Son Excellence Monsieur Jean-Marc Ayrault Ministre des Affaire étrangères et du Développement international 37, Quai d'Orsay F – 75351 - PARIS Commission européenne/Europese Commissie, 1049 Bruxelles/Brussel, BELGIQUE/BELGIË — Tél. + 32 22991111

COMMISSION EUROPÉENNE

Bruxelles, 12.12.2016 C(2016) 8605 final

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Ce document est publié uniquement pour information.

Objet: Aide d’État SA.46898 (2016/N) – France Mécanisme de soutien aux installations de production d'électricité

utilisant le biogaz produit par la méthanisation et aux installations de production d'électricité utilisant l'énergie extraite de gîtes géothermiques

Monsieur le Ministre,

1. PROCEDURE

(1) Le 26 novembre 2015, la France a notifié à la Commission, conformément à l’article 108, paragraphe 3, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE), un régime de soutien d'une part aux installations de production d'électricité utilisant à titre principal l'énergie extraite de gîtes géothermiques et d'autre part aux installations de production d’électricité à partir d’installations utilisant à titre principal le biogaz produit par la méthanisation1.

1 Le régime de soutien a initialement été notifié ensemble avec d'autres régimes de soutien dans le cas

SA.43485. Une partie des régimes de soutien notifié dans le cadre du dossier SA.43485 est encore en examen préliminaire. Le 25 novembre 2016 la France a marqué son accord pour que les régimes de soutien aux installations de production d'électricité utilisant le biogaz produit par la méthanisation et aux installations de production d'électricité utilisant l'énergie extraite de gîtes géothermiques soient scindés du reste du dossier et traités sous le numéro SA.46898.

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(2) La Commission a demandé des compléments d'information les 18 décembre 2015, 15 et 16 mars 2016, 19 et 31 mai 2016, 7 septembre 2016. La France a soumis des informations complémentaires les 14 janvier 2016, 13 avril 2016, 29 juin 2016, 8 juillet 2016, 18 octobre 2016, 17 et 23 novembre 2016.

2. DESCRIPTION DETAILLEE DES MESURES

2.1. Objectif

(3) Les mesures visent à soutenir les installations de production d'électricité: (a) à partir d’installations utilisant à titre principal le biogaz produit par la

méthanisation2 de déchets non dangereux et de matière végétale brute implantées sur le territoire métropolitain continental d'une puissance électrique inférieure à 500 kW ("soutien à la méthanisation"),

(b) utilisant à titre principal l'énergie extraite de gîtes géothermiques quelle que soit sa puissance ("soutien à la géothermie").

(4) Ces régimes s'inscrivent dans le cadre de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte. La loi fixe les objectifs, définit le cadre et met en place les outils nécessaires à la construction d’un modèle énergétique français plus diversifié et plus équilibré permettant de contribuer plus efficacement à la lutte contre le dérèglement climatique. La France souhaite porter la part des énergies renouvelables à 23 % de la consommation finale brute d'énergie en 2020 et à 32 % de cette consommation en 2030. Pour atteindre cet objectif, les énergies renouvelables devraient représenter 40 % de la production électrique en 20303.

(5) Le dispositif de soutien à la méthanisation repose sur la possibilité pour le producteur de vendre l’électricité produite par son installation à un acheteur obligé dans le cadre du dispositif d’obligation d’achat défini par l'article L. 314-1 du code de l’énergie servant à couvrir les coûts de production de l'électricité à partir du biogaz obtenu par méthanisation. Le contrat est conclu pour une durée de 20 ans. Pour les nouvelles installations de puissance égale ou supérieure à 500 kW l'aide prendra la forme de compléments de rémunération attribués à l'issue de

2 "La méthanisation (encore appelée digestion anaérobie) est une technologie basée sur la

dégradation par des micro-organismes de la matière organique, en conditions contrôlées et en l’absence d’oxygène (réaction en milieu anaérobie, contrairement au compostage qui est une réaction aérobie).

Cette dégradation aboutit à la production : - d’un produit humide riche en matière organique partiellement stabilisée appelé digestat. Il est

généralement envisagé le retour au sol du digestat après éventuellement une phase de maturation par compostage ;

- de biogaz, mélange gazeux saturé en eau à la sortie du digesteur et composé d’environ 50 % à 70 % de méthane (CH4), de 20 % à 50 % de gaz carbonique (CO2) et de quelques gaz traces (NH3, N2, H2S). Le biogaz a un Pouvoir Calorifique Inférieur (PCI) de 5 à 7 kWh/Nm3." (voir Guide ADEME sur la méthanisation, http://www.ademe.fr/sites/default/files/assets/documents/fiche-technique-methanisation-201502.pdf)

3 Voir Article 1, III de la Loi n°2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte modifiant l'article L100-4 du code de l'énergie.

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procédures d'appel d'offres compétitives. La procédure de mise en concurrence fera l'objet d'une notification séparée4.

(6) Le soutien à la géothermie sera uniquement versé sous la forme d'un complément de rémunération pour toutes les installations dont la demande complète de contrat a été déposée à partir du 1er janvier 2016 et pour lesquelles les puits n'ont jamais produit d'énergie dans le cadre d'un contrat d'achat.

(7) Le montant de l'aide couvre l'écart entre les coûts totaux supportés par ces installations et leurs revenus, tout en permettant une rentabilité normale des capitaux investis.

2.2. Base légale et durée

(8) La base légale de la mesure est la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte du 17 août 2015, décrite dans les articles L314-1 et suivants du code de l'énergie, et précisée dans deux décrets (appelés ci-après décret "complément de rémunération5" et décret "liste des installations éligibles6") ainsi que dans des projets d'arrêté tarifaire pour chacune des technologies (appelés ci-après "arrêté tarifaire méthanisation" et "arrêté tarifaire géothermie"). Les arrêtés tarifaires n'entreront en vigueur qu'après approbation des régimes notifiés à la Commission.

(9) Les deux régimes d'aide ont été notifiés avec une durée à l'horizon 2030 eu égard aux objectifs de développement des énergies renouvelables que la France s'est fixés pour cet horizon (voir considérant (4)). La France s'est toutefois engagée à re-notifier le régime à la Commission au plus tard 10 ans après son approbation.

2.3. Installations admissibles

2.3.1. Filière méthanisation

(10) Sont admissibles les installations de production d'électricité utilisant à titre principal le biogaz produit par méthanisation de déchets non dangereux et de matière végétale brute avec une puissance électrique inférieure à 500 kW.

(11) La ou les installation(s) de l’unité biogaz amont ne doi(ven)t jamais avoir produit du biogaz vendu dans le cadre d’un contrat en application de l’article L446-2 ou L446-5 du code de l’énergie ou utilisé par une installation pour une production d’électricité dans le cadre d’un contrat d’achat en application de l’article L. 311-10 ou L314-1 du code de l’énergie ou dans le cadre d’un contrat de complément de rémunération en application de l’article L311-10 ou L314-18 du même code.

(12) Les installations d’une puissance électrique supérieure ou égale à 300 kW ne peuvent bénéficier d’un contrat d’achat que si l’avis du préfet de région relatif au plan d'approvisionnement de l'installation de l'unité amont de biogaz est favorable.

(13) Les installations d’une puissance électrique supérieure ou égale à 300kW et situées sur une commune desservie par un réseau public de gaz naturel, ne peuvent pas bénéficier d’un contrat d’achat si l’étude de préfaisabilité du

4 Appel d'offres notifié sous SA. 46698. 5 Décret n°2016-682 du 27 mai 2016 6 Décret n°2016-691 du 28 mai 2016

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gestionnaire de réseau de distribution de gaz indique une capacité d’injection adéquate.

(14) La France a aussi indiqué que les installations éligibles peuvent consommer une fraction d’énergie non renouvelable mais a confirmé que cette fraction ne pourra être supérieure à l’énergie autoconsommée par l’installation de production pour les besoins de son fonctionnement (fonctionnement des moteurs, aspiration du biogaz, aéroréfrigérants, etc.) et ne pourra en aucun cas dépasser 10 %.

(15) L’approvisionnement de chaque unité amont peut comporter une proportion de matières résultant du traitement des eaux usées urbaines ou industrielles qui doit rester inférieure à 50 % en tonnage des intrants sur base annuelle.

(16) L’approvisionnement d’une installation de méthanisation de déchets non dangereux ou de matières végétales brutes peut comporter une certaine proportion de cultures alimentaires ou énergétiques, cultivées à titre de culture principale, au sens de la section 20 du chapitre III du titre IV du livre V de la partie réglementaire du code de l'environnement. Cette proportion doit être inférieure à 15 % du tonnage brut total des intrants ou à la valeur fixée par le préfet en application de l’article D. 543-293 du même code. Les prairies permanentes et les cultures intermédiaires à vocation énergétique ne sont pas prises en compte dans le calcul de cette proportion ci-dessus. Lorsque, une année donnée (N), cette proportion X est supérieure à 15 %, le tarif de cette année est diminué de 2*(X – 15 %), sauf les deux premières années de prise d’effet du contrat et sauf si la proportion de ces cultures est inférieure à 15 % du tonnage total brut des intrants, en moyenne sur les trois dernières années civiles (N-2, N-1, N).

2.3.2. Filière géothermie

(17) Sont admissibles les installations de production d'électricité utilisant à titre principal l'énergie extraite de gîtes géothermiques pour lesquelles les puits n'ont jamais produit d'énergie dans le cadre d'un contrat d'achat ou de complément de rémunération.

2.4. Fonctionnement du mécanisme de soutien

2.4.1. Filière méthanisation: obligation d'achat

(18) Les installations admissibles bénéficieront d’un soutien par le biais d’une obligation d'achat imposée à certains fournisseurs d’électricité.

