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Empreinte numérique

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Source: {"body":{"fr":"<xml><dl class=\"decidim_awesome-custom_fields\" data-generator=\"decidim_awesome\" data-version=\"0.9.2\"><dt name=\"textarea-1724397171923-0\">Corps de la contribution</dt><dd id=\"textarea-1724397171923-0\" name=\"textarea\"><div>Je souhaite interroger la Cour des comptes sur les modifications successives des contrats des parcs éoliens en mer existant (Saint-Brieuc, Fécamp, Saint-Nazaire) et leurs conséquences.\nDans son Rapport sur le soutien public aux parcs éoliens de 2023, la Cour des Comptes rappelle que la renégociation de 2018 a eu pour contrepartie d’importantes concessions au profit des exploitants : renonciation de l’Etat aux redevances d’occupation du domaine public ; suppression de la part fixe dans la formule d’indexation du tarif, qui fait passer à 100 % la part indexée ; prise en charge des coûts de raccordement par RTE ; suppression de la clause de rentabilité excessive. » La Cour des comptes constatait interrogativement que « le bilan financier de la négociation ne peut toutefois être établi » et s’inquiètait de deux dispositions de nature à déséquilibrer dans le temps le résultat de cette négociation, l’indexation à 100 % du tarif (alors que plus de la moitié du coût actualisé résulte de l’investissement initial) et la suppression de la clause de surrentabilité.\nDe fait, en ce qui concerne Saint-Brieuc, en 2012, Iberdrola a obtenu l'appel d'offre avec un contrat initial à 200€/MWh ; après la renégociation de 2018, le tarif a été abaissé à 155€/MWh. Il est aujourd’hui de 196€/MWh. La Cour des comptes considère-telle ce résultat comme satisfaisant ? Peut -elle enquêter sur la façon dont a été prise une décision dont elle a dénoncé les risques évidents ?\nDe plus, le contrat d'obligation d'achat a été maintenu ; or, en raison de l'absence d'augmentation de la demande électrique et de l'équipement surabondant en Europe en éolien et en solaire, les périodes de surproductions sont en explosion ; RTE se trouvait donc obligé d'acheter l'électricité de Saint-Brieuc à 196€/MWh et de la revendre à perte, et ceci de plus en plus souvent. La CRE avait estimé, « à titre d'illustration », que cela représentait, au premier semestre 2024, une perte d'environ 80 millions d'euros pour RTE.\nCe contrat a été amendé en 2025 : RTE n'est donc plus obligé d'acheter la production de Saint-Brieuc… mais en revanche doit payer Saint-Brieuc pour qu'il s'arrête de produire. La production potentielle pendant les arrêts imposés par RTE est calculée selon une formule complexe et les MWh non produits sont payés à un tarif confidentiel, ce qui empêche la connaissance des conséquences de la renégociation ; néanmoins Iberdrola a fait savoir qu’il est compensé à l'euro près pour les mégawatts non produits.\nOr, un système analogue en Angleterre a fait l'objet de fraudes importantes, un nombre significatif de promoteurs éoliens surestimant leur production afin d'être mieux indemnisés en cas d’écrêtement. Bloomberg a analysé 30 millions d'enregistrements de 2018 à juin 2023 pour comparer les prévisions quotidiennes des exploitants éoliens concernant l'énergie qu'ils prévoyaient de produire à leur production réelle lorsqu'ils n'étaient pas soumis à des restrictions. Le constat est sans appel. Sur les 121 parcs éoliens analysés, 40 ont surestimé leur production de 10 % ou plus en moyenne, et 27 d'entre eux l'ont surestimée d'au moins 20 %.. Rien qu'en 2022, ces paiements combinés ont couté aux contribuables britanniques environ 800 millions de dollars. \nJe souhaite donc interroger la Cour des Comptes sur les conséquences financières et les problèmes possibles de ces renégociations. Ainsi, parait-il souhaitable de garder le raccordement à la charge de RTE (l’Etat), cas unique en Europe ?</div></dd></dl></xml>"},"title":{"fr":"Fonctionnement des parcs éoliens en mer existants- bilan de la renégociation de 2018 et des modifications ultérieures"}}

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