, elle les concerne au premier chef puisque cette expérience se déroulera en Bretagne et dans les Hauts-de-France où le nombre de projets éoliens est important.
Ces différents aménagements juridiques et fiscaux visent à favoriser indirectement le développement de la filière éolienne et s’ajoutent au soutien financier direct. Dans la seconde partie de cette étude, le rapporteur soulignera par ailleurs l’existence de coûts induits () liés au développement de l’éolien qui, s’ils ne s’apparentent pas à un soutien indirect, contribuent à renchérir le coût de cette énergie pour la collectivité.
B. LES RÉSULTATS ET LES PERSPECTIVES
Les moyens mis en œuvre pour soutenir le développement éolien ont donné des résultats importants mais nuancés tandis que les perspectives de développement de ce secteur sont à la fois ambitieuses et incertaines.
1. Les résultats
En 2018, la production électrique française a représenté 548,6 TWH et a reposé sur l’énergie nucléaire (71,7 %), sur les énergies renouvelables (21,1 %) et sur les moyens thermiques à combustible fossile (gaz, charbon et fioul, 7,2 %).
La production électrique d’origine renouvelable provient des installations hydroélectriques (12,3 %), éoliennes (5,1 %), solaires (1,9 %) et des bioénergies (1,8 %) (). En 2018, les éoliennes ont donc représenté 5,1 % (27,8 TWh) de la production électrique nationale. Au 31 mars 2019, la capacité éolienne installée s’établit à 15,3 GW. Un an plus tôt, en 2017, les éoliennes avaient produit 4,5 % de l’électricité nationale depuis un parc de 14,2 GW, ce qui plaçait la France au quatrième rang européen derrière l’Allemagne (55,6 GW), l’Espagne (23,170 GW) et le Royaume-Uni (19 GW) () .
Sur le moyen terme, la croissance du parc éolien français est significative. En une quinzaine d’années, la puissance éolienne installée en France a été multipliée par soixante-dix et est passée de 219 MW en 2003 à 15 352 MW au 31 mars 2019.
Source : Panorama de l’électricité renouvelable au 31 mars 2019, RTE, Syndicat des énergies renouvelables, Enedis, ADEef et agence ORE, p. 11.
La production électrique d’origine éolienne provient uniquement des installations éoliennes terrestres puisqu’aucun parc éolien posé en mer n’est en fonction et, à l’exception de deux installations expérimentales flottantes de petite dimension situées au Croisic et en rade de Brest (), aucune éolienne marine n’est raccordée au réseau. Le premier parc éolien en mer posé de grande capacité
(450-500 MW) devrait entrer en service en 2021-2022 tandis que le premier site pilote expérimental éolien flottant (24 MW) devrait être mis en fonctionnement en 2020-2021.
Le développement décalé de l’éolien en mer posé français constitue une singularité. Dans l’Union européenne, 105 parcs éoliens en mer posés étaient en fonction en 2018 pour une capacité de production égale à 18,5 GW au total, soit 2 % de la consommation électrique européenne ().
Évolution des capacités de production de l’éolien en mer posé
dans l’Union européenne
Source : Wind Europe, Offshore Wind in Europe - Key trends and statistics 2018 – p. 12
En France, la production éolienne repose donc uniquement sur un parc terrestre dont la répartition géographique est disparate et la production intermittente.
Au 31 décembre 2018, le parc éolien terrestre français comptait environ 8 000 mâts répartis entre 1 794 sites () d’une capacité moyenne de 10 MW. Ces installations se répartissent de manière inégale entre les régions, en fonction des contraintes réglementaires, des capacités venteuses et de l’accueil des populations. La répartition géographique des éoliennes est ainsi très disparate. Si les Hauts‑de-France, le Grand Est et l’Occitanie disposent d’une capacité de production installée élevée, la Corse, l’Île-de-France et la région Sud (ex Provence‑Alpes-Côte d’Azur) sont très en retrait. La Corse dispose ainsi d’une capacité de production éolienne 225 fois inférieure à celle des Hauts-de-France (18 MW contre 4 061 MW) :
Répartition géographique de l’éolien terrestre en France métropolitaine
Source : Panorama de l’électricité renouvelable au 31 mars 2019, RTE, Syndicat des énergies renouvelables, Enedis, ADEef et agence ORE, p. 11.
Le point commun des installations éoliennes est d’assurer une production électrique intermittente en raison de l’absence de vent continu. Le facteur de charge moyen () des éoliennes terrestres s’établit aux environs de 20-23 % (contre plus de 40 % pour une éolienne en mer ()). Du fait de cette intermittence, en 2018, la couverture mensuelle de la consommation électrique nationale par la production éolienne a oscillé selon les mois de moins de 4 % à plus de 10 % :
Évolution de LA couverture mensuelle de la consommation par la production éolienne – 2016-2019
Source : Panorama de l’électricité renouvelable au 31 mars 2019, RTE, Syndicat des énergies renouvelables, Enedis, ADEef et agence ORE, p. 14.
La montée en puissance du parc éolien français s’est faite en rencontrant de fortes oppositions sociales et juridiques dans les territoires. Le 16 mai 2019, lors de son audition devant la commission d’enquête précitée, la Fédération environnement durable (FED) a indiqué avoir recensé plus de 1 500 associations locales opposées aux éoliennes. Le 17 janvier 2019, lors de la table ronde sur l’éolien terrestre organisée par la mission d’information de l’Assemblée nationale sur les freins à la transition énergétique, Mme Bernadette Kaars, administratrice de la FED, a indiqué que « sept permis de construire sur dix [d’installations d’éoliennes] font l’objet d’une saisine du tribunal administratif par les associations locales. C’est le taux de recours le plus élevé de toute l’industrie ! Par comparaison, il n’est que de 5 % pour les porcheries industrielles () ». Ces fortes réticences expliquent les retards importants pris par le développement des projets éoliens, notamment en mer.
Les résultats de la politique de soutien de l’éolien sont donc contrastés. Le développement important de cette énergie est réel mais les réticences auxquelles elle fait face expliquent une progression heurtée et contestée. Pour autant, en dépit de la persistance de ces oppositions, le Gouvernement entend assigner des perspectives de développement ambitieuses à ce secteur d’activité.
2. Les perspectives : les objectifs de la PPE
Les perspectives de développement du secteur éolien figurant dans l’avant-projet de PPE sont ambitieuses mais incertaines.
Ce document publié en janvier 2019 et le projet de décret diffusé en mars 2019 ont déterminé, à l’horizon 2028, les objectifs suivants pour la filière éolienne () :
– Pour l’éolien terrestre, il est envisagé de porter la capacité de production de 15 GW à 24,6 GW en 2023 et entre 34,1 et 35,6 GW en 2028. Le nombre d’éoliennes passerait d’environ 8 000 à 14 200-15 500. Deux appels d’offres seraient organisés à cet effet chaque année à compter du second semestre 2020 (à hauteur de 1 GW par période).
La satisfaction de cette ambition reposerait sur l’extension du parc mais également sur les conditions de son renouvellement. Comme M. Stanislas Reizine, sous-directeur du système électrique et des énergies renouvelables à la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), l’a indiqué le 17 janvier 2019 dans le cadre d’une table ronde organisée par la mission d’information de l’Assemblée nationale sur les freins à la transition énergétique, « cet objectif sur dix ans sera atteint pour partie par la création de nouveaux parcs et pour partie par le renouvellement de parcs existants, grâce à l’installation de machines neuves et plus puissantes qui permettront de doubler la production sans nécessairement doubler le parc éolien français () ». Autrement dit, des éoliennes plus puissantes et plus hautes doivent contribuer au respect des objectifs assignés. Le renouvellement des parcs actuels, appelé repowering, jouerait un rôle prépondérant dans l’évolution des capacités installées.