(19) L’article L314-1 du code de l’énergie impose à Électricité de France (EDF) et, si l'installation est raccordée aux réseaux publics de distribution dans leur zone de desserte, aux entreprises locales de distribution chargées de la fourniture d’acheter l’électricité produite par des installations utilisant à titre principal le biogaz produit par la méthanisation sur base d'un prix fixé dans des arrêtés tarifaires (le "tarif d'achat"). Lorsqu'un producteur en fait la demande, le contrat d'achat peut être cédé à un organisme agréé qui assumera le rôle d'acheteur obligé. EDF, les entreprises locales de distribution chargées de la fourniture d’acheter et le cas échéant l'organisme agréé sont dénommés ensemble les acheteurs obligés.

(20) L'obligation d'achat d’électricité produite à partir d'installations utilisant à titre principal le biogaz produit par méthanisation de déchets non dangereux et de matière végétale brute est garantie sur une période de 20 ans. Cette durée est considérée comme la durée de vie normale d’une installation produisant de l’électricité à partir de biogaz produit par méthanisation de déchets non dangereux

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et de matière végétale brute. L'achat s'effectue à un tarif fixe plus élevé que le prix normal du marché de l’électricité.

(21) Les acheteurs obligés sont compensés pour les coûts supplémentaires qu’ils supportent. Ces coûts supplémentaires découlent de la différence entre le tarif d'achat et le prix du marché auquel les acheteurs vendent l’électricité achetée sous contrat d'achat. La Commission de régulation de l’énergie ("CRE") a précisé la méthode de détermination du prix du marché. La référence de prix de marché servant à déterminer la compensation ne correspond pas à la valeur réelle de marché qu’en a retiré l’acheteur obligé mais une valeur de référence, établie en fonction de divers paramètres (prix de marché à terme et prix spot avec des pondérations différentes selon les filières, prix de marché en infra-journalier, prix de règlement des écarts) qui permettent de refléter au plus près le comportement d’un acteur de marché performant afin d'inciter les acheteurs obligés à la performance.

(22) Les acheteurs obligés sont responsables d’équilibre pour les producteurs sous obligation d’achat. La France a précisé à cet égard que pour plus de transparence, EDF a créé un périmètre d’équilibre dédié pour la vente de l’électricité en obligation d’achat depuis le 1er janvier 2016, sur demande de la CRE. Le détail du parc (puissance totale raccordée détaillée par filière et réseau de raccordement) sous obligation d’achat rattaché au périmètre d’équilibre est publié sur la plateforme internet de transparence gérée par RTE et mis à jour à une fréquence mensuelle. EDF doit par ailleurs publier les prévisions de production en J-1 une heure avant l’heure limite de « fixing » pour le marché spot. Les nouvelles prévisions en infra-journalier seront également publiées. Enfin, EDF doit transmettre à RTE le détail des prévisions réalisées par filière de production. Ces données pourront servir à RTE à publier des prévisions agrégées par filière pour la totalité du périmètre métropolitain (parc sous obligation d’achat et hors obligation d’achat), afin d’améliorer le niveau d’information disponible des acteurs du marché.

(23) La France a précisé que les acheteurs obligés sont soumis à une obligation de confidentialité et de protection des données qu’ils collectent dans le cadre de cette mission (article 44 du décret complément de rémunération).

(24) Dans le cas d’EDF, l’obligation d’achat est gérée dans un service dédié appelé «EDF Obligation d’achat » (EDF OA). Ce service, bien qu’appartenant au groupe EDF, a une obligation de préserver la confidentialité des données qu’il reçoit dans le cadre de l’obligation d’achat et le reste du groupe EDF n’a pas accès à ces données. Concrètement, la protection des informations d'ordre économique, commercial, industriel, financier ou technique obtenues dans le cadre de la mission de gestion des contrats d’achat s’effectue de la façon suivante pour EDF:

• Les informations contractuelles et de facturation sont conservées dans un système d’information dédié à l’obligation d’achat, séparé des autres systèmes d’information d’EDF.

• Les données de comptage sont échangées entre les gestionnaires de réseaux et le service en charge de l’obligation d’achat via le système d’information dédié à l’obligation d’achat, séparé du système d’information du reste d’EDF.

• Les informations concernant les flux physiques de l’énergie produite par les installations bénéficiant de l’obligation d’achat sont échangées entre les gestionnaires de réseaux et le service en charge de l’obligation d’achat

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via le système d’information dédié à l’obligation d’achat séparé du système d’information du reste d’EDF.

(25) L’accès aux informations ci-dessus est limité aux seules personnes du service en charge de l’obligation d’achat, dont la fonction nécessite d’en avoir connaissance, grâce à une gestion rigoureuse des habilitations individuelles, qui fait l’objet de contrôles réguliers.

(26) Les compensations aux acheteurs obligés pour l'obligation d'achat seront financées par des paiements prélevés sur le compte d'affectation spéciale "Transition énergétique" mentionné ci-dessous (voir considérant (45)).

2.4.2. Filière géothermie: complément de rémunération

(27) L’article L314-18 du code de l’énergie impose à EDF lorsque les producteurs intéressés en font la demande, un contrat offrant un complément de rémunération pour l'électricité produite par des installations utilisant à titre principal l'énergie extraite de gîtes géothermiques. Le producteur vend l'électricité sur le marché (au prix du marché de l'électricité) et obtient en plus le complément de rémunération.

(28) EDF est tenue d'offrir le complément de rémunération pendant une période de 20 ans. Cette durée est considérée comme la durée de vie normale d’une installation utilisant à titre principal l'énergie extraite de gîtes géothermiques. Une installation peut recevoir un soutien seulement si l'installation n'a jamais bénéficié de contrat d'achat ou de contrat de complément de rémunération.

(29) EDF est compensée pour les versements réalisés au titre du complément de rémunération. La compensation correspond aux montants versés par EDF aux producteurs bénéficiaires du contrat de complément de rémunération – diminués des montants éventuels reçus par EDF dans le cas où le complément de rémunération est négatif.

(30) Ces coûts seront compensés par des paiements prélevés sur le budget de l'Etat (compte d'affectation spéciale "Transition énergétique") mentionné ci-dessous (voir considérant (45)).

(31) La France a précisé qu'EDF OA est l’entité en charge du versement du complément de rémunération. EDF OA n’aura accès qu’à des données agrégées de production à la maille mensuelle car les données de production nécessaires à la facturation et donc au versement de la prime seront calculées par les gestionnaires de réseau. Le rôle d'EDF se limitera donc à verser le complément de rémunération, à élaborer les contrats (selon un modèle élaboré en concertation avec les parties prenantes et approuvé par la ministre en charge de l’énergie) et à vérifier les factures émises par les producteurs.

(32) Le producteur sous complément de rémunération vend l'électricité sur le marché. Il peut vendre l'électricité directement lui-même ou recourir aux services d'un agrégateur qui se chargera de vendre cette production en la combinant le cas échant à la production achetée auprès d'autres producteurs d'électricité renouvelable. Sur base de l’article L. 321-15 du code de l’énergie il est responsable des écarts entre les injections et les soutirages d’électricité. A ce titre, il peut soit contractualiser avec le gestionnaire du réseau de transport pour définir les modalités selon lesquelles ses écarts lui sont financièrement imputés (contrat de responsabilité d’équilibre), soit contractualiser avec une entité déjà responsable d’équilibre qui prendra en charge ses écarts (mais les lui répercutera d’une façon

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ou d’une autre dans les termes du contrat; cela pourrait par exemple être un agrégateur).

(33) Les producteurs devront à l’avenir payer le coût de leurs écarts, c’est pourquoi il est prévu de leur compenser un coût forfaitaire des écarts à travers le versement d’une prime de gestion (voir aussi considérant (69). Cette prime compensera également forfaitairement le coût de la mise sur le marché de la production électrique (coût d’accès aux plateformes de marché, coût de transaction).

(34) La France a prévu que lorsqu'un agrégateur fait défaut, le producteur peut, pendant une période limitée, bénéficier d'un tarif d'achat correspondant à 80 % du tarif de référence auprès d'un acheteur de dernier recours. Dans ce cas le complément de rémunération est suspendu.

(35) Il peut être fait appel à l'acheteur de dernier recours : (a) si le producteur est dans l'impossibilité de contractualiser avec un

agrégateur tiers. La démonstration de cette impossibilité est à la charge du producteur ou

(b) s'il y a défaillance de l’agrégateur tiers, matérialisée par le retrait ou la suspension du contrat mentionné à l’article L. 321-15 du code de l’énergie ou le cas échéant, du contrat le liant à un responsable d’équilibre au sens de l’article L. 321-15 du code de l’énergie.

(36) Ce contrat d’achat s’applique sur une durée définie par le producteur dans sa demande et qui ne peut excéder trois mois, ce délai étant renouvelable à la demande du producteur. Durant cette période, le contrat de complément de rémunération est suspendu sans prolongation de sa durée. En particulier, le versement du complément de rémunération est suspendu. Le tarif d’achat auquel l'acheteur par défaut rachète l'électricité issue de la géothermie correspond à 80 % du niveau du tarif de référence. L’acheteur ne se subroge pas au producteur pour la valorisation des garanties de capacités. La déduction de la valorisation des garanties de capacité s’effectue par rapport au tarif de rachat par défaut.

2.4.3. La demande de contrat d'achat ou de complément de rémunération

(37) Le producteur souhaitant bénéficier de l'obligation d'achat ou du complément de rémunération adresse à l'acheteur obligé ou à EDF une demande de contrat comprenant des données relatives au producteur (nom, adresse, etc.), à l'installation (localisation et puissance installée).

