Coût moyen de l'électricité éolienne en mer, coût de revient et coût de rachat

1. Sur la baisse du coût de production de l’électricité éolienne

Dans son rapport dédié à la contribution au service public de l’électricité publié en octobre 2014, la commission de régulation de l’énergie (CRE) évalue le coût d’achat moyen de l’électricité à 200/MWh pour les parcs issus des appels d’offres de 2011 et 2013. Ce prix inclut le coût du raccordement à terre des parcs, ainsi que leur démantèlement.

La différence entre le coût estimé par la Commission  de régulation de l’énergie (sur la base des deux premiers appels d’offres) et le coût estimé par le Syndicat des Energies renouvelables  repose sur la prise en compte par le SER d’un développement futur du marché de l’éolien en mer en France et en Europe. En effet, la filière, notamment en France, bien que techniquement mature, est encore en phase de démarrage et dispose d’une marge importante de réduction de ses coûts de production.

Le SER prévoit ainsi que le coût du MWh produit par des installations éoliennes en mer dont la décision d’investissement interviendrait entre 2025 et 2030 devrait atteindre une valeur située entre 100 et 120 €/MWh.

Une croissance régulière du marché européen de l’éolien en mer engendrera une baisse de ces coûts, du fait principalement :

• d’économies d’échelle sur la chaîne d’approvisionnement,
• de l’optimisation des méthodes d’installation en mer,
• de l’augmentation de la productivité des éoliennes et de la diminution des coûts d’exploitation
• d’une concurrence accrue entre les fabricants d’éoliennes et entre les spécialistes des opérations d’installation en mer.

2. Sur l’écart entre prix d’achat et coût d’investissement

L’investissement nécessaire au développement et à la construction du projet des îles d’Yeu et de Noirmoutier est estimé à 2 milliards d’euros, incluant le raccordement au réseau électrique public terrestre. Le démantèlement est prévu et provisionné dans les comptes du maître d’ouvrage tout au long de la durée d’exploitation du parc, comme l’exige la loi.

Le coût en euro du MWh doit être calculé en tenant compte des revenus d’exploitation après prise en compte :

• Des coûts d’exploitation intégrant leurs aléas
• Des frais financiers et amortissements
• Des impôts et des taxes

Il ne s’apprécie pas selon le calcul suggéré dans la question.

La taxe  spécifique à l’éolien en mer est due chaque année.

Outre cette taxe (plus de 7M€ par an à compter de l'année suivant la mise en service du parc, les charges fiscales s’appliqueront au projet, notamment La redevance d’occupation du domaine public maritime qui bénéficiera à l’Etat, L’impôt sur les sociétés (IS), La contribution sociale de solidarité des sociétés (C3S).

• La taxe sur la valeur ajoutée ou contribution sur la valeur ajoutée des entreprises (CVAE)
• La cotisation foncière des entreprises (pour les infrastructures qui seraient installés à terre) (CFE)
• La Redevance d’archéologie préventive.

Les coûts de fonctionnement représentent un ordre de grandeur d’environ 20% des coûts complets.

Le retour sur investissement d’un projet comme le parc éolien des îles d’Yeu et de Noirmoutier dépend de nombreux facteurs :

• Le montant d’investissement initial que vous évoquez, qui s’élève à environ 2 milliards d’euros. Ce coût comprend le développement du projet, les coûts de fabrication et d’installation des différents éléments du parc et le raccordement au réseau électrique.
• Les coûts d’exploitation du futur parc : coûts de maintenance (frais de personnel, frais logistiques, pièces de rechange, ...), mesures compensatoires, taxe spécifique sur l’éolien en mer, etc.
• Le potentiel éolien du site et donc la production annuelle du parc : elle est estimée, pour le parc éolien des îles d’Yeu et de Noirmoutier, à environ 1 900GWh par an.
• Le prix de vente de l’électricité : c’est également sur le tarif que le maître d’ouvrage a proposé pour remporter l’appel d’offres que repose la rentabilité du projet.

La marge bénéficiaire après impôt permet au porteur de projet d’assurer le retour sur l’investissement et la rentabilité du projet. Il couvre en effet non seulement le montant d’investissement mais également les coûts d’exploitation du futur parc.

L’Etat a veillé à ce que la rentabilité des projets ne soit pas excessive en fixant un prix plafond pour l’achat de l’électricité (art. 5.1 du cahier des charges) et en attribuant une note importante au prix proposé par les candidats (40 points sur 100). LA compétition entre les candidats a tiré le prix au plus bas.

La rentabilité du projet rémunère l’investissement et le niveau de risque pris par le maître d’ouvrage pour la mise en place de ces ouvrages voulus par l’Etat. En effet pour ce type de projet, des risques d’ordre technologiques, réglementaires et/ou industriels existent.

3. Les subventions des énergies renouvelables  et la réglementation européenne

L’écart entre le prix de rachat et le coût de revient moyen n’ira pas en croissant puisque le coût de revient moyen est figé une fois que le parc est investi.

Les objectifs de développement des énergies renouvelables fixés par l'Etat et l'Union européenne sont  ambitieux (23% de la consommation finale en 2020 en France, 32% en 2030).

Afin de soutenir le développement de ces énergies et répondre aux objectifs visés, qui exigent de forts investissements initiaux sans être encore compétitives économiquement, les Etats membres mettent en place des mécanismes de soutien.

En France, l'Etat propose ainsi pour l'éolien en mer deux mécanismes incitatifs:

• Le système de tarif d'achat, d’une part, garanti sur 20 ans et fixé par arrêté ministériel ; 
• Le système de l'appel d'offres d’autre part, qui permet au producteur de proposer un prix d'achat dans son offre après une procédure compétitive [1] qui permet de garantir la compétitivité des offres remises par les candidats et en particulier leur prix. A ce titre, la composante « prix » représentait 40 % de la note totale.

Les projets éoliens en mer issus de l’appel d’offres du 16 mars 2013 (comme ceux issus des appels d’offres du 5 juillet 2011) pour lesquelles les sociétés Eoliennes en Mer Iles d’Yeu et de Noirmoutier et Eoliennes en Mer Dieppe Le Tréport ont été attributaires, bénéficient du second mécanisme de soutien visé ci-dessus. 

Il permet au producteur de couvrir les montants importants qui sont nécessaires pour le développement, la construction, l’exploitation et le démantèlement en fin d’exploitation des parcs éolien en mer et d’obtenir une rentabilité suffisante.

La législation européenne prévoit que les aides d’État destinées à faciliter le développement de certaines activités économiques dans l’Union européenne – comme l’énergie et la protection de l’environnement -- ne sont pas incompatibles avec les règles du marché intérieur quand elles n’altèrent pas les conditions des échanges dans une mesure contraire à l’intérêt commun.  Dans ce cadre,  les projets éoliens en mer feront l’objet d’une notification par l’Etat à la Commission européenne pour garantir leur compatibilité avec les règles du marché intérieur.