– Pour l’éolien en mer, l’avant-projet de PPE et le projet de décret précités prévoient de porter la capacité de production à 2,4 GW en 2023 et entre 4,7 et 5,2 GW en 2028. Cette évolution repose tout d’abord sur la mise en service des six parcs déjà attribués et du septième parc en cours d’attribution. Elle suppose également l’installation de nouvelles capacités de production de 2,5 à 3 GW pour l’éolien posé (en Manche Est et en mer du Nord, soit au moins quatre parcs supplémentaires) et de 750 MW pour l’éolien flottant (en Bretagne et en Méditerranée). Un à deux appels d’offres spécifiques seraient engagés à cet effet dès 2020.
En additionnant les différentes formes d’éolien, l’objectif est de porter la part de la production éolienne dans la production électrique française aux environs de 15 % en 2028 (). L’éolien contribuerait ainsi au respect de l’objectif de 40 % de production électrique d’origine renouvelable en 2030.
Les orientations ainsi décrites ne sont cependant pas définitives dans la mesure où la version finale de la PPE ne devrait être arrêtée qu’au second semestre 2019. Les débats en cours portent notamment sur la part accordée à l’éolien en mer posé et flottant. À plusieurs reprises, le Premier ministre et le ministre d’État, ministre de la transition écologique et solidaire ont laissé entendre que des aménagements pourraient être décidés au regard notamment des résultats de la procédure de dialogue concurrentiel engagée pour le parc éolien en mer posé de Dunkerque. Les offres financièrement favorables reçues sur cette consultation laissent augurer un possible réajustement à la hausse des objectifs de développement assignés à l’éolien en mer posé.
Le respect des objectifs déterminés à la filière éolienne soulève néanmoins certaines interrogations.
En premier lieu, leur satisfaction suppose que la filière éolienne connaisse un rythme de développement supérieur à celui observé ces dernières années. Les capacités de production installées devraient croître chaque année de 1,9 GW, soit un niveau plus important que celui observé en 2018 (1,6 GW), 2017 (1,8 GW), 2016 (1,4 GW) et 2015 (1,4 GW). En dépit des progrès techniques attendus (), il semble peu probable que ce rythme puisse être soutenu dans la mesure notamment où les sites les plus venteux (dits de « premier vent ») sont déjà largement couverts. Le renouvellement des installations et leur remplacement par des matériels plus hauts et plus performants ne suffira probablement pas. Un doute subsiste donc sur la capacité de la filière à répondre aux objectifs assignés.
En second lieu, la filière éolienne est confrontée à une forte contestation juridique et sociale dont la persistance est susceptible de compromettre le respect de la trajectoire souhaitée par le Gouvernement. Certes, des mesures
– contestables – ont été récemment prises pour réduire la portée de ces contentieux. Cependant, le passage de 8 000 à 14 200/15 000 éoliennes suscitera de nouveaux flux contentieux tout comme le remplacement d’éoliennes de première génération par des éoliennes (plus hautes) de seconde génération.
Ces oppositions juridiques se manifestent également au niveau national. Des associations ont déjà obtenu (en 2008 et 2014) l’annulation de deux arrêtés tarifaires pour vice de forme () ou méconnaissance de l’obligation de notification préalable à la Commission européenne d’un arrêté tarifaire fixant un tarif d’achat d’électricité assimilable à une aide d’État (). Plus récemment, les requêtes de ces associations ont conduit, en décembre 2017, le Conseil d’État à annuler certaines dispositions du décret n° 2016-519 du 28 avril 2016 portant réforme de l’autorité environnementale et du décret n° 2016-1110 du 11 août 2016 relatif à la modification des règles applicables à l’évaluation environnementale des projets, plans et programmes ().
Ces dernières décisions ont créé une situation d’instabilité juridique freinant le développement de certains projets au point que, dans un communiqué du 23 janvier 2019, France énergie éolienne a fait savoir que « plusieurs centaines de projets sont à l’arrêt ou dans l’insécurité juridique et [que] cette situation aura immanquablement des conséquences sur les volumes installés à horizon 2020‑2021 () ». Dans l’étude remise à la commission des finances, la CRE semble partager cette appréciation ().
Les contestations observées pèsent sur le développement éolien. Le volume des nouvelles installations éoliennes raccordées au réseau durant le premier trimestre 2019 (243 MW) est ainsi très inférieur à la moyenne trimestrielle 2017‑2018 (418,25 MW).
Parc éolien raccordé par trimestre en France métropolitaine
Source : Panorama de l’électricité renouvelable au 31 mars 2019, RTE, Syndicat des énergies renouvelables, Enedis, ADEef et agence ORE, p. 11.
Les tensions observées en France sont également observées dans d’autres pays où l’éolien fait face à des interrogations croissantes. Comme la presse professionnelle l’a relevé, en 2018, le volume éolien raccordé dans l’Union européenne « est au plus bas depuis 2011 […]. Seuls 11,7 GW ont été mis en service, soit une baisse de 32 % par rapport à 2017. La faute à la diminution des installations en Allemagne (2,4 GW, - 55 %) et à son effondrement en Grande-Bretagne (600 MW, - 80 %) (). » Cette tendance s’est amplifiée en Allemagne (premier marché éolien européen) au premier trimestre 2019 au point que l’association professionnelle Wind Europe a fait savoir le 10 mai 2019 que ce pays n’avait installé que 134 MW de nouvelles capacités éoliennes terrestres au premier trimestre 2019, soit le taux d’installation le plus faible depuis 2000 ().
Le respect des ambitions élevées assignées en France à l’éolien sur la période 2030-2028 est donc incertain en raison notamment de la permanence de fortes oppositions juridiques et sociales.
La politique de soutien aux éoliennes engagée par l’État rencontre donc certaines limites. Le bilan financier de cette politique s’avère par ailleurs préoccupant.
II. ANALYSE CRITIQUE ET PROPOSITIONS
Le bilan de la politique mise en œuvre est préoccupant dans la mesure où la priorité a été donnée au développement de la filière éolienne au détriment d’une bonne gestion des finances publiques, ce qui est contestable dans une période où le budget de l’État est particulièrement contraint.
Le rapporteur présentera des propositions d’adaptation de la réglementation visant à assurer un meilleur emploi des fonds publics tout en limitant et recentrant le développement éolien.
A. ANALYSE CRITIQUE
Le soutien financier apporté par l’État aux éoliennes est onéreux, déséquilibré, alimente des sur-rentabilités indues, échappe partiellement au contrôle budgétaire du Parlement et présente un bilan économique et industriel peu satisfaisant.
1. Un soutien public onéreux et déséquilibré
Mesurer le soutien public apporté par l’État aux éoliennes nécessite de raisonner en coûts complets, c’est-à-dire en prenant en compte les coûts directs et induits mis en œuvre en faveur de cette filière. Le coût de l’éolien ne se résume pas au seul soutien à la production.
a. Les coûts de soutien direct
Les coûts liés au soutien direct de la filière éolienne sont la conséquence des mécanismes d’achat de l’électricité produite exposés dans la première partie du rapport. Ces dépenses sont importantes, durables et témoignent du poids des engagements passés. L’étude réalisée par la CRE à la demande de la commission des finances permet de mesurer précisément ces coûts.