(38) Pour les installations de méthanisation, d'autres éléments sont requis comme par exemple l'avis favorable du préfet sur son plan d’approvisionnement et l'étude de préfaisabilité du gestionnaire du réseau public de gaz naturel indiquant que la capacité d’injection disponible n’est pas suffisante pour le raccordement de l’installation au réseau gazier ou que le coût du raccordement dépasse les plafonds fixés dans l’arrêté pour les installations de 300 kW.

(39) Quand la demande est complète, EDF ou l’acheteur obligé envoie un accusé de réception de la demande complète et fait ensuite parvenir dans un délai de 3 mois à compter de l’envoi de la demande complète, le projet de contrat au producteur. Le producteur peut le signer immédiatement même si le contrat ne prendra effet qu’au moment de la mise en service de l’installation, qui doit intervenir dans un délai maximal fixé dans l'arrêté tarifaire. Cette possibilité de signer son contrat à l’avance permet au producteur de lever les fonds nécessaires et de sécuriser le

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plan de financement de son installation avec ses prêteurs, ce qui permet d’engager les travaux de construction.

2.4.4. Indemnités en cas de résiliation anticipée

(40) Au cas où la somme du tarif de référence et de la prime de gestion serait inférieure au revenu de marché, le niveau du complément de rémunération peut devenir négatif. Dans ce cas précis le producteurs sera obligé de reverser une partie de ses revenus à EDF. Si un producteur anticipait que cette situation devienne pérenne, il pourrait souhaiter résilier son contrat par anticipation, afin de maximiser ses revenus.

(41) Toute demande de résiliation anticipée du contrat par le producteur donne lieu au versement à EDF d'une indemnité correspondant aux sommes actualisées perçues et versées au titre du contrat de complément de rémunération depuis la date d'effet du contrat jusqu’à sa résiliation.

(42) En effet, le niveau du complément de rémunération est établi pour apporter une rentabilité normale aux producteurs en bénéficiant au travers de la garantie d’un revenu assuré sur le long terme, et ce indépendamment du niveau des prix de marché de l’électricité et de la capacité. En cas de prix de marché durablement supérieurs à ce niveau de tarif de référence, et donc de prime négative, la rémunération totale des producteurs ne serait pas altérée dans le cadre de leur contrat de complément de rémunération, alors que la sortie du contrat conduirait à augmenter leurs revenus et à dégager une rentabilité potentiellement excessive. À l’inverse, un niveau de prime négatif viendrait diminuer le niveau des charges de service public de l’électricité, au bénéfice du consommateur final.

2.5. Budget et financement

(43) Le budget estimatif pour la filière méthanisation est de 3 995 millions d’euros jusqu'à l'horizon 2042 et correspond au développement de 160 MW jusqu'à cette date selon le calendrier prévisionnel suivant. Le budget total dépend toutefois du développement réel de la filière:

Mio € courant 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Biogaz méthanisation

23 47 71 94 117 140 162 184 187 189 192 194 197 199

Mio € courant 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 Biogaz méthanisation

202 205 207 210 213 216 189 161 133 106 79 52 26

(44) Le budget total estimatif pour la filière géothermie est de 1 726 millions d’euros pour une puissance installée totale en 2042 de 48 MW selon le calendrier prévisionnel suivant:

Mio € courant

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Géothermie 10 20 35 50 64 78 92 104 107 109 105 101 96 92

Mio € courant

2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042

Géothermie 88 83 79 74 70 65 55 45 36 28 20 13 6

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(45) Les régimes d'aides notifiés sont financés par le budget de l'Etat et plus précisément à partir du compte d'affectation spéciale7 "Transition énergétique" (ci-après dénommé "CAS Transition Energétique") inclus dans le budget de l'Etat.

(46) En 2016 le CAS Transition Energétique sera alimenté majoritairement par la taxe intérieure sur la consommation finale d'électricité (ci-après la "taxe sur l'électricité")8 laquelle est due tant sur l'électricité produite en France que sur l'électricité importée. Afin de prévenir toute question de taxation discriminatoire, la France s'est engagée à prévoir une dotation exceptionnelle à l’un des deux projets d’interconnexion suivants: Golfe de Gascogne (interconnexion France-Espagne) ou Celtic (interconnexion France-Irlande), pour lesquels la rentabilité est faible ou encore non-avérée. La dotation ira en principe au projet dont la mise en œuvre sera la plus rapide. Le niveau de la dotation sera fonction d'une part de la partie de la CSPE affectée en 2016 au soutien aux énergies renouvelables et du nombre de garanties d'origine importées en 2016 à partir des autres Etats membres, de la Norvège et de la Suisse. En novembre 2016, ce montant était estimé à environ EUR 49 millions. Le montant définitif ne pourra être déterminé qu'en 2017.

(47) A partir du 1er janvier 2017, les dépenses liées aux régimes de soutien notifiés seront financées à partir du même CAS Transition énergétique lequel ne sera cependant plus alimenté par la taxe sur l'électricité mais par une fraction de la taxe intérieure sur les houilles, les lignites et les cokes et une fraction du produit de la taxe intérieure de consommation sur les produits pétroliers et assimilés. Si les recettes ne suffisent pas à équilibrer le compte d'affectation spécial un complément sera prélevé sur le budget de l'état (dans la limite de 10 %). Les autorités françaises se sont formellement engagées à modifier l'article 22 du projet de loi de finances pour 2017 portant modification de l’article 5 de la loi n° 2015-1786 de finances rectificative pour 2015 a cet égard.9

7 Un compte d'affectation spéciale constitue en France une exception au principe de la non

affectation du budget, c’est-à-dire à l'interdiction d'affecter une recette à une dépense. Selon l'article 21 – 1 de la Loi organique n° 2001-692 du 1 août 2001 relative aux lois de finances: "Les comptes d'affectation spéciale retracent, dans les conditions prévues par une loi de finances, des opérations budgétaires financées au moyen de recettes particulières qui sont, par nature, en relation directe avec les dépenses concernées. Ces recettes peuvent être complétées par des versements du budget général, dans la limite de 10 % des crédits initiaux de chaque compte".

8 Selon l'article 5 de la loi n° 2015-1786 du 29 décembre 2015 de finances rectificative pour 2015, il est ouvert un compte d'affectation spéciale intitulé : « Transition énergétique » qui retrace en recettes en 2016 le produit de la taxe intérieure sur la consommation finale d'électricité (diminué de 2 043 millions d'euros), 2,16 % de la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel et des versements du budget général si nécessaire. En dépenses en 2016, il retrace la compensation aux opérateurs du service public de l'électricité imputables à leurs obligation d'achat ou leurs obligations de paiement d'un complément de rémunération en matière d'électricité produite à partir d'une source d'énergie renouvelable, le remboursement aux opérateurs du service public de l'électricité du déficit de compensation accumulé par le mécanisme de la contribution au service public de l'électricité au 31 décembre 2015 (en ce compris la part du déficit liée au soutien de l'électricité produite à partir d'une source d'énergie renouvelable) et le remboursement de plafonnements à la valeur ajoutée des entreprises électro-intensives. Sur base des données transmises par la France la TICFE représente 99% des recettes du CAS Transition énergétique en 2016 et suffit à couvrir l'intégralité des dépenses projetées de soutien aux énergies renouvelables électriques, sous forme d'obligation d'achat et de complément de rémunération.

9 Le projet de la loi de finances pour 2017, avec l'article 22 modifié, a été approuvé par l'Assemblée Générale et présenté au Sénat le 24 novembre 2016.

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2.6. Le niveau de l'obligation d'achat et du complément de rémunération

(48) En vertu de l’article L314-7 du code français de l’énergie, le tarif peut inclure une prime reflétant la contribution aux objectifs de la politique climatique de la part du type de production bénéficiant du soutien. Le soutien ne peut toutefois pas conduire à ce que la rémunération des capitaux immobilisés dans les installations bénéficiant des conditions d'achat excède une rémunération normale des capitaux, compte tenu des risques inhérents à ces activités et de la garantie dont bénéficient ces installations d'écouler l'intégralité de leur production à un tarif déterminé.

(49) En vertu de l'article L314-19 du code français de l'énergie, les conditions du complément de rémunération sont établies en tenant compte notamment:

(a) des investissements et des charges d'exploitation d'installations performantes représentatives de chaque filière,

(b) du coût d'accès de l'installation au réseau électrique, (c) des produits de l'installation (notamment la valorisation de l'électricité

produite, des garanties d'origine et des garanties de capacité),

(50) La France a indiqué que le niveau du complément de rémunération ne peut pas conduire à ce que la rémunération des capitaux immobilisés, résultant du cumul de tous les produits de l'installation et des aides financières ou fiscales, excède une rémunération raisonnable des capitaux, compte tenu des risques inhérents à ces activités.

2.6.1. Filière méthanisation: paramètres du tarif d'achat

(51) La France a indiqué que le tarif d'achat a été déterminé sur la base de projections de flux de trésorerie. Les données relatives aux coûts prévus ont été recueillies auprès des bénéficiaires potentiels, comparées aux prix pratiqués sur le marché et à l’état actuel de la technique.

(52) Pour les installations sous obligation d'achat (T), la rémunération exprimée en EUR/MWh est fixée dans l'arrêté tarifaire selon la formule suivante: = . ( + ) L est un coefficient d’indexation du niveau de tarif de référence T au cours du contrat. Cette indexation s’effectue annuellement au premier novembre. Le coefficient d’indexation L est défini de la façon suivante :

L = 0,5 + 0,201

1TSICHTrevTSICHTrev

−−

+ 0,3 000000

00000ABEFMABEFM

Formule dans laquelle :

1° ICHTrev-TS1 est la dernière valeur définitive connue au premier novembre de chaque année de l'indice du coût horaire du travail révisé (tous salariés) dans les industries mécaniques et électriques ;

2° FM0ABE0000 est la dernière valeur définitive connue au premier novembre de chaque année de l’indice des prix à la production de l’industrie française pour le marché français pour l’ensemble de l’industrie ;

3° ICHTrev-TS10 et FM0ABE00000 sont les dernières valeurs définitives des indices ICHTrev- TS1 et FM0ABE0000 connues à la date de prise d’effet du contrat.

