Centrale biomasse de Gardanne : Rapport de la Cour des Comptes

27 Février 2026, 17:44pm

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2.2.1 Le soutien renouvelé à la tranche de Gardanne convertie à la biomasse : une

décision contestable

La tranche P5 au charbon de Gardanne (595 MW) a été fermée le 30 avril 2021. Son

fonctionnement avait déjà fortement diminué en 2018 (463 heures de production contre 2 050

heures en 2017) en raison d’un conflit social déclenché sur le site après l’annonce de la

fermeture des dernières centrales à charbon. Son activité est restée nulle entre 2019 et sa mise à l’arrêt officielle. Une première tranche au charbon avait été convertie à la biomasse entre 2013 et 2016 (Provence 4 Biomasse - P4B125). Ce projet, caractérisé par un fonctionnement chaotique, a bénéficié en 2024 d’un soutien public renouvelé et important, dans des conditions contestables tant aux plans technique, juridique qu’environnemental.

2.2.1.1 Un contrat d’obligation d’achat d’électricité signé en 2016 et résilié par

GazelEnergie Génération en 2022

La centrale biomasse de Provence à Meyreuil-Gardanne (P4B), opérée par la société

GazelEnergie Génération (GEG)126 depuis 2019, a été désignée lauréate du 4ème appel d’offres (n° 2010/S 143-220129 publié le 27 juillet 2010) dit « CRE4 »127 pour la production

d’électricité à partir de biomasse, et pour une puissance électrique installée de 150 MW. En

2017, la Cour signalait128 que le projet alors porté par la société E.ON à Gardanne avait été

sélectionné bien que classé dernier de l’appel d’offres précité avec une note finale de 0 sur 40, par ailleurs avec un rendement énergétique attendu de seulement 40 %.

L’exploitation a été autorisée par arrêté ministériel du 29 février 2012, puis par un arrêté

préfectoral du 29 novembre 2012 permettant à E.ON-SNET, alors propriétaire, d’utiliser la

tranche 4 pour la biomasse et de créer des infrastructures et équipements nécessaires. La société GEG évalue les investissements nécessaires à cette évolution à 320 M€, montant non expertisé par la Cour. La CRE indique cependant que ce montant est incertain, en l’absence de transmission par la société des éléments financiers permettant d’apprécier si le prix de vente de l’actif P4B à GEG emportait les investissements déjà réalisés pour cet actif par E.ON-SNET.

À la suite de la reconversion du site, un contrat d’obligation d’achat a été signé en 2016

entre le producteur (alors Uniper France Power) et EDF OA, prenant effet le 2 février 2018,

avec un terme fixé au 28 février 2035. Le contrat imposait une disponibilité annuelle d’au moins 6 400 heures équivalentes pleine puissance (hepp/an) et prévoyait un apport fossile résiduel de 5 % dans le mix combustible. Outre un mécanisme de pénalités sur la disponibilité de

l’installation, la part fossile et l’efficacité énergétique, le contrat prévoyait un mécanisme de

rémunération à deux composantes129.

Entre 2018 et octobre 2022, la centrale n’a jamais atteint la disponibilité requise, en

raison de mouvements sociaux consécutifs à l’annonce de la fermeture de la tranche charbon P5. Ces événements, qualifiés de force majeure, ont suspendu l’application des pénalités contractuelles. Ce n’est qu’à partir d’avril 2022 que la production a repris dans des conditions normales après un accord entre l’État, la CGT et GazelEnergie.

Tableau n° 4 : Niveau de production de la centrale P4B de Gardanne

Voir pdf page 50)

Source : CRE, hepp : Heures équivalent pleine puissance

En juillet 2022, au plus haut du prix de l’électricité dans le contexte de crise énergétique,

la société GEG a demandé à EDF la résiliation du contrat d’achat, avec effet au 30 octobre

2022, conformément à l’article XIV-4 des conditions générales. Dès lors, l’électricité produite

a été valorisée au prix du marché. Pour expliquer sa décision, l’entreprise invoque une

indexation tarifaire insuffisante dans un contexte de tensions sur les marchés de l’énergie, le

prix moyen de la biomasse ayant notamment selon elle atteint 142 €/t fin 2022, contre 111 €/t

en 2021 130. Or, la formule de révision tarifaire du contrat ne tenait pas compte, en particulier, de l’évolution du prix de la biomasse. Dans ces conditions, avec un coût marginal de production supérieur à 150 €/MWh, la marge de production devenait négative en 2022 selon la société131.