La CRE indique ainsi que () « le coût total des engagements passés () pour la filière éolien terrestre [représente] environ 32 milliards d’euros sur la durée de vie des contrats, dont 23 milliards d’euros restent à payer (). À cela s’ajoutent les engagements liés aux parcs offshore lauréats des appels d’offres de 2011 et de 2013 dont les mises en service sont attendues entre 2021 et 2024 qui devraient représenter environ 22 milliards d’euros ()(). […] À ces montants s’ajoute l’impact budgétaire du développement de la capacité éolienne supplémentaire nécessaire à l’atteinte des objectifs 2028 tels qu’envisagés par le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie […] et que le Gouvernement a évalué comme suit :
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Filière
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Impact budgétaire sur 20 ans des engagements pris dans les années à venir pour atteindre les objectifs 2028 du projet de PPE
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Éolien terrestre
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12 – 25 Md€ ()
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Éolien en mer
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De 6,7 à 11 Md€
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».
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« Autrement dit, et sur la base de ces données, il est possible de conclure que :
9 milliards d’euros ont été dépensés par le budget de l’État depuis le début des années 2000 au titre du soutien direct à l’éolien (sous la forme des charges de service public de l’énergie) ;
45 milliards d’euros supplémentaires correspondent à des dépenses relatives à des contrats en cours d’exécution (éolien terrestre, 23 milliards d’euros) ou conclus mais non encore honorés (éoliens en mer posé, 22 milliards d’euros) ;
de 18,7 à 36 milliards d’euros supplémentaires correspondent à l’impact budgétaire des engagements à souscrire pour atteindre les objectifs du projet de PPE.
L’addition de ces différents soutiens directs représente de 72,7 à 90 milliards d’euros (). À titre de comparaison, le rapporteur rappelle que la Cour des comptes a estimé, en 2012, le coût de construction initial de l’ensemble du parc nucléaire français à 72 milliards d’euros (valeur 2010), soit environ 80 milliards d’euros (valeur 2019) ().
La comparaison est saisissante : d’un côté de 72 à 80 milliards d’euros ont été investis dans la construction initiale d’un parc nucléaire ayant assuré 71,7 % de la production électrique en 2018. De l’autre, de 72,7 à 90 milliards d’euros vont être investis pour une filière appelée à représenter 15 % au maximum de la production électrique en 2028.
Le rapporteur précise que ces dépenses concernent les seuls soutiens dont le coût est supporté par le budget de l’État et n’incluent pas les crédits dégagés par les collectivités territoriales pour favoriser l’accueil des projets éoliens sur leur territoire.
Le coût du soutien direct à l’éolien est donc particulièrement élevé.
Le rapporteur observe également que la structuration de ce coût est défavorable à l’État. À ce titre, il rappelle que la Cour des comptes, dans sa récente étude consacrée au soutien aux énergies renouvelables, a souligné que le montant des charges de service public de l’énergie est étroitement corrélé au prix du marché de l’électricité. L’État s’engage effectivement à garantir un niveau de rémunération reposant sur un critère (le prix de marché de l’électricité) qu’il ne maîtrise pas. La Cour en conclut que « c’est l’État qui prend le risque de prix » et non le producteur d’énergie renouvelable ().
Le rapporteur partage cette analyse et déplore que les contrats signés ne prévoient aucune clause de revoyure permettant d’ajuster le niveau de soutien de l’État à l’évolution des cours du marché de l’électricité. Depuis 2001, l’État s’engage à l’aveugle sur des montants aussi volatils qu’élevés. Cette situation ne saurait perdurer au regard du niveau des dépenses en cause.
b. Les coûts de soutien induits
Le déploiement des différentes énergies renouvelables (et pas seulement de l’éolien) modifie en profondeur l’architecture du système électrique français. Précédemment organisé autour de sites de production peu nombreux et pilotables, (les centrales nucléaires), celui-ci évolue vers une conception plus souple dans laquelle les sources de production décentralisées et intermittentes se multiplient (les énergies renouvelables). Ce changement est à l’œuvre et nécessite des aménagements importants liés, pour l’essentiel, à l’adaptation du réseau de transport et de distribution d’électricité.
S’agissant du réseau de transport, le président du directoire de RTE a indiqué récemment () qu’« au total, les coûts d’adaptation du réseau de RTE au nouveau mix énergétique seront de 2,1 milliards d’euros sur la période 2019-2022, dont 1,2 milliard pour l’éolien en mer. Les producteurs rembourseront 300 millions d’euros ; le reste sera répercuté sur les tarifs, donc sur les consommateurs, via le TURPE. »
Dans cet ensemble, la somme imputable à l’éolien en mer posé s’établit à 1,2 milliard d’euros () et celle à l’éolien terrestre représente une part non déterminée des 300 millions d’euros (). Le rapporteur précise que ces sommes couvrent uniquement la période 2019-2022 et ne permettent pas d’établir le coût supporté avant 2019 ni celui supporté après 2022. Ces sommes sont donc appelées à croître à la faveur du développement éolien. Le coût du raccordement d’un parc éolien en mer s’établit ainsi à au moins 300/400 millions d’euros par parc () et le projet de PPE prévoit au moins quatre parcs supplémentaires.
S’agissant du réseau de distribution, des coûts sont à la charge d’Enedis. Récemment, M. Antoine Jourdain, directeur technique de cette entreprise, a indiqué que « nous avons fait 4 milliards d’euros d’investissements l’année dernière. La part du renouvelable était de 239 millions d’euros et nous pensons doubler cette somme pour passer à plus de 500 millions d’euros par an » ().
Le réseau électrique français doit également être de plus en plus interconnecté au réseau électrique européen pour gérer notamment l’intermittence croissante de la production imputable aux énergies renouvelables () : sept pays limitrophes sont aujourd’hui connectés au réseau national au moyen de 50 interconnexions (). Les travaux correspondants représentent une charge annuelle estimée à 230 millions d’euros () pour RTE dont une part non déterminée est imputable au secteur éolien.
D’autres coûts indirects, plus ou moins importants doivent être mentionnés, sans pouvoir être chiffrés.
À court terme, plusieurs types de coûts sont identifiables :
● Le ministère des armées a par exemple développé un outil spécifique de modélisation (DEMPERE, DEMonstrateur de Perturbations des Éoliennes sur les Radars Électromagnétiques) pour mesurer la contrainte exercée par l’implantation d’éoliennes sur la performance des radars de la défense ().
● L’implantation d’éoliennes peut avoir un effet négatif sur l’activité économique de certains secteurs, notamment – pour l’éolien en mer – sur l’industrie de la pêche côtière ([91]).
● L’implantation d’éoliennes est susceptible d’avoir un effet dépréciatif sur le marché immobilier local. Si des controverses existent sur le sujet, plusieurs arrêts rendus par des juridictions judiciaires ont reconnu la perte de valeur d’un bien immobilier à la suite d’implantations d’éoliennes, ce qui conduit, par incidence, à minorer le montant des droits de mutation perçus par les pouvoirs publics ().
À moyen terme :
● La croissance des énergies renouvelables suscitera des besoins complémentaires en termes de flexibilité, de stockage d’énergie ou en termes d’effacement de consommation afin de gérer au mieux les périodes d’intermittence de ces énergies ainsi que les pics de consommation ().
● L’arrêt anticipé de certaines centrales nucléaires nécessitera également d’indemniser EDF.
Le rapporteur observe que si les coûts indirects imputables à l’éolien ne peuvent pas être tous précisément chiffrés, ces derniers sont nombreux.