11

TDCC est le niveau de tarif de base dont la valeur, exprimée en EUR/MWh, à la date de publication de l'arrêté est définie de la façon suivante :

Valeur de Pmax [MW]

Valeur de TDCC [EUR/MWh]

Pmax≤ 0,08 175 Pmax= 0,5 150

Les valeurs intermédiaires sont déterminées par interpolation linéaire. La valeur de TDCC est fixe sur la durée du contrat et est égale à la valeur de TDCC, diminuée de 0,5 % à l’issue de chaque trimestre à compter du 1er janvier 2018, à la date d’envoi par le producteur à l’acheteur concerné de la demande complète de contrat. PEf est la prime pour le traitement des effluents d’élevages dont la valeur applicable à une installation est définie de la façon suivante :

Valeur de Ef Valeur de PEf [EUR/MWh]

0 % 0 ≥ 60 % 50

Ef est la proportion d’effluents d’élevage (en tonnage des intrants) de l’approvisionnement de l’installation calculée sur une base annuelle. Les effluents d’élevage sont l’ensemble des déjections liquides ou solides, fumiers, eaux de pluie ruisselant sur les aires découvertes accessibles aux animaux, jus d'ensilage et eaux usées issues de l'activité d'élevage et de ses annexes. Les modalités de contrôle du calcul de Ef sont précisées dans le contrat d’achat.

(53) La France a communiqué des calculs de la rentabilité que des installations standards de 80 kW et de 500 kW peuvent espérer atteindre lorsqu'elles bénéficient du tarif d'achat uniquement et lorsqu'elles bénéficient en outre d'exonération de taxes foncières selon les conditions précisées au paragraphe (92).

Tableau 1: Taux de rendement interne ("TRI") du projet avant impôts selon la taille des installations avec et sans prime pour l'utilisation d'effluent d'élevage

Taille de l'installation

80 kW 500 kW

Avec tarif de base TDCC -0,31 % 2,80 %

Avec primes d'effluent d'élevage 6,61 % 7,28 %

Avec exonération de taxe foncière 10,14 % 11,11 %

(54) La France a également fourni des informations quant à la représentativité de l'échantillon utilisé pour déterminer les coûts de production du modèle.

12

Tableau 2: Représentativité des échantillons au 31 décembre 2015 Filière Méthanisation

Nombre d’installations de la filière [puissance moyenne]

252 [365 kW] 195 de puissance inférieure à 500 kW [190 kW]

Nombre d’installation de l’échantillon [puissance moyenne]

18 de puissance inférieure ou proches de 500 kW [340 kW]

Puissance du parc installé 92 MW (47 MW d’installations inférieures ou proches de 500 kW)

Puissance installée de l’échantillon 6 MW d’installations inférieures ou proches de 500 kW (13 % du parc)

(55) Concernant la filière méthanisation, l’échantillon représente environ 13 % en termes de capacité installée du parc existant.

(56) Le parc se décompose à 77 % d’installations de moins de 500 kW d’une puissance moyenne de 190 kW et à 23 % d’installations de plus de 500 kW d’une puissance moyenne de 1,2 MW. Le dispositif de soutien notifié concerne les installations de méthanisation de moins de 500 kW. L’échantillon de données utilisées se base sur des installations d'une puissance inférieure à 500 kW ou proche de 500 kW, représentatif de la gamme de puissance cible du dispositif. Les données d'installations dont la puissance est légèrement supérieure à 500 kW (jusqu'à 700kW) ont été utilisées pour modéliser les coûts d'une installation type de 500 kW. La France considère que l'approche retenue est conservatoire pour l'évaluation du coût de production et du niveau de soutien nécessaire.

Tableau 3 – Dépenses d’investissement et coûts d’exploitation pour différents types d’installations [EUR]

OA OA Capacité [kW] 80 500 Heures de fonctionnement 7 000 7 000 Coûts d’investissement (EUR) 724 893 3 212 957 Coûts d'exploitation non actualisé (EUR) 1 509 170 7 618 897

Coût moyen de génération d'électricité, sans rémunération du capital (EUR/MWh)

177 137

Tarif de référence avec prime d'affluent (EUR/MW) 225 194

Taux de rendement du projet (avant impôts) obtenu avec le tarif d'achat

6,61 % 10,14 %

(57) Ainsi, à l'issue de la modélisation de deux installations type, le taux de rendement attendu est de 6,61 % pour une installation de 80 kW et de 10,14 % pour une installation de 500 kW.

13

(58) Les installations de méthanisation produisant en base, la France a fourni des données relatives au prix spot « day-ahead » sur la plateforme de marché EPEX Spot et aux prix à terme à titre de comparaison.

Zone France - EUR/MWh 2011 2012 2013 2014 2015*

Moyenne sur les 5 dernières

annéesPrix moyen spot (EPEX Spot) 48,89 46,94 43,24 34,63 37,81 42,30Prix calendaire Y+1 (EPD) 55,97 50,57 43,30 42,41 38,86 46,19

*jusqu’au 30/09/2015; source: autorités françaises.

(59) Pour la filière méthanisation le pas de temps de calcul retenu est un pas de temps annuel. Le prix de marché de référence est ainsi défini comme la moyenne annuelle des prix horaires spots positifs (prix pour livraison le lendemain : « day-ahead ») sur la bourse EPEX SPOT (zone France). Pour ces filières fonctionnant en base, il n’est pas envisagé de pondération par les volumes de production de la filière.

(60) La France a soumis des calculs pour des installations hypothétiques avec des capacités différentes (80kW et 500kW). Ces calculs indiquent que sans aide, de telles installations ne sont pas rentables, les coûts de production étant supérieurs au prix de marché de l'électricité et, en conséquence, les flux financiers pendant la durée de vie de l'installation étant négatifs. Pour ces calculs la France a utilisé un prix moyen de vente de l'électricité sur le marché de 45 EUR/MWh.

Etudes sectorielles présentées par les autorités françaises (61) En application des dispositions de l’article L134-18 du code de l’énergie, la CRE

avait sollicité, en janvier 2014 puis en mars 2015, treize installations de méthanisation afin de collecter leurs données de coûts et plans d’affaires et de réaliser l’analyse de leur rentabilité. La qualité des réponses s’était cependant avérée insuffisante en termes de représentativité et fiabilité et ne permettait pas à la CRE de finaliser son analyse de rentabilité10. Par la suite la CRE a obtenu des données additionnelles sur la base d'un panel de 54 installations de référence et a pu compléter son analyse des conditions économiques de fonctionnement des installations de méthanisation dans sa délibération du 27 juillet 201611. La CRE conclut entre autres que:

(a) Pour les installations de taille comprise entre 80kW et 500 kW un taux de rendement avant impôts est compris entre 6,8 % et 8,4 %,

(b) La situation économique des installations est très disparate en raison de la multiplicité des technologies et de natures d'intrants utilisés,

(c) La rentabilité obtenue par le tarif seul pourrait apparaitre comme insuffisante et pourrait nécessiter le complément de subventions d'investissements autorisées par l'Agence de l'Evironnement et de la Maîtrise de l'Energie (ADEME) mais nécessite une attention particulière afin de ne pas conduire à une situation de surcompensation.

10 Délibération de la CRE du 3 septembre 2015,

http://www.cre.fr/documents/deliberations/avis/biogaz2/consulter-la-deliberation 11 http://www.cre.fr/documents/deliberations/avis/tarifs-achat-methanisation/consulter-la-

deliberation

14

(62) Les autorités françaises ont également présenté à la Commission les conclusions de l’étude menée par le cabinet indépendant E-Cube en octobre 2015 sur l’état des lieux de la filière biogaz12. Cette étude démontre entre autres que:

(a) les coûts d’investissement des nouvelles installations (9 500 – 10 500 EUR/kW) se situent au-dessus des coûts d’investissement retenus par la France dans les modèles de calcul de rendement cible (voir Tableau 1),

(b) 65 % des sites ont déclaré avoir rencontré des aléas. Pour 35 % des sites le TRI réel est plus faible de 5 points par rapport au TRI estimé dans les budgets initiaux.

(63) L'étude publiée par le cabinet E-Cube montre aussi que les installations de méthanisation présentent un certain nombre de risques spécifiques comparés à d'autres technologies renouvelables: risques liés aux montants des investissements, risques de baisse de recettes, aléas rencontrés durant le fonctionnement de l’installation (maintenance, casse, etc.) qui semblent aussi plus importants que dans des états membres où les installations de méthanisation peuvent utiliser une part plus importante de cultures énergétiques13, absence de filière de réparation et pièces détachées en France (liée à la relative petite taille du secteur de méthanisation), complexité des procédures administratives et difficultés liées à l’approvisionnement de l’installation. Sur ce dernier point, E-Cube constate que pour les petites installations, les producteurs sont généralement maîtres de leurs approvisionnements qui proviennent de leurs installations. Les installations de 500 kW par contre sont exposées à un risque de renchérissement des intrants ou de pertes de fournisseurs extérieurs. L'ensemble de ces risques justifie que des installations de méthanisation bénéficient d’un taux de rendement incluant un facteur de risque plus élevé que d'autres filières renouvelables.