2.2.1.2 Une « dé-résiliation » autorisée par l’État dans le cadre de la loi de finances 2024,

contestable dans son principe et présentant des risques juridiques avérés

2.2.1.2.1 Des modifications substantielles apportées aux conditions contractuelles initiales

L’article 229 de la loi de finances pour 2024132 autorise le producteur à demander le

retrait de la résiliation de juillet 2022, et à bénéficier d’une nouvelle formule d’indexation. Par

courrier du 3 janvier 2024, GazelEnergie Génération a ainsi sollicité le ministère de l’Energie

pour obtenir le rétablissement du contrat de 2016 (n°BOA0025849) et l’application de ces

nouvelles conditions économiques. Le 4 décembre 2024133, les ministres chargés de l’Energie et du Budget et des Comptes publics ont donné leur accord sur le retrait de la résiliation et la reprise du contrat d’obligation d’achat à compter du 1er janvier 2025. Ce courrier est accompagné d’un avenant n° 4 au contrat.

L’accord donné entraîne des modifications substantielles des clauses contractuelles

initiales portant en particulier sur :

- la réduction du nombre d’heures de fonctionnement annuel à 4 000 heures ;

- l’octroi d’un soutien public à hauteur de 800 M€ avec l’introduction d’une clause

permettant, à compter de 8 ans de contrat, une résiliation unilatérale sur décision

de l’État134 ;

- l’engagement du producteur à convertir la part charbon du fonctionnement de

l’installation en produits cendreux, au plus tard le 1er janvier 2027 ; le non-respect de cet engagement entraînera la suspension du contrat ;

- la question de la durabilité de l’approvisionnement en biomasse de la centrale,

sur laquelle l’attention de GazelEnergie est appelée ;

- une modification des modalités d’indexation, particulièrement favorable à

GazelEnergie ;

- la suppression des clauses contractuelles portant sur la disponibilité de la

centrale et des pénalités afférentes sanctionnant les manquements à ces obligations.

Ces nouvelles modalités de rémunération appellent plusieurs observations.

Le montant de 800 M€ correspond en réalité à un mécanisme de plafonnement prenant

la forme d’une possibilité pour l’État de résilier unilatéralement le contrat lors de son huitième

anniversaire dès lors que le montant cumulé du soutien public dépasse cette somme. Le coût du soutien à la centrale pourrait se révéler inférieur à ce montant en cas de prix de marchés de l’électricité élevés. Mais il pourrait aussi se révéler supérieur si le plafond est dépassé avant le huitième anniversaire du contrat et dans les cas où les prix de marchés seraient bas. Dans certaines hypothèses étudiées par l’administration, le coût pour les finances publiques

atteindrait 1,5 Md€.

Le tarif obtenu de 260,13 €/MWh s’écarte des analyses réalisées par la CRE visant à

proposer une formule d’indexation alternative. La CRE privilégiait en effet deux hypothèses

qui devaient permettre, d’une part, de couvrir les charges restantes (OPEX et CAPEX) avec une certaine marge pour le producteur et, d’autre part, de rester au plus proche du contrat initial.

Ces deux scénarios avaient conduit la CRE à retenir, par référence au 1er janvier 2024, un tarif de 188 €/MWh ou de 191 €/MWh pour une production de 6 400 hepp/an.

À l’issue de la contradiction, la Cour relève que l’application de la nouvelle formule

d’indexation conduit en réalité non seulement à indexer le tarif initialement sécurisé pour

l’installation, mais également à lui appliquer un coefficient multiplicateur supérieur à 1

(coefficient figurant au demeurant dans la formule d’indexation initiale) en le majorant à

hauteur de 2,26 dans la nouvelle formule. Si une part de ce nouveau coefficient correspond

effectivement à une modification de l’indexation, une autre part correspond en réalité à un

recalage ou un rebasage du tarif initial, en faisant passer ce dernier de 152 €/MWh à

260,13 €/MWh au 1er janvier 2024. Ce rebasage du tarif conduit à modifier significativement

le tarif contractuel initial, permettant en réalité de couvrir certains coûts non prévus initialement (surcoûts liés à la fermeture de l’ancienne tranche n°5 fonctionnant au charbon et augmentation des coûts fixes rapportés à chaque MWh produit pour tenir compte de la réduction des heures de fonctionnement prévue dans le nouveau contrat). En conséquence, ce rebasage du tarif contractuel et donc la revalorisation tarifaire ainsi réalisée, outrepasse le cadre strict des dispositions de l’article 229 de la loi de finances pour 2024 qui prévoit seulement une possibilité d’évolution de l’indexation.