2. Un soutien public alimentant des sur-rentabilités indues et faisant l’objet d’une insuffisante association du Parlement
Le coût du soutien financier direct et indirect apporté par l’État à la filière éolienne est particulièrement onéreux. Son niveau élevé interpelle d’autant plus que cette politique se caractérise également par l’alimentation de sur-rentabilités indues et par une insuffisante association du Parlement.
a. Des sur-rentabilités indues
La question des sur-rentabilités indues doit être appréciée au regard de l’article L. 314-4 du code de l’énergie disposant que « les conditions d’achat [de l’électricité produite] ne peuvent conduire à ce que la rémunération totale des capitaux immobilisés, résultant du cumul de toutes les recettes de l’installation et des aides financières ou fiscales octroyées au titre de celle-ci, excède une rémunération raisonnable des capitaux, compte tenu des risques inhérents à son exploitation ». Autrement dit, les mécanismes de soutien doivent autoriser une rentabilité satisfaisante mais non excessive. Depuis 2001, des sur-rentabilités substantielles ont pourtant été observées et certaines faiblesses persistantes de la réglementation favorisent leur permanence.
En avril 2014, la CRE a analysé la situation de 39 parcs éoliens sur la base d’un critère de rentabilité évalué en référence à un coût moyen pondéré du capital (CMPC) nominal après impôts de référence estimé à environ 5 %. Sur ces 39 parcs, 16 bénéficiaient d’un « TRI [taux de rentabilité interne] projet après impôts supérieur ou très supérieur à 6 % » soit « une rentabilité supérieure au CMPC de référence voire excessive ». « La moitié des parcs éoliens à terre du panel permettent d’atteindre des rentabilités significatives, voire très significatives, pour leurs actionnaires ». Pour six installations, le « TRI projet après impôts excède 10 % » (). Dans l’étude remise à la commission des finances, la CRE renouvelle cette appréciation en évoquant notamment des « rentabilités excessives » (). La Cour des comptes a également constaté et déploré ce phénomène dans son rapport précité consacré au soutien aux énergies renouvelables ().
Les mécanismes de soutien direct mis en œuvre depuis 2001 ont été insuffisamment précautionneux et n’ont pas permis de prévenir l’apparition de ces rentabilités indues. Plusieurs faiblesses persistantes de la réglementation laissent par ailleurs craindre leur permanence.
La première faiblesse concerne les pouvoirs insuffisants accordés à la CRE pour analyser les offres aux marchés dont elle assure l’instruction. À l’heure actuelle, les cahiers des charges de ces consultations n’imposent pas aux candidats de remettre un plan d’affaires, ce qui, selon la CRE « prive la puissance publique d’une source d’information fiable sur les coûts de production de la filière » (). En amont, la CRE est mal armée pour identifier d’éventuelles sur-rentabilités.
Le rapporteur déplore en deuxième lieu les conditions de structuration des mécanismes actuels de soutien. Comme cela a été indiqué dans la première partie du rapport, ces mécanismes organisent deux formes de soutien direct : un soutien en « guichet ouvert » et un soutien sur appel d’offres. Le rapporteur observe que les conditions d’accès au guichet ouvert appliquées en France sont plus souples que celles figurant dans les lignes directrices de la Commission européenne concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020.
La Commission recommande ainsi de réserver le bénéfice du « guichet ouvert » aux seules installations « dont la capacité de production d’électricité installée est de maximum 6 MW ou 6 unités de production ()». La France a retenu un seuil trois fois plus important puisque l’accès au guichet ouvert est ouvert aux parcs comportant au maximum six éoliennes d’une puissance unitaire inférieure ou égale à 3 MW, soit 18 MW au total ().
En retenant une conception très large de l’accès au « guichet ouvert », la France a réduit le nombre de projets devant être sélectionnés après une procédure d’appel d’offres. Cette limitation du jeu de la concurrence est très regrettable au regard des différences de prix existant entre le guichet ouvert (72‑74 €/MWh puis 40 €/MWh au-delà d’un certain volume horaire) et les prix résultant des mises en concurrence (proches de 65 €/MWh).
La CRE déplore cette situation depuis plusieurs années et a renouvelé son souhait d’un élargissement du jeu concurrentiel dans son étude transmise à la commission des finances ().
Le rapporteur s’inquiète enfin des risques de sur-rentabilité liés au repowering, c’est-à-dire au renouvellement des installations en sortie de contrat d’achat. Comme le note la CRE dans son étude, le repowering « constitue une problématique majeure pour les années à venir » et concernera « d’ici fin 2022, 2 GW de puissance puis 1 GW en rythme annuel à compter de 2023 » (). À l’échéance de son contrat d’achat, et sous réserve d’obtenir les autorisations administratives requises, un producteur éolien peut aujourd’hui de nouveau prétendre au bénéfice d’un nouveau mécanisme de soutien en procédant au démantèlement des installations anciennes puis à leur remplacement par des matériels plus récents et plus performants.
Dans cette hypothèse, l’intéressé dispose d’un avantage comparatif significatif sur ses concurrents (), ce qui pose question au regard du principe d’égalité entre les candidats. Cette situation interpelle plus encore d’un point de vue financier dans la mesure où elle favorise l’apparition de nouvelles sur-rentabilités en permettant à un producteur dont les installations ont été amorties par un premier soutien public de candidater librement à un second soutien public. Au regard de ces différents éléments, la CRE plaide pour qu’un régime spécifique soit accordé aux installations en repowering afin de n’autoriser le « soutien à une installation neuve sur un site déjà équipé qu’une fois le 20e anniversaire du contrat initial révolu » ().
Le rapporteur souligne la nécessité de traiter rapidement ce sujet au regard du volume d’installations en repowering. D’ores et déjà, il note et regrette qu’en 2018, lors de la deuxième période de l’appel d’offres éolien, une installation en repowering a bénéficié, sans obstacle particulier, d’un nouveau contrat de complément de rémunération d’une durée de 20 ans.
b. Une insuffisante association du Parlement
Le Parlement est insuffisamment associé à la détermination de la politique de soutien aux éoliennes. En premier lieu, le rapporteur rappelle que la PPE est un acte relevant du pouvoir réglementaire et non du pouvoir législatif.
Si le Parlement détermine les grandes orientations (l’objectif de 40 % de la production d’électricité d’origine renouvelable en 2030 a été déterminé par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte), il n’est pas conduit à se prononcer sur les objectifs assignés aux différentes filières d’énergie renouvelable (déterminés par la PPE).
Le rapporteur considère par ailleurs que l’autorisation budgétaire parlementaire est lacunaire et que le Parlement a été insuffisamment informé de la renégociation des contrats éoliens en mer intervenue en 2018.
Chaque année, au moment de l’examen du projet de loi de finances, l’Assemblée nationale et le Sénat approuvent la tranche annuelle du soutien aux différentes énergies renouvelables mais ne sont jamais conduits à se prononcer sur le montant total des engagements souscrits. Cette situation a été regrettée par la Cour des comptes dans son rapport sur le soutien aux énergies renouvelables ([104]). La CRE s’en est également émue dans sa délibération n° 2018‑156 12 juillet 2018 () et considère, dans son étude sur l’éolien transmise à la commission des finances, qu’il importe de « mettre en place un pilotage budgétaire du Parlement sur les engagements pluriannuels sur lesquels il n’a aujourd’hui aucun contrôle () ».
Le rapporteur, qui avait déjà attiré l’attention du Gouvernement sur ce point dans son rapport spécial sur le projet de loi de finances pour 2019 (), fait de nouveau part de sa préoccupation sur ce sujet.