Mécanisme de limitation du soutien (64) Les tarifs ont été modélisés sur base de l'hypothèse d'une installation fonctionnant

7 000 heures par an. Afin d'éviter la surcompensation d'installations fonctionnant plus de 7000 heures par an, la France propose de limiter le soutien à un plafonnement global sur la durée du contrat: soit une limitation du soutient à 140 000 heures de fonctionnement équivalent pleine puissance sur 20 ans (7 000 heures par an pendant 20 ans). Ainsi, une installation plus performante ne percevra pas plus d'aide que ce qui a été prévu pour l’installation de référence. Dès que le quota de 140 000 heures de fonctionnement équivalent pleine puissance sera atteint, une installation plus performante verra la durée de son contrat réduite par rapport à celle de l’installation de référence.

2.6.2. Filière Géothermie: niveau du complément de rémunération

(65) Pour les installations pouvant bénéficier d'un complément de rémunération (CR), la prime exprimée en EUR/MWh est fixée dans l'arrêté tarifaire selon la formule suivante: = · − + − ·

12 http://atee.fr/biogaz/etude-etat-des-lieux-de-la-filiere-biogaz-en-france-2015 13 Les intrants en France étant surtout des déchets organiques, ils engendrent des coûts opérationnels

et de maintenance plus importants (par exemple cela entraîne une usure et un encrassement plus rapide).

15

Composée des éléments suivants:

, (en MWh) est la somme sur les heures à prix spot positif ou nul sur la bourse de l’électricité EPEX Spot SE pour la zone France, des volumes d’électricité affectée par le gestionnaire de réseau, le cas échéant via une formule de calcul de pertes ou une convention de décompte, au périmètre d'équilibre désigné par le producteur pour la production de son installation. Ces volumes sont nets des consommations des auxiliaires nécessaires au fonctionnement de l'installation.

est le prix de marché de référence, il est égal à la moyenne arithmétique sur l’année civile14 des prix spots horaires positifs ou nuls pour livraison le lendemain constatés sur la bourse de l’électricité EPEX Spot SE pour la zone France, exprimé en EUR/MWh. , exprimé en EUR/MWh, est la prime unitaire de gestion. Elle est égale à 2 EUR/MWh sur l’ensemble de la durée de vie du contrat.

, exprimé en MW, est le nombre normatif de garanties de capacité de l'installation et est égal à = 0,8. avec la puissance de l'installation exprimée en MW.

est le prix de marché des garanties de capacité, exprimé en EUR/MW, défini comme la moyenne arithmétique des prix observés lors des sessions d’enchères organisées pendant l’année civile précédant l’année de livraison.

, exprimé en EUR/MWh électrique, représente le tarif de référence. = . . αest un coefficient modulant le niveau du tarif de référence T au cours du contrat. En application de l’article 26 du décret n°2015-682 susvisé, le coefficient α est défini de la façon suivante :

Valeur de N Valeur de α Valeur de N Valeur de α

0 1 10 1,05 1 1 11 1,00 2 1,45 12 0,95 3 1,40 13 0,90 4 1,35 14 0,85 5 1,30 15 0,80 6 1,25 16 0,75 7 1,20 17 0,70 8 1,15 18 0,65 9 1,10 19 0,60

14 La France a retenu un pas de temps annuel pour la filière géothermie car cette filière fonctionne en

base et peut être qualifiée de « commandables ». Le calcul sur un pas de temps annuel du complément de rémunération constituera une incitation à produire aux meilleurs moments de l’année (plutôt l’hiver quand les prix sont hauts) et à placer les maintenances aux moments où le prix de l’électricité est le plus bas, c’est-à-dire pendant les mois d’été.

16

Ce coefficient est destiné à tenir compte du fait que les installations géothermiques impliquent généralement des investissements très importants en capital initial.

TDCC est le niveau de tarif de base dont la valeur est de 246 EUR/MWh, à la date de publication de l'arrêté. La valeur de TDCC est fixe sur la durée du contrat. Elle est déterminée en fonction de la date d’envoi par le producteur au co-contractant de la demande complète de contrat.

(66) L est un coefficient d’indexation du niveau de tarif de référence T au cours du contrat. Cette indexation s’effectue annuellement au premier novembre. Le coefficient d’indexation L est défini de la façon suivante :

L = 0,7 + 0,101

1TSICHTrevTSICHTrev

−−

+ 0,2 000000

00000ABEFMABEFM

Formule dans laquelle:

1° ICHTrev-TS1 est la dernière valeur définitive connue au premier novembre de chaque année de l'indice du coût horaire du travail révisé (tous salariés) dans les industries mécaniques et électriques ;

2° FM0ABE0000 est la dernière valeur définitive connue au premier novembre de chaque année de l’indice des prix à la production de l’industrie française pour le marché français pour l’ensemble de l’industrie;

3° ICHTrev-TS10 et FM0ABE00000 sont les dernières valeurs définitives des indices ICHTrev- TS1 et FM0ABE0000 connues à la date de prise d’effet du contrat.

(67) A l’issue de chaque année, si la puissance cumulée des puissances électriques Pmax des installations situées en métropole continentale, pour lesquelles une demande complète de contrat a été effectuée depuis l’entrée en vigueur de l'arrêté tarifaire, est :

1° Inférieure ou égale à 100MW alors la valeur de TDCC applicable pour l’année suivante est inchangée ;

2° Strictement supérieure à 100MW alors la valeur de TDCC applicable pour

l’année suivante est multipliée par (1 – Sn), où Sn est un coefficient qui varie en fonction de la puissance cumulée des installations en métropole continentale selon le tableau suivant :

Puissance cumulée en MW des installations en métropole continentale pour lesquelles une demande complète de contrat a été effectuée depuis l’entrée en vigueur du présent arrêté

Sn

Comprise entre 100 + 50 . n et 100 + 50 . (n+1) 5 % . (n+1) Où n est un nombre entier supérieur ou égal à 0.

17

(68) Pour la détermination de prix de marché de référence pour la filière géothermie (voir considérant (65)) le pas de temps de calcul retenu est un pas de temps annuel. Le prix de marché de référence est ainsi défini comme la moyenne annuelle des prix horaires spots positifs (prix pour livraison le lendemain : « day-ahead ») sur la bourse EPEX SPOT (zone France). Pour ces filières fonctionnant en base, il n’est pas envisagé de pondération par les volumes de production de la filière. La France estime que le calcul sur un pas de temps annuel du complément de rémunération constituera une incitation à produire aux meilleurs moments de l’année (plutôt l’hiver quand les prix sont hauts) et à placer les maintenances aux moments où le prix de l’électricité est le plus bas, c’est-à-dire pendant les mois d’été.

(69) Le calcul du complément de rémunération inclut une prime de gestion égale à 2 EUR/MWh (voir considérant (65)). Cette prime de gestion est composée des éléments suivants:

(70) Par construction, au cas où le prix de marché dépasserait le tarif de référence, les

producteurs deviendraient alors redevables de l'excédent de rémunération auprès d'EDF dans les conditions mentionnées aux considérants (40) à (42).

(71) Il résulte de la définition de qu'aucun complément de rémunération n'est versé en cas de prix spots strictement négatifs pour la livraison constatée sur la bourse de l'électricité EPEX Spot Se pour la zone France. Cependant, au-delà des 70 heures premières heures, consécutives ou non, de prix spots strictement négatifs pour la livraison constatée sur la bourse de l'électricité EPEX Spot Se pour la zone France une installation qui ne produit pas pendant les heures de prix négatifs reçoit une prime égale à

Primeprix négatifs = Pmax . T . nprix négatifs

18

formule dans laquelle:

T est le tarif de référence défini au paragraphe (65). nprix négatifs est le nombre d'heures pendant lesquelles les prix spots pour la livraison constatée sur la bourse de l'électricité EPEX Spot Se pour la zone France ont été négatifs au-delà des 70 premières heures et pendant lesquelles l'installation n'a pas injecté d'énergie. Ainsi l'installation ne percevra pas de rémunération pendant au maximum 9 % du temps de fonctionnement attendu. La France a cependant prévu que cette compensation ne peut être versée que dans la limite d'un nombre d'heures de fonctionnement de référence sur l'année de l'installation (soit 8 000 heures dans le cas de la géothermie).

(72) Le tarif TDCC de référence pour la détermination du complément de rémunération a été déterminé sur la base de projections de flux de trésorerie issues d'estimations provenant de 4 plans d'affaires d'installations de géothermie et disposant d'un titre minier. Les données de coûts du modèle basé sur quatre installations sont résumées dans le tableau 1 ci-dessous.

Tableau 4 – Dépenses d’investissement et coûts d’exploitation pour une installation type [EUR]

Capacité [kW] 3 000 Heures de fonctionnement 8 000 Coûts d’investissement en millions d'euros 44 836

Coûts d'exploitation (EUR/kW) 675 Taux de rendement du projet (avant impôts) obtenu avec le complément de rémunération

7,72 %

(73) La filière géothermie produisant en base, la France a fourni des données relatives au prix spot « day-ahead » sur la plateforme de marché EPEX Spot et aux prix à terme à titre de comparaison.

Zone France - EUR/MWh 2011 2012 2013 2014 2015*

Moyenne sur les 5 dernières

annéesPrix moyen spot (EPEX Spot) 48,89 46,94 43,24 34,63 37,81 42,30Prix calendaire Y+1 (EPD) 55,97 50,57 43,30 42,41 38,86 46,19

*jusqu’au 30/09/2015; source: autorités françaises.

(74) La France a communiqué des calculs de coût correspondant à une installation d'une taille de 3MW modélisée à partir des données financières de quatre installations. Ces calculs indiquent que sans aide, de telles installations ne sont pas rentables, les coûts de production étant supérieurs au prix de marché de l'électricité et, en conséquence, les flux financiers pendant la durée de vie de l'installation sont négatifs. La France a retenu, dans le modèle financier communiqué à la Commission, un prix de l'électricité de 45 EUR/MWh constant jusqu'en 2023. La valeur du tarif de référence a été calculée en prenant en compte le prix de l'électricité, les coûts d'investissement et les coûts variables liés à ces installations.