Par ailleurs, afin d’appliquer ces nouvelles conditions tarifaires et de s’affranchir du

cadre défini par le cahier des charges de 2010 en matière de prix et d’indexation, l’avenant n°4 stipule explicitement que « les articles 4.4§2 et 6.6136 du cahier des charges ne sont pas appliqués dans le cadre de l’exécution du présent contrat ». Ces dispositions reviennent donc à écarter a posteriori des clauses du cahier des charges de 2010 qui avait servi de fondement à l’appel d’offres, ce qui est pour le moins critiquable.

Le dispositif de l’article 229 prévoit néanmoins une contrepartie : GazelEnergie

Génération doit reverser à l’État la différence entre les revenus perçus pendant la période sans contrat et ceux qu’elle aurait obtenus sous le régime de l’obligation d’achat initiale137. Le montant de ce reversement a été arrêté à hauteur de 8,9 M€ par la CRE en septembre 2025.

En matière de disponibilité, toutes les clauses du contrat de 2016 (Conditions générales

- Article VIII-5 - Disponibilité de l’installation) imposant une disponibilité annuelle supérieure

à 6 400 h sont supprimées par l’avenant n° 4. Le nouveau dispositif ne prévoit donc plus

d’exigences de disponibilité pour un fonctionnement ramené à 4 000 h138. La suppression de ces obligations entraîne concomitamment celle des pénalités initialement prévues à l’article VIII-6-4 des Conditions Générales139.

Dans ces conditions, la Cour considère que les modifications contractuelles

substantielles apportées par l’avenant n°4 au contrat n°BOA0025849 d’obligation d’achat du

24 août 2016, alors qu’il avait été résilié en octobre 2022 à la demande de GazelEnergie

Génération, ne permettent pas de considérer qu’il s’agit de la poursuite de l’exécution du contrat antérieur. De surcroît, en déclarant inapplicables certaines dispositions essentielles du cahier des charges de l’appel d’offres de 2010, ces modifications en détournent explicitement les termes.

Enfin, la Cour s’étonne qu’en décembre 2024 aucune disposition n’a été prévue

visant à plafonner l’avantage économique accordé à GazelEnergie.

À sa demande que lui soient transmis les justifications de cette décision de non-plafonnement, la DGEC et la DB indiquent que le II de l’article 229 de la loi de finances pour 2024 prévoit un audit tous les deux ans par la CRE, destiné à déterminer la rentabilité réelle de l’exploitation. Sa mise en œuvre suppose cependant la transmission à la CRE de tous les coûts susceptibles de lui permettre d’apprécier la rentabilité de l’installation, ce qui n’est pas le cas à ce jour. La Cour souhaite en conséquence connaître les suites susceptibles d’être réservées par l’État, d’une part, à ce défaut de communication et, d’autre part, aux audits à venir de la CRE.

2.2.1.2.2 Un avenant n°4 au contrat d’achat du 28 août 2016 qui permet de contourner le

droit en vigueur, avec des risques juridiques avérés

Le dispositif instauré par l’article 229 de la loi de finances pour 2024 et les modifications

contractuelles apportées au contrat d’achat de 2016 correspondent à une construction juridique contestable. En effet, le contrat ayant par définition pris fin à l’issue de la résiliation demandée par GazelEnergie en octobre 2022, le nouveau contrat d’achat ne pouvait se matérialiser en pratique que par la signature d’un nouveau contrat, aux conditions du droit alors en vigueur.

Or, un nouveau contrat n’aurait pas été compatible avec les orientations de la PPE 2 et

les règles européennes en matière d’aides d’État. Le dispositif de l’article 229 et l’avenant n°4 de décembre 2024 ont donc permis de contourner les obstacles qui empêchaient de modifier substantiellement les conditions contractuelles initiales, et d’apporter un soutien public totalement dérogatoire au droit commun à une installation qui ne répondait