Le rapporteur déplore également le manque d’association du Parlement observé lors de la renégociation des contrats de l’éolien en mer posé intervenue en 2018. Dans l’absolu, il reconnaît la nécessité qu’il y avait à renégocier ces contrats attribués (mais non encore notifiés) à l’issue de procédures engagées en 2011 et 2013. Les montants initiaux moyens s’établissaient à 203 €/MWh, soit un niveau manifestement excessif.
De la même façon, il approuve le principe de la constitution d’un groupe de travail piloté par M. Gérard Rameix, ancien président de l’Autorité des marchés financiers, pour conduire ces discussions. En revanche, le rapporteur considère que cette négociation a été précipitée, opaque et, en fin de compte, financièrement peu satisfaisante.
Pour mémoire, le cadre juridique de cette négociation a été déterminé par un amendement du Gouvernement déposé au Sénat durant l’examen du projet de loi pour un État au service d’une société de confiance. Les rapporteurs de la commission spéciale chargée d’examiner ce texte ont dénoncé un dépôt « tardif et sans concertation » éloigné de l’objet initial du texte et de l’article concerné ().
La conduite de ces négociations s’est ensuite distinguée par son opacité. À aucun moment, le Parlement n’a été associé ni informé du déroulement des discussions. Aucun document exhaustif n’a rendu compte de leur résultat. L’Assemblée nationale et le Sénat ont dû se contenter d’une communication officielle faisant part d’une économie substantielle obtenue à l’issue de la renégociation. À l’occasion d’un déplacement au cap Fréhel effectué le 20 juin 2018, le Président de la République a annoncé que « la négociation a permis de diminuer de 40 % la subvention publique et d’avoir un ajustement des tarifs [de rachat de l’électricité produite sur ces parcs] de 30 %. Ce qui veut dire que l’on va économiser sur la période 15 milliards d’euros d’argent public pour les mêmes projets et la même ambition » ().
Dans son avis sur le projet de loi de finances pour 2019, le sénateur Daniel Gremillet a décomposé une partie de l’économie attendue et noté que celle-ci s’établissait plutôt à 13 milliards d’euros compte tenu de la décision du Gouvernement de basculer les frais de raccordement au réseau des parcs éoliens sur le TURPE (1,2 milliard d’euros) et de renoncer à la perception d’une redevance d’utilisation et d’occupation du domaine public (360 millions d’euros) (). Le rapporteur a souhaité approfondir ce sujet et a fait usage des pouvoirs spéciaux lui étant reconnus par l’article 57 de la loi organique modifiée n° 2001-692 du 1er août 2001 relative aux lois de finances pour obtenir la communication d’une note au cabinet du Premier ministre établie par le groupe de travail à l’issue des discussions avec les entreprises concernées.
À la lecture de ce document, il considère que le résultat de la renégociation est peu satisfaisant et que le Gouvernement a fait le choix de privilégier le développement de la filière au détriment de l’intérêt des finances publiques.
Certes, la renégociation a permis de réviser sensiblement à la baisse les tarifs appliqués. Les prix renégociés s’établissent en moyenne à 144 €/MWh contre 203 €/MWh initialement. En concluant ces contrats à l’automne 2018, le Gouvernement s’est donc engagé à garantir une rémunération de 144 €/MWh aux producteurs durant les 17 à 18 années d’exploitation des parcs.
Ce montant élevé doit être mis en comparaison avec le montant des offres déposées en mars 2019 au dialogue concurrentiel relatif au parc de Dunkerque. Si le résultat de cette consultation n’est pas encore connu, le président de la CRE a indiqué récemment que « le coût du kilowatt sera raisonnable, ce qui en surprendra plus d’un ()» et la presse évoque de manière persistante un prix moyen des offres d’environ 50 €/MWh ().
Au regard de ces éléments, le contraste est saisissant entre la conclusion, à l’automne 2018, de contrats prévoyant une rémunération d’un montant moyen de 144 €/MWH et la probable conclusion, en 2019, d’un contrat dont le prix au MWh devrait être deux à trois fois inférieur.
Le rapporteur dénonce l’empressement du Gouvernement à signer à l’automne 2018 les contrats renégociés alors même qu’il aurait été plus pertinent de dénoncer ces contrats pour une somme estimée, par le groupe de travail, entre 200 millions d’euros et 1 milliard d’euros par parc. Le coût de la résiliation des contrats aurait été bien inférieur à celui des gains obtenus à la suite de la relance des procédures. ()
Le rapporteur observe que la décision du Gouvernement a reposé sur une anticipation erronée des prix attendus en cas de relance des six parcs éoliens en mer. La note au Premier ministre, dont il a obtenu la communication, précise ainsi que le prix moyen attendu en cas de relance des consultations aurait été de 112 €/MWh (). Quelques mois plus tard, le montant des offres déposées au dialogue concurrentiel de Dunkerque dément cette évaluation puisque le prix moyen des offres reçues se situe aux environs de 50 €/MWh. Certes, les caractéristiques des parcs diffèrent de celles du parc de Dunkerque mais ces différences ne suffisent pas à expliquer l’écart de prix.
Au-delà de cette mauvaise appréciation, le rapporteur dénonce le choix du Gouvernement de privilégier le développement de la filière à l’équilibre des finances publiques. Dans sa note au cabinet du Premier ministre, le président du groupe de travail a ainsi écrit que « le Gouvernement, s’il conserve pour priorité de faire évoluer le mix énergétique, décidera logiquement de confirmer les six projets […]. S’il privilégie sa politique de redressement des finances publiques et de stabilisation de la dette publique, le Gouvernement assumera la responsabilité politique d’annuler les appels d’offres et de relancer la procédure en escomptant de meilleurs prix. »
Le Gouvernement a donc fait son choix : oui aux éoliennes, non à la politique de redressement des finances publiques.
Le rapporteur déplore cette orientation et ce, d’autant plus, que la politique de soutien menée depuis 2001 aux éoliennes est, en bien des points, peu efficace.
3. Un soutien public peu efficace
La politique de soutien public aux éoliennes se caractérise par des résultats peu satisfaisants d’un point de vue économique et industriel.
D’un point de vue économique, l’électricité d’origine éolienne est une électricité chère. Dans leur communication, le ministère de la transition écologique et solidaire et France énergie éolienne soulignent régulièrement, que les résultats des derniers appels d’offres éoliens terrestres ont abouti à des prix d’environ 65 €/MWh, soit des prix relativement proches des prix de marché et des prix voisins du coût complet de l’énergie nucléaire (62 €/MWh sur la période 2011‑2025) chiffré en 2014 par la Cour des comptes ().
Cette affirmation est à la fois exacte et erronée. Elle est correcte dans la mesure où les résultats des appels d’offres sont bien ceux mentionnés. En revanche, elle est inexacte dans la mesure où les coûts issus des derniers appels d’offres ne sont pas représentatifs des coûts d’achat actuels de l’électricité d’origine éolienne terrestre. Sur ce sujet, le rapporteur a interrogé EDF-OA pour connaître le prix moyen versé par mégawattheure en 2018 aux producteurs éoliens terrestres bénéficiant de l’obligation d’achat. En réponse, EDF-OA a indiqué que, tous contrats confondus, ce prix moyen garanti s’établissait, en 2018, à 89 €/MWh.
La différence entre ce prix moyen (89 €/MWh) et le prix issu des derniers appels d’offres (environ 65 €/MWh) s’explique par le fait que les contrats anciens prévoyant des tarifs d’achat élevés demeurent dominants dans la masse des contrats en cours d’exécution. Ainsi, 751 contrats relevant de l’arrêté du 17 novembre 2008, prévoyant un tarif d’achat garanti égal à 82 €/MWh, sont encore en vigueur.