19

2.7. Absence d'appel d'offres pour la géothermie profonde

(75) La France ne prévoit pas de soumettre l'octroi du soutien à la géothermie profonde à des appels d'offres.

(76) La France souligne sur ce point d'une part qu'un appel d'offres ouvert à plusieurs technologies ne permettrait pas à la filière géothermique de se développer. Il s'agit d'une filière qui n'est pas encore développée en France (une seule installation de recherche). Des baisses de coûts et économies d'échelle ne sont pas attendues dans un avenir proche. Comme elle présente encore des coûts de production nettement supérieurs aux autres filières, la filière géothermique ne pourrait se développer si elle était en concurrence avec les autres technologies, y compris avec des technologies un peu plus chères comme l'éolien en mer. La France a fourni sur ce point une comparaison situant l'éolien en mer dans une fourchette de 170 à 220 EUR/MWh et 246 EUR/MWh pour la géothermie profonde.

(77) La France souligne encore qu'au vu du potentiel important de l'éolien en mer (plusieurs GW) par rapport à la géothermie (inférieur au GW), et la structure de coûts des deux technologies, la géothermie ne pourrait pas non plus voir le jour si elle était tenue de participer à des appels d'offres conjoints avec l'éolien en mer. La France souhaite cependant encourager le déploiement de la géothermie au vu du potentiel à long terme et de la flexibilité que cette énergie peut apporter au système électrique. La France souligne sur ce point qu'il s'agit d'une technologie qui peut produire plus de 6 000 h/an et est commandable. Elle est donc susceptible d'être utilisée pour pallier l'intermittence d'autres énergies renouvelables.

Tableau 5: Comparaison des coûts de production des filières renouvelables

(78) La France a par ailleurs exposé qu'un appel d'offres limité à la filière n'est pas non plus opportun car il ne serait pas concurrentiel eu égard au faible nombre de projets attendus et au nombre encore plus limité de porteurs de projets. Plus précisément, la France indique que le soutien bénéficiera à environ dix projets d'ici 2023, représentant 48 MW de capacité supplémentaire. Par ailleurs, elle n'a jusqu'à présent identifié que 4 acteurs pour la réalisation des projets concernés.

20

(79) La France souligne également que la filière géothermique profonde présente des contraintes particulières accentuant le caractère non concurrentiel d'un éventuel appel d'offres. En effet l’exploration et l’exploitation d’une ressource géothermale à haute température nécessitent certaines autorisations accordées par l’Etat et prévues par le code minier (permis exclusif de recherche), qui intègrent une publicité et une mise en concurrence : lors du dépôt de la demande de permis par un opérateur, l’Etat met la zone faisant l’objet de la demande de permis en concurrence pendant une durée de 30 jours à 90 jours, selon les cas, ce qui lui permet de s’assurer que l’opérateur qui fait la demande est le mieux à même, au vu notamment de ses capacités techniques et financières, d’exploiter la ressource faisant l’objet de la demande de permis. La mise en place d’appel d’offres en amont de ces autorisations ne serait pas efficiente car les candidats ne disposeraient pas d'informations permettant de quantifier le gisement potentiel. En conséquence la procédure concurrentielle pourrait conduire à un taux faible de réalisation des projets, à des absences de réponses ou à des niveaux de prix élevés (risques élevés pour les candidats).

(80) Un appel d’offres après la procédure d’attribution du permis exclusif de recherche et après la quantification du gisement par le titulaire du permis supposerait de mettre en œuvre des mesures compensatoires pour dédommager le titulaire du titre des investissements qu’il a réalisés sur le site s’il n’est pas retenu. Par ailleurs, cela n’inciterait plus les porteurs de projet intéressés par la géothermie à déposer des demandes de permis exclusif de recherches car ils ne seraient plus assurés d’avoir l’exclusivité sur un site sur lequel ils ont déjà réalisé d'importants investissements.

2.8. Ajustement du tarif

(81) Pour la filière méthanisation, il est prévu qu'à compter du 1er janvier 2018, le tarif fixé sur la durée de vie du contrat (la valeur de TDCC) diminue automatiquement de 0,5 % à l’issue de chaque trimestre afin de tenir compte de l'effet d'apprentissage de la filière pour tout nouveau contrat d'achat.

(82) Pour la filière géothermie, il est prévu une diminution automatique du tarif de référence de 5 % à compter de 100 MW installés sur le territoire continental par tranche de 50MW supplémentaires installés.

(83) En outre, les articles R. 314-7 et R. 314-33 du code de l’énergie ainsi que le Décret Complément de Rémunération prévoient la révision périodique des conditions d'achat et du complément de rémunération. Ces révisions doivent prendre en compte les niveaux de coûts et de recettes des installations performantes et représentatives des filières au moment de la révision, ainsi que, le cas échéant, les résultats des audits menés par la CRE.

(84) La CRE réalise périodiquement des audits visant à s'assurer que les conditions du tarif d'achat n'ont pas évolué. Elle propose, le cas échéant, des conditions révisées du tarif d'achat ou du complément de rémunération.

(85) Si la CRE estime que le tarif n'est plus adéquat, elle le signalera au ministre chargé de l'énergie afin qu'il ajuste le niveau du tarif d'achat ou du tarif de référence. La France a confirmé sur ce point que le tarif serait adapté s'il était constaté que le soutien aboutissait à une rentabilité trop importante. Dans le cas de la méthanisation, la France a précisé que le tarif ne devrait pas permettre des taux de rentabilité interne des projets avant impôt de plus de 11 %.

21

(86) Pour faciliter la réalisation des audits de la CRE, il est prévu pour les installations de puissance installée supérieure à 100 kW15, que le producteur transmette chaque année à la CRE le détail des coûts et des recettes relatifs à son installation. Il doit également tenir à disposition les éléments permettant d'attester ces coûts et recettes. Ces mêmes informations doivent être tenues à disposition du ministre chargé de l'énergie.

(87) Afin d'inciter les producteurs à respecter l'obligation de communication de donnée l’article L311-14 du code de l’énergie fixe le cadre du constat des infractions au code de l’énergie et notamment aux dispositions relatives à l’obligation d’achat et au complément de rémunération. Ce cadre a été renforcé par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte en vue de prévoir explicitement la suspension ou la résiliation des contrats d’achat et de complément de rémunération, qu’ils soient conclus sous guichet ouvert ou dans le cadre d’appels d’offres, lorsqu’un manquement est constaté. Un producteur qui ne transmettrait pas les informations demandées par la CRE peut aussi faire l’objet de sanctions pécuniaires

2.9. Cumul

2.9.1. Filière méthanisation

Aide à l'investissement (88) L’ADEME peut octroyer des aides à l’investissement dans le cadre de son

système d’aide à la réalisation. Pour les installations de méthanisation, le guide interne pour les aides à la réalisation de l’ADEME précise que « pour les installations de méthanisation qui bénéficieraient par ailleurs d’une aide au fonctionnement (tarif d’achat ou prime), l’intensité de l’aide tient compte du montant des aides au fonctionnement octroyées afin que le cumul des aides au fonctionnement et à l’investissement assure une rentabilité normale des projets ».

(89) Il est également précisé que chaque demande d’aide pour un projet méthanisation est instruite « de façon à viser un TRI projet avant impôt de 10 % en tenant compte du cumul des aides versées. Pour le cas particulier des installations de méthanisation bénéficiant d’un tarif d’achat de l’électricité produite, ce dernier sera intégré en tant qu’aide d’Etat ».

(90) Par conséquent, le cumul des aides à l’investissement et au fonctionnement doit conduire à ne pas dépasser un TRI projet avant impôt de 10 % dans le cas général. L’ADEME, pour définir le montant de l’aide à l’investissement qu’elle attribue procède à une analyse au cas par cas sur la base des données réelles des projets selon une méthodologie interne. En particulier, elle vise un TRI cible et le montant de l’aide qu’elle octroie est limité dès lors que ce TRI est atteint.

(91) Lors de l’instruction des demandes d’aides à l’investissement au titre de son régime d’aide, l’ADEME demande aux porteurs de projets de lui transmettre des plans d’affaires. Ces plans d’affaires servent à évaluer le niveau incitatif de l’aide et le besoin du producteur d’en disposer. L’ADEME vérifie systématiquement que ces plans d’affaires incluent les revenus issus de la vente de l’électricité sous

15 Pour les installations de 100 kW et moins, la transmission systématique des données n'est pas

prévue mais le producteur doit tenir ces données à la disposition de la CRE et du ministre chargé de l'énergie et les transmettre sur demande.

22

contrat d’achat dans la mesure où ce tarif est octroyé par la voie d’un guichet ouvert et que toutes les installations peuvent en bénéficier. L’ADEME considère par défaut que toutes les installations de méthanisation y ont recours ou déposeront des demandes pour en bénéficier.

Aide fiscale (92) Les projets de méthanisation sont susceptibles de bénéficier des exemptions

fiscales suivantes: exonération de taxe foncière sur les propriétés bâties et de contribution foncière des entreprises, en application de l’article 7 du projet de loi de finances 2016. Ces exonérations sont valables pendant 7 ans.

Autre: (93) La France a également précisé que le régime de soutien ne sera pas cumulable

avec les garanties d'origine pour éviter une double rémunération.

2.9.2. Filière géothermie

(94) Le complément de rémunération est cumulable avec les certificats de capacité mais dans ce cas, la valeur des certificats de capacité doit être déduite du tarif de référence pour le calcul du complément de rémunération. Le complément de rémunération ne peut pas être cumulé avec des garanties d'origine.

(95) Au 1er avril 2016, 15 permis exclusif de recherche ont été attribués pour des projets visant la production d’électricité à partir de géothermie et 4 demandes de permis exclusif de recherches sont en cours d’instruction.

(96) Seul un site situé en métropole dispose déjà d’une centrale (il s’agit du site de Soultz dans le nord de l’Alsace). Il présente une capacité installée de 2,1 MW. Il s’agit d’un projet de recherche international qui a mobilisé une quinzaine de laboratoires de recherche et plusieurs centaines d’entreprises sous-traitantes. Les forages ont été effectués à très grande profondeur, certains à plus de 5 km de profondeur. Il ne s’agit donc pas d’un projet pouvant être qualifié de démonstrateur ou de commercial. Il n’existe donc pas aujourd’hui de projets commerciaux de géothermie en France métropolitaine.

(97) La France a précisé que les premières réalisations en EGS (Enhanced Geothermal Systems) sont potentiellement éligibles à la qualité d'opérations exemplaires au sens des aides à l'investissement pour "opérations exemplaires" provenant du fonds chaleur géré par l’ADEME.

(98) Dans ce contexte, une aide de l'ADEME pourra être apportée en cumul du complément de rémunération à des projets de géothermie qualifiés d’opérations exemplaires et à la condition qu’il s’agisse de projets de cogénération. Pour que l’aide soit proportionnée, l’ADEME prendra en compte les revenus issus du complément de rémunération et limitera son aide de façon à ne pas dépasser un TRI à 10 % avant impôt.

(99) La France considère que ce niveau de TRI se justifie par le caractère risqué de ces projets, s’agissant des toutes premières opérations de géothermie profonde sur une zone géologique donnée et ayant un caractère commercial. En effet, en l’absence d’autres projets « vitrine » sur ces zones, les investisseurs exigent un niveau de TRI d’au moins 10 % compte-tenu du risque inhérent à ces projets (connaissance encore limitée des gisements) et à la technologie encore peu développée en France. En particulier, l'ADEME vise un TRI cible et le montant de l’aide qu’elle octroie est limité dès lors que ce TRI est atteint.

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(100) L’ADEME estime qu’environ 3 projets seraient susceptibles de bénéficier d'une aide complémentaire au titre du financement d’opérations exemplaires, situés dans des bassins géologiques différents. Cette aide complémentaire est nécessaire afin de « lancer » la filière de la géothermie profonde en France.

(101) Ces projets sont situés sur les bassins géologiques suivants : (a) Alsace (zone Strasbourg) : 2 projets d'opérations exemplaires, l’un situé au

nord et l’autre au sud de la métropole. Ces projets sont situés sur la zone du fossé rhénan, qui a fait l'objet d'études préalables et de modélisation et dont le potentiel géothermique a été estimé comme important. Cependant, il n'y a pas, à l’heure actuelle, dans cette zone (à proximité de Strasbourg) de connaissances suffisantes (puits par exemple) qui confirmeraient avec certitude que la configuration géologique rencontrée plus au nord serait aussi favorable pour le développement de projets de géothermie profonde haute température, permettant ainsi l'extraction dans des conditions économiquement viables (débit, température, composition) d’un fluide géothermique.

(b) Auvergne –Limagne ou Sancy : une opération exemplaire pourrait être financée dans le bassin de la Limagne ou au niveau du massif du Sancy. A date, les spécificités du sous-sol ne sont pas bien documentées, et nécessitent des investigations importantes pour qualifier les zones cibles potentielles, ce qui implique des surcoûts.

(102) Enfin, il est possible que le projet de recherche FONGEOSEC lauréat du programme des Investissements d’Avenir en 2013 qui bénéficie d’une aide ADEME à ce titre (sous formes d’avances remboursables à 75 %) puisse bénéficier d’un complément de rémunération en cas de réussite du démonstrateur. Il s’agit d’un projet de recherche visant principalement la démonstration d’une technologie innovante d’échangeur. Ce projet cherche également à améliorer le rendement du cycle thermodynamique via l’utilisation d’un nouveau fluide de travail et à développer un instrument de mesures pour le fonds de puits. Ce projet se situe près de Pau, en Pyrénées-Atlantiques.

2.10. Autres engagements

(103) La France s’est engagée à respecter les exigences de transparence définies aux paragraphes 104 à 106 des Lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-202016 (les «Lignes directrices»). Elle publiera notamment sur le site Internet du Ministère de l'Ecologie, du Développement Durable et de l'Energie l'identité des bénéficiaires, le montant de l'aide, le secteur économique de l'entreprise et la région dans laquelle il se trouve lorsque le montant de l'aide dépasse 500 000 EUR. Le montant de l'aide ne sera cependant publié qu'a posteriori à la fin de chaque année puisque le montant d'aide dépend d'informations non connues à l'avance, à savoir le productible et du prix du marché.

16 JO C 200 du 28.6.2014, p. 1.

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3. APPRECIATION DE LA MESURE

3.1. Existence de l’aide au sens de l’article 107, paragraphe 1, du traité

(104) Aux termes de l’article 107, paragraphe 1, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, sont incompatibles avec le marché intérieur, dans la mesure où elles affectent les échanges entre États membres, les aides accordées par les États ou au moyen de ressources d’État sous quelque forme que ce soit qui faussent ou qui menacent de fausser la concurrence en favorisant certaines entreprises ou certaines productions.

(105) Les installations de production d'électricité utilisant à titre principal le biogaz produit par la méthanisation bénéficieront d’un soutien sous la forme de tarifs garantis pour l’électricité qu’ils produisent. Les installations de production d'électricité utilisant à titre principal l'énergie extraite de gîtes géothermiques bénéficieront d’un soutien sous la forme de compléments de rémunération pour l’électricité qu’ils produisent. Ces tarifs sont supérieurs aux prix que peuvent espérer les producteurs vendant leur électricité sur le marché et le complément de rémunération s'ajoute au prix du marché. Seules sont éligibles les installations de production d'électricité utilisant à titre principal le biogaz produit par la méthanisation avec une puissance électrique inférieure à 500 kW et dont la proportion de cultures alimentaires ou énergétiques dans l'approvisionnement de l'installation est inférieure à 15 % ou l'énergie extraite de gîtes géothermiques. Cette mesure confère dès lors un avantage sélectif à certains producteurs d'électricité seulement, à savoir ceux utilisant à titre principal le biogaz produit par la méthanisation ou l'énergie extraite de gîtes géothermiques.

(106) Le régime de soutien est institué dans une loi et des décrets et arrêtés d'exécution. Il est donc imputable à l'Etat. Le soutien est financé par des obligations d’achat et de versement de complément de rémunération imposées par l’État à EDF, aux entreprises locales de distribution et aux organismes agréés. Ceux-ci sont à leur tour entièrement indemnisés par des versements prélevés sur le budget de l’État. Le financement repose donc sur les ressources de l’État17.

(107) L’électricité fait l’objet d’importants échanges entre États membres. Tout avantage accordé à un mode donné de production d’électricité est donc susceptible de fausser la concurrence et d’affecter les échanges commerciaux entre États membres.

(108) Ce régime de soutien constitue donc bien une aide d’État. 3.2. Légalité de l’aide

(109) La France a notifié ces régimes d’aides à la Commission afin d’obtenir son approbation au regard des règles relatives aux aides d’État telles que défini dans le TFUE. Les arrêtés tarifaires notifiés n'entreront en vigueur qu'après approbation de la Commission. La France a respecté ses obligations en vertu de l’article 108 du TFUE.

17 Voir aussi arrêt de la Cour de Justice du 19 décembre 2013, affaire C-262/12, Vent de Colère c.

Ministère de l'Ecologie.

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3.3. Compatibilité des aides avec le marché intérieur

(110) Le régime notifié comporte une aide opérationnelle à la production d'électricité utilisant à titre principal le biogaz produit par la méthanisation et une aide opérationnelle à la production d'électricité utilisant à titre principal l'énergie extraite de gîtes géothermiques, par conséquent la Commission a évalué le régime d’aide sur la base des Lignes directrices, de la section 3.2 (Dispositions générales en matière de compatibilité) et en particulier de la section 3.3 (Aides en faveur de l’énergie produite à partir de sources renouvelables).

3.3.1. Contribution à un objectif d’intérêt commun

(111) Les régimes d'aide notifiés sont destinés à soutenir les installations de production d'électricité utilisant à titre principal le biogaz produit par la méthanisation ainsi que les installations de production d'électricité utilisant à titre principal l'énergie extraite de gîtes géothermiques. Le biogaz et la géothermie sont des énergies renouvelables au sens de l'article 2(a) de la Directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil 18 et du paragraphe 19(5) Lignes directrices.

(112) L'objectif d'intérêt commun poursuivi par le régime notifié est la lutte contre le dérèglement climatique. Comme le rappelle le paragraphe 107 des Lignes directrices, l'Union s'est fixée des objectifs ambitieux en matière de changement climatique et d'utilisation durable de l'énergie et a adopté la Directive 2009/28/CE précitée. Les régimes notifiés s'inscrivent dans cet objectif.

(113) Bien que les installations de production d'électricité utilisant à titre principal le biogaz produit par la méthanisation éligibles aient la possibilité d'utiliser une certaine fraction d'énergie non renouvelable, l'aide reste limitée à la production d'énergie renouvelable étant donné que la portion d'énergie non renouvelable ne peut être supérieure à l’énergie autoconsommée par l’installation de production pour les besoins de son fonctionnement (voir considérant (14)).

(114) Les installations de méthanisation éligibles peuvent utiliser des déchets organiques. Les aides d'Etat en faveur de l'énergie produite à partir de sources renouvelables utilisant les déchets comme combustible peuvent contribuer positivement à la protection de l'environnement à condition de ne pas se soustraire au principe de la hiérarchie des déchets (voir paragraphe 118 des Lignes directrices). En l'espèce, les installations concernées sont des installations de méthanisation, c’est-à-dire des installations recourant à la digestion anaérobique. Ce type d'opération est considéré comme une opération de recyclage des déchets19. Le présent régime d'aide ne se soustrait donc pas à la hiérarchie des déchets.