La liste des contrats actuellement exécutés par EDF-OA est la suivante :
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Arrêté tarifaire
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Nombre de contrats
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E01 (arrêté du 8 juin 2001)
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114
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E06 (arrêté du 10 juillet 2006)
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154
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E08 (arrêté du 17 novembre 2008)
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751
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E14 (arrêté du 17 juin 2014)
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344
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E16CR ()* (arrêté du 13 décembre 2006)
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29
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E17CR* (arrêté du 6 mai 2017)
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1 ()
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Total général :
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1 393
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Source : EDF-OA.
Dans les années à venir, le prix moyen actuel (89 €/MWh) a vocation à se réduire avec l’extinction des anciens contrats et la montée en puissance des nouveaux contrats issus des appels d’offres. Cependant, cette évolution sera très progressive et le prix moyen versé demeurera durablement supérieur aux prix de marché.
Le rapporteur souligne en outre que la compétitivité actuelle de l’énergie éolienne est moins favorable que celle d’autres énergies renouvelables bénéficiant également d’un soutien public. Ainsi, en 2018, le ministère de la transition écologique et solidaire a organisé, pour la première fois, un appel d’offres bi-technologique reposant sur le seul critère du prix. Cette consultation a mis en concurrence (pour une puissance de 200 MW) de grandes centrales solaires au sol et des projets éoliens terrestres. Le résultat de cet appel d’offres est sans appel puisque les seize projets lauréats (d’un prix moyen de 54,94 €/MW) sont tous des projets photovoltaïques (). En raison de leur coût plus élevé, aucun projet éolien n’a été retenu. En Allemagne, un résultat similaire a été observé sur un autre appel d’offres bi-technologique.
La « compétitivité prix » d’une filière ne peut cependant constituer le seul élément d’appréciation du résultat d’une politique de soutien. L’impact industriel et commercial de cette politique doit également être mesuré mais, en ce domaine également, le bilan de la filière éolienne est insatisfaisant.
En matière industrielle, la part de la valeur ajoutée française dans la chaîne de valeur de l’éolien terrestre est limitée. Dans son rapport précité sur le soutien aux EnR, la Cour des comptes indiquait que « pour l’éolien terrestre, la part de la valeur ajoutée française dans les nouveaux parcs se situe, d’après l’ADEME et la DGE, entre 37 % et 41 % ()». Autrement dit, pour 100 euros investis dans l’éolien, seuls 37 à 41 euros sont produits en France.
D’un point de vue industriel, le soutien apporté par l’État aux éoliennes terrestres bénéficie donc avant tout à des industries étrangères, ce qui interpelle et contraste avec les effets essentiellement nationaux du développement antérieur de l’industrie nucléaire française (). L’objectif, fixé par l’article L. 100-1 du code de l’énergie, de « favoriser l’émergence d’une économie compétitive et riche en emplois » ne sera pas atteint si le budget de l’État subventionne des industriels étrangers. Les pouvoirs publics sont conscients de cette faiblesse puisque, en réponse à une question écrite du rapporteur, ils ont récemment rappelé leur volonté de travailler à « l’amélioration du contenu local des projets développés en France » ().
Le bilan industriel décevant de l’éolien terrestre pèse logiquement sur la balance commerciale française et contribue à son déficit. Dans son rapport précité, la Cour des comptes a souligné la contribution négative importante représentée par les achats d’équipements d’énergies renouvelables depuis 2009 :
Évolution de la balance commerciale des équipements EnR depuis 2009
(en millions d’euros)
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Commerce extérieur
|
2009
|
2010
|
2011
|
2012
|
2013
|
2014
|
2015
|
2016 (provisoire)
|
|
Exportation d’équipements*
|
796
|
1 016
|
1 166
|
1 221
|
1 181
|
1 161
|
1 206
|
1 187
|
|
Importation d’équipements*
|
– 1 685
|
– 3 937
|
– 2 884
|
– 1 738
|
– 1 673
|
– 2 225
|
– 1 799
|
– 1 899
|
|
Balance commerciale des équipements*
|
– 889
|
– 2 921
|
– 1 718
|
– 517
|
– 492
|
– 1 232
|
– 593
|
– 712
|
*EnR hors biocarburant
Source : Cour des comptes, Le soutien aux énergies renouvelables, mars 2018, p. 36.
Le rapporteur précise que ces données concernent toutes les énergies renouvelables et pas seulement l’éolien. Interrogés sur ce sujet, France énergie éolienne et le ministère de l’économie et des finances ont présenté des données nettement plus nuancées (). Si un débat peut avoir lieu sur l’incidence exacte des échanges éoliens sur la balance commerciale française, il est probable que celle-ci demeure peu satisfaisante.
Ce bilan économique et industriel décevant s’explique en partie par un défaut de pilotage. Le rapporteur se réfère de nouveau sur ce point au rapport précité de la Cour des comptes soulignant le rôle secondaire reconnu au ministère de l’économie et des finances dans la détermination des politiques de soutien aux éoliennes. En dépit des montants significatifs engagés, ce ministère pèse peu dans la définition des moyens mis en œuvre et dans la façon dont leurs retombées sont susceptibles de profiter à l’économie française ().
Dans l’étude remise à la commission des finances, la CRE partage ce sentiment et considère qu’il est nécessaire d’« associer systématiquement les ministères chargés du budget et de l’industrie à la définition des mécanismes de soutien ». Selon cette autorité, « la loi devrait prévoir une co-élaboration des cahiers des charges des procédures concurrentielles et des arrêtés tarifaires avec les ministres compétents » (). Le rapporteur souscrit pleinement à cette proposition et envisage de soutenir lors de la prochaine discussion du projet de loi relatif à l’énergie au climat la proposition d’amendement formulée par la CRE dans son étude. La CRE soumet également d’autres préconisations censées favoriser des retombées économiques nationales plus significatives.
*
En conclusion de cette analyse critique, le rapporteur considère que la politique de soutien aux éoliennes s’est attachée à soutenir coûte que coûte le développement de cette filière sans que les paramètres financiers, économiques et industriels aient été pris en considération à leur juste mesure. Les propositions qu’il formule visent à modifier en profondeur les orientations actuelles.
B. LES PROPOSITIONS
Le rapporteur considère que les objectifs de développement assignés au secteur éolien sont déraisonnables au regard du coût du soutien apporté à cette filière, de son accueil difficile dans territoires et de son bilan économique et industriel décevant. Le quasi-triplement, d’ici 2028, de la capacité de production éolienne – en vue d’en porter la part dans la production nationale d’électricité de 5,1 % à 15 % – fait fi de ces préoccupations et de l’intérêt de conserver une production électrique d’origine nucléaire économiquement performante et utile dans la lutte contre les émissions de CO2. Le rapporteur croit plus raisonnable de renoncer à cet objectif de 15 % et d’assigner une cible de développement plus limitée au secteur éolien afin de libérer des marges de manœuvre financières pour lutter efficacement contre les émissions de CO2 en soutenant d’autres secteurs d’activité.
À ce titre, il recommande de / d’ :
– Interrompre tout soutien à l’éolien terrestre ou, à défaut, de réviser fortement les conditions de ce soutien ;
– Confirmer le soutien apporté à l’éolien en mer posé et flottant tout en imposant l’éloignement des parcs éoliens des côtes afin d’en favoriser l’acceptation sociale ;
– Renforcer les pouvoirs du Parlement.
1. Interrompre tout soutien à l’éolien terrestre ou, à défaut, réviser fortement les conditions de ce soutien
a. Un nécessaire moratoire
Le rapporteur est favorable à l’interruption de tout soutien à l’éolien terrestre et plaide pour qu’un moratoire soit décidé en ce sens.
Si les contrats signés doivent être honorés, aucun nouveau contrat ne devrait être conclu. Si, comme le prétend la profession, l’éolien est une énergie compétitive, alors celle-ci doit pouvoir vivre sans perfusion budgétaire. L’addiction de l’éolien aux subventions publiques doit cesser.
Le rapporteur rappelle que l’éolien terrestre a bénéficié de 9 milliards d’euros de soutien public depuis 2001 et que les engagements déjà souscrits représentent 23 milliards d’euros supplémentaires. Il souligne que les contrats conclus en 2019 seront effectifs jusqu’en 2029. Peu de secteurs peuvent se prévaloir d’un soutien public ininterrompu sur une période de 28 ans (2001‑2029).
Décider un moratoire sur l’éolien terrestre ne constituerait pas une première dans le domaine des énergies renouvelables. Le décret n° 2010-1510 du 9 décembre 2010 a effectivement suspendu l’obligation d’achat de l’électricité produite par le secteur photovoltaïque après que le rapport Charpin-Trink a conclu au caractère non soutenable de la croissance des projets engagés et au bilan décevant de cette énergie sur le plan de l’environnement et de l’emploi.
b. Les propositions de repli
Si le moratoire souhaité ne devait pas être retenu, le rapporteur suggère d’encadrer de manière stricte le soutien à l’éolien terrestre en renforçant la concurrence, en prévenant la survenance de sur-rentabilités et en supprimant l’avantage fiscal dont bénéfice l’éolien.
– Le renforcement du jeu de la concurrence est une nécessité déjà soulignée par la Cour des comptes dans son rapport précité de 2018 et, de manière répétée, par la CRE. La Cour a ainsi proposé d’étendre « les appels d’offres pour l’attribution d’aides à la production d’électricité d’origine éolienne aux installations de plus de 6 MW ()». Dans l’étude remise à la commission des finances, la CRE a rappelé ses prises de position antérieures et a – de nouveau – appelé de ses vœux un « élargissement du périmètre de l’appel d’offres ()». Notre pays ne doit plus autoriser un libre accès au « guichet ouvert » aux parcs d’une puissance maximale de 18 MW et devrait, conformément aux lignes directrices de l’Union européenne 2014-2020, limiter cet accès aux parcs d’une puissance maximale de 6 MW.
Il semblerait que le Gouvernement ait décidé, avec retard, d’évoluer en ce sens. Le 14 mai 2019, un projet d’arrêté réformant le « guichet ouvert » a été présenté au Conseil de l’énergie en vue de se conformer aux recommandations communautaires à compter du 1er juin 2020. Avec six ans de retard, une évolution favorable est susceptible d’intervenir même si le projet d’arrêté paraît également envisager – ce qui serait problématique – des dispositions spécifiques pour les projets en repowering ou sous contraintes (militaires ou de stations météo).
– Le renforcement de la concurrence doit s’accompagner d’une démarche de prévention des sur-rentabilités.
● En premier lieu, le rapporteur préconise de limiter à une seule fois le bénéfice d’un contrat d’achat garanti. Une installation aidée pendant une durée de 15 à 20 ans doit pouvoir être autonome à la fin de ce contrat. Dans le même esprit, les installations en repowering devraient être exclues du bénéfice du dispositif de complément de rémunération. Le rapporteur ne retient donc pas la proposition de la CRE de prévoir – après une transition de cinq ans sans accès au tarif d’achat – des appels d’offres spécifiques ().
● En deuxième lieu, le rapporteur soutient en premier lieu la demande de la CRE de disposer des plans d’affaires des candidats aux marchés publics dont elle assure l’instruction. La communication de ces documents à cette autorité administrative indépendante est nécessaire pour lui permettre de disposer d’informations utiles.
● En troisième lieu, le rapporteur souhaite que les contrats d’obligation d’achat incluent systématiquement une clause de revoyure permettant d’adapter les soutiens apportés aux réalités des prix de marché et aux innovations technologiques. Il n’est pas acceptable que l’État supporte seul le risque de prix et continue de soutenir des dispositifs dont le montant repose sur un prix de marché sur lequel il n’a pas de visibilité. Le soutien à l’aveugle doit cesser. De la même façon, l’État doit pouvoir bénéficier des évolutions technologiques conduisant à améliorer la performance des éoliennes déjà installées ().
Le rapporteur observe que cette opinion est partagée par un éminent conseiller d’État ayant remis, le 8 février 2018, une note à Mme la directrice de cabinet du ministre de la transition écologique et solidaire relative à l’évolution des projets de parcs d’éoliennes en mer. Le rapporteur spécial a eu communication de cette étude au moyen des pouvoirs spéciaux lui étant reconnus par l’article 57 de la loi organique modifiée n° 2001-0692 du 1er août 2001 relative aux lois de finances. Cette étude précise que « l’article L. 311-2 [du code de l’énergie] peut sans doute être modifié, pour l’avenir, afin de prévoir que postérieurement la désignation du candidat, les conditions tarifaires soient révisables à la baisse afin de tenir compte de l’évolution des paramètres techniques et économiques () ».
● La prévention des sur-rentabilités pourrait se faire en introduisant dans le code de l’énergie un article inspiré du cinquième alinéa de l’article L. 122-4 du code de la voirie routière relatif aux concessions d’autoroutes et disposant que « le cahier des charges prévoit un dispositif de modération des tarifs de péages, de réduction de la durée de la concession ou d’une combinaison des deux, applicable lorsque les revenus des péages ou les résultats financiers excèdent les prévisions initiales ». La transposition et l’adaptation de ce dispositif dans le code de l’énergie pourraient être envisagées en conservant à l’esprit que le régime juridique des concessions diffère de celui des contrats d’obligation d’achat.
– Le rapporteur est également partisan de supprimer l’avantage fiscal indu dont bénéfice l’éolien par rapport au photovoltaïque en matière d’IFER. Pour mémoire, la CRE a récemment souligné que l’éolien paie deux fois moins d’IFER que le photovoltaïque en raison d’une taxation (prévue par le code général des impôts) sur la puissance installée et non sur la puissance produite. Le rapporteur propose, pour ces seules énergies, de modifier les modalités de calcul et de faire porter l’IFER sur la puissance produite et non plus sur la puissance installée. L’avantage compétitif dont bénéficie l’éolien serait supprimé et le surcroît de recettes perçu pourrait être affecté à un fonds d’indemnisation destiné à compenser certaines externalités négatives de l’éolien.
– Enfin, le rapporteur soutient la proposition de la CRE de mieux associer les ministres chargés du budget et de l’industrie à la définition des mécanismes de soutien.
Si le soutien à l’éolien terrestre mérite d’être interrompu ou, à défaut, fortement modifié, le soutien à l’éolien en mer doit être confirmé tout en imposant l’éloignement des côtes de ces installations.
2. Confirmer le soutien apporté à l’éolien en mer posé et flottant tout en imposant l’éloignement de ces installations des côtes afin d’en favoriser l’acceptation sociale
L’éolien en mer posé présente certains avantages par rapport à l’éolien terrestre : son facteur de charge est plus élevé (40 % contre 20-25 %), les prix attendus du dialogue concurrentiel du parc de Dunkerque sont bien orientés (aux environs de 50 €/MWh contre environ 65 €/MW/h pour les derniers appels d’offres de l’éolien terrestre), les externalités négatives sont plus limitées (même si les effets de l’activité piscicole doivent être mieux pris en compte), la production est moins disséminée que celle de l’éolien terrestre (le nombre de sites à raccorder est plus restreint) et une filière industrielle française est en voie de structuration.