(115) Sur base de ces éléments, la Commission conclut que les régimes notifiés contribuent donc à un objectif d’intérêt commun.

18 Directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative à la

promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE (JO L 140, 5.6.2009, p. 16–62).

19 En ce qu'elle produit un digestat, voir Article 2 (6) de la décision de la Commission n°2011/753/EU.

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3.3.2. Nécessité d’une intervention d’état

(116) Selon la section 3.2.2 des Lignes directrices, l’État membre doit démontrer que l’intervention de l’État est nécessaire et, en particulier, si l’aide est nécessaire pour remédier à une défaillance du marché.

(117) Les aides en faveur de l'énergie produite à partir des sources renouvelables remédient une défaillance du marché liée aux externalités négatives en créant, au niveau individuel, des incitations à produire de l'électricité à partir de sources d'énergie renouvelables. En l'absence d'indication contraire, une défaillance du marché est présumée dans le cas des énergies renouvelables (voir paragraphe 115 des Lignes directrices).

(118) En l'espèce, rien n'indique que cette défaillance du marché aurait disparu. Au contraire, les informations fournies par la France ont démontré que le cadre économique actuel n’était pas en mesure de fournir les incitations nécessaires pour amener le bénéficiaire à investir dans une installation de production d'électricité utilisant à titre principal le biogaz produit par la méthanisation ou utilisant à titre principal l'énergie extraite de gîtes géothermiques car le prix de marché de l'électricité ne permet pas d'assurer la profitabilité du projet (voir considérants (60) et (74). De ce fait, les investissements dans des installations de ce type sont peu probables. Par conséquent, il existe une défaillance du marché conformément au paragraphe 35 a) des Lignes directrices. Une aide d’État est dès lors nécessaire pour susciter des investissements dans des installations de ce type.

3.3.3. Caractère approprié de l’aide

(119) Le paragraphe 116 des Lignes directrices présume que les aides d'état en faveur de l'énergie produite à partir des sources renouvelables sont appropriées si toutes les autres conditions sont remplies. Ainsi que démontré ci-dessous, le régime notifié remplit toutes les autres conditions de compatibilité et est dès lors considéré comme approprié.

3.3.4. Effet incitatif

(120) Selon la section 3.2.4 des Lignes directrices, les aides d’État ont un effet incitatif si elles modifient le comportement de leurs bénéficiaires dans le sens de la réalisation de l’objectif d’intérêt commun. C’est notamment le cas si l’aide suscite des investissements qui ne seraient pas réalisés aux conditions du marché.

(121) La France a soumis des calculs indiquant que sans aide, de telles installations ne sont pas rentables, les coûts de production étant supérieurs au prix de marché de l'électricité et, en conséquence, les flux financiers pendant la durée de vie de l'installation étant négatifs. Pour ces calculs la France a utilisé un prix moyen de vente de l'électricité sur le marché de 45 EUR/MWh.

(122) Par contre, avec l'aide, sur une durée de vie de 20 ans de ces installations, les revenus liés au tarif permettraient de couvrir les coûts d’investissement et les coûts d’exploitation, avec un taux de rendement raisonnable (voir considérants (53) à (57) pour les installations de méthanisation et considérant 0 pour les installations de géothermie). On peut donc s’attendre à ce que l’aide encourage la mise en place de ces installations ainsi que leur utilisation.

(123) En outre, la France a confirmé que les bénéficiaires ne commencent les travaux sur les projets concernés qu'après le dépôt de la demande complète de contrat d'achat ou de complément de rémunération, dans la mesure où c'est la demande

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complète de contrat d'achat qui donne au producteur la confirmation de son éligibilité au soutien (voir aussi section 2.4.3. ci-dessus). La demande de contrat d'achat ou de complément de rémunération comporte les données relatives au bénéficiaire et son projet visées au paragraphe 51 des Lignes directrices.

(124) La Commission conclut que le régime notifié aura un effet incitatif. 3.3.5. Proportionnalité de l’aide

3.3.5.1. Filière méthanisation

(125) Les aides au fonctionnement en faveur des installations de production d'électricité utilisant à titre principal le biogaz produit par la méthanisation sont considérées comme proportionnées si l'aide remplit les conditions applicables aux aides au fonctionnement en faveur de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables telles qu'établies à la section 3.3.2.1 des Lignes directrices.

(126) Dans la mesure où les contrats d'achat sont uniquement accessibles aux installations dont la capacité est inférieure à 500 kW, le régime notifié ne doit pas- en vertu du paragraphe 125 des Lignes directrices- satisfaire aux exigences énumérées aux paragraphes 124 et 126 des Lignes directrices. L'aide n'étant pas accordée au moyen d'une procédure de mise en concurrence, l'aide doit être examinée à l'aune des critères spécifiés au paragraphe 131 des Lignes directrices.

(127) Les paragraphes 131 (a) et (b) des Lignes directrices prévoient que l'aide par unité d'énergie ne peut pas excéder la différence entre les coûts totaux moyens actualisés de l'énergie produite grâce à la technologie particulière en question et le prix du marché pour le type d'énergie concerné. Les coûts totaux moyens actualisés de l'énergie peuvent inclure la rentabilité normale de l'installation mais toute aide à l'investissement doit être déduite du montant total des investissements lors du calcul des coûts.

(128) Les installations sous obligation d'achat ne vendent pas leur électricité sur le marché. Le tarif d'achat a vocation à couvrir le prix du marché ainsi qu'un complément correspondant à la différence entre les coûts de production et le prix du marché.

(129) La Commission a vérifié que le tarif d'achat ne dépasse pas les coûts totaux moyens actualisés de l'énergie produite (en ce compris une rentabilité normale).

(130) Le tarif d'achat est calculé selon la formule présentée au considérant (52). Celui-ci est composé des quatre éléments suivants:

• un niveau de tarif de base permettant de couvrir les coûts d'investissement, les coûts d'opération et maintenance et les autres coûts (frais financiers, assurances, frais de structure et taxes) constatés pour les installations modélisées. Le niveau de tarif est adapté à la puissance de l'installation,

• une prime incitant au traitement des effluents d’élevages,

• un coefficient d’indexation annuel dépendant du niveau du coût horaire du travail révisé dans les industries mécaniques et électriques ainsi de l’indice des prix à la production de l’industrie française pour le marché français pour l’ensemble de l’industrie,

• un coefficient de correction lorsque la part des cultures alimentaires ou énergétiques, cultivées à titre de culture principale, au sens de la section 20 du chapitre III du titre IV du livre V de la partie réglementaire du code

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de l'environnement dépasse 15 % du tonnage brut total des intrants ou à la valeur fixée par le préfet en application de l’article D. 543-293 du même code.

(131) Pour les installations modélisées sous obligation d'achat, la France a indiqué que le coût moyen de génération d'électricité, sans rémunération du capital, était de 177 EUR/MWh pour les installations de 80kW et de 137 EUR/MWh pour les installations de 500kW (voir considérant (53)). Les installations étant sous obligation d'achat, elles ne perçoivent pas de revenus liés à la vente d'électricité sur le marché.

(132) Les coûts de production sont actualisés régulièrement, au moins une fois par an au travers l'application du coefficient L (voir considérant (52)), ce coefficient est indexé à 20 % sur l'évolution du coût du travail, et à 30 % sur l'évolution du coût des équipements. Il permet ainsi de tenir compte de manière automatique de l'inflation et des modifications de coûts de la main d'œuvre et des coûts de maintenance. Le mécanisme d'indexation est adéquat au type d'installation car uniquement destiné à couvrir l'évolution des coûts opérationnels. Les coûts d'investissement (50 % des coûts de production ne sont pas indexés en cours de contrat puisqu'ils sont fixes).

(133) Selon les modèles économiques présentés par la France (voir Tableau 1) il apparait que le tarif de base sans effluents d'élevage (respectivement 175 EUR/MW et 150 EUR/MW) ne permet pas d'obtenir de rentabilité satisfaisante étant inférieur ou proche du coût moyen de génération de l'électricité. De ce fait les producteurs sont fortement incités à intégrer les effluents d'élevage dans les intrants afin d'obtenir une rentabilité d'environ 7 % pour les installations de 80kW et de 500 kW. Dans le cas où les installations bénéficient d'une exonération de taxes dans les conditions présentées au considérant (92), le taux de rendement attendu est d'environ 10 % pour les installations de 80kW et d'environ 11 % pour les installations de 500 kW.

(134) La Commission note par ailleurs que l'aide peut être cumulée avec une aide à l'investissement (voir considérants (88) à (92)). Dans ce cas également, la rentabilité de l'installation passera généralement à 10 %. La France a présenté le système par lequel l'ADEME vérifie que le cumul du tarif et de l'aide à l'investissement ne dépasse pas une rentabilité de 10 %

(135) La Commission relève sur ce point que les études sectorielles communiquées par les autorités françaises (voir considérant (61) à (61) pour la CRE et (62) et (63) pour E-Cube) présentent le secteur utilisant la méthanisation comme:

• un secteur en cours de développement et en phase d'apprentissage,

• un secteur présentant une forte hétérogénéité de profils d'installations (tant sur la taille que la technologie). Ces différences sont notamment expliquées par la nature des intrants et les technologies utilisées pour la méthanisation.

(136) Il apparait également que les installations françaises ne peuvent pas directement bénéficier d'un retour d'expérience des installations de méthanisation allemandes en raison de la différence de nature des intrants et des différences de technologies. Cet élément confirme le caractère hétérogène du secteur et la nature du risque porté par les installations et explique égalemen