L’éolien en mer flottant présente des avantages similaires à l’exception de son coût puisque celui-ci est évalué aux environs de 240 €/MWh sur les quatre premières fermes pilotes. En revanche, les industriels français sont en pointe sur cette technologie en phase de développement.
Le rapporteur est favorable au développement de l’éolien en mer mais distingue cependant la situation des six premiers parcs éoliens en mer de celles des autres parcs et subordonne la poursuite des soutiens publics à l’éloignement des parcs des côtes.
– S’agissant des six premiers parcs éoliens en mer, le rapporteur a souligné le résultat insuffisant de la renégociation réalisée en 2018. Les offres renégociées reposent sur un tarif moyen de 144 €/MWh, très éloigné du tarif attendu du dialogue concurrentiel du parc de Dunkerque. Le rapporteur observe que si les contrats entre l’État et les titulaires de ces six parcs ont été signés, aucune décision finale d’investissement n’est encore intervenue en raison notamment des recours en attente de jugement et des incertitudes sur la fourniture de certains matériels. Il note également que les anticipations de prix retenues par le groupe de travail en cas de relance des consultations (112 €/MWh) sont erronées.
Le rapporteur invite le Gouvernement à se rapprocher des entreprises titulaires des contrats pour envisager l’abandon de leur projet en contrepartie d’une indemnisation dont le rapport du groupe de travail précité évaluait le coût entre 200 millions et 1 milliard d’euros par parc. La relance d’une nouvelle procédure est susceptible d’enregistrer des économies supérieures au montant de l’indemnisation versée. Si tous les lauréats des six premiers parcs éoliens ne seraient pas intéressés par cette perspective, un ou deux le seraient peut-être, ce qui, au vu des montants en jeu, justifie cette démarche.
Concernant les autres futurs parcs éoliens en mer posés, le rapporteur note avec satisfaction l’efficacité de la procédure de dialogue concurrentiel retenue pour le parc de Dunkerque et appelle à utiliser de nouveau cette modalité d’achat pour les consultations à venir. L’étude fournie par la CRE à la commission des finances propose différents ajustements susceptibles d’améliorer l’efficacité de cette procédure.
– Le rapporteur appelle à accroître les volumes dédiés à l’éolien en mer prévus par l’avant-projet de PPE tout en subordonnant ces prochains marchés à l’éloignement des parcs éoliens des côtes. Les six premiers parcs éoliens en mer posés sont, comme l’atteste le tableau suivant, situés à proximité du rivage :
éloignement des six premiers parcs éoliens en mer posés
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Saint-Nazaire
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Entre 12 et 20 km au large
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Courseulles
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À plus de 10 km au large
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Fécamp
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Entre 13 et 22 km au large
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Saint-Brieuc
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L’éolienne la plus proche sera installée à 16,3 km du cap Fréhel.
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Yeu-Noirmoutier
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11,7 km de l’île d’Yeu et 16,5 km de Noirmoutier
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Dieppe-Le Tréport
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15,5 km du Tréport et à 17 km de Dieppe
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Source : France énergie éolienne.
L’éolien en mer posé constitue actuellement un éolien côtier dont la proximité avec le rivage suscite des conflits d’usage avec les pêcheurs et, parfois, avec les professionnels du tourisme. Un éloignement des côtes, d’au moins 50 kilomètres, permettrait de limiter ces conflits d’usage, de favoriser l’acceptation sociale des parcs et de disposer de facteurs de charge plus élevés. Cet éloignement des côtes concernerait aussi bien l’éolien en mer posé que l’éolien flottant. Cette mesure aurait un coût puisque les frais de raccordement (à la charge de la puissance publique) seraient plus élevés mais ce coût pourrait être, en totalité ou en partie, compensé par les économies liées à la plus grande productivité des sites retenus.
Le rapporteur observe que des projets de parcs éoliens en mer posés et des parcs existants se situent d’ores et déjà au-delà de 20 kilomètres des côtes. Les projets des parcs EnBW Hohe See (Allemagne) et Hornsea One (Royaume‑Uni) se situent ainsi tous deux à 103 kilomètres des côtes ().
Les contrats à conclure en matière d’éolien en mer posé devraient inclure certains des garde-fous dont le rapporteur souhaite l’introduction dans les contrats de l’éolien terrestre : les candidats devraient remettre à la CRE leur plan d’affaires lors de la remise de leur offre, une clause de revoyure devrait être introduite (), et les sur-rentabilités pourraient être prévenues en introduisant dans le code de l’énergie un article inspiré du cinquième alinéa de l’article L. 122-4 du code de la voirie routière.
Ces contrats devraient également pouvoir autoriser les producteurs à mettre sur le marché des garanties d’origine de l’électricité produite à partir de sources renouvelables qui, à l’heure actuelle, en application de l’article L. 314‑14 du code de l’énergie, ne peuvent être accordées aux sociétés disposant d’un tarif d’achat garanti. France énergie éolienne recommande d’adapter la réglementation en ce sens pour tous les producteurs éoliens. Le rapporteur est favorable à cette proposition mais recommande de réserver le bénéfice de cet aménagement aux seuls producteurs éoliens en mer posé et flottant. Le rapporteur suggère d’autoriser une expérience en ce sens sur la base d’un mécanisme incitatif permettant, à la fois, aux producteurs et la puissance publique d’y trouver leur intérêt.
Cette réorientation de la politique de soutien public doit s’accompagner d’un renforcement significatif des pouvoirs du Parlement.
3. Renforcer les pouvoirs du Parlement
Le renforcement des pouvoirs du Parlement en matière d’éolien et, plus largement, en matière énergétique, est un sujet à la fois normatif et non normatif.
D’ores et déjà, le Parlement peut et doit utiliser au mieux certains de ses pouvoirs en vue notamment de solliciter le concours d’autorités administratives indépendantes, lorsque cela est possible, pour procéder à l’évaluation des politiques publiques. À ce titre, le rapporteur se félicite de la réponse favorable apportée par la CRE à la demande d’étude formulée par la commission des finances.
Cependant, le renforcement des pouvoirs du Parlement nécessite également des modifications normatives. La plus importante viserait à conférer au Parlement la possibilité de fixer chaque année en loi de finances le plafond financier des soutiens publics devant être apportés à chaque filière d’énergie renouvelable. Le rapporteur avait présenté cette idée lors de l’examen du projet de loi de finances pour 2019 ().
Il renouvelle cette proposition et souligne que dans un rapport confidentiel récent, le Conseil général de l’environnement et du développement durable a étudié deux exemples étrangers de mécanisme de plafonnement : le Levy control framework (Royaume-Uni) et la Stimulering Duurzame Energieproductie (SDE +) aux Pays-Bas. « Le premier consiste en un plafonnement budgétaire des dépenses annuelles de soutien tandis que le second prévoit un plafonnement de la compensation versée par contrat, égal à la différence entre le prix de revient de l’énergie renouvelable considérée et le prix national de marché de l’énergie ». La mission du CGEDD « suggère d’étudier une évolution du cadre des contrats futurs en introduisant plafonnement de la compensation maximale versée » ().
Le rapporteur croit également utile, comme le suggère l’étude remise par la CRE à la commission des finances, d’imposer au ministre chargé de l’énergie de communiquer à la CRE les appréciations et les suites données aux observations de la CRE dans ses avis. Le rapporteur reprend cette proposition à son compte mais la complète en demandant que ces observations soient également communiquées, à la Cour des comptes, et aux commissions des finances, des affaires économiques du développement durable de l’Assemblée nationale et du Sénat.*
N° 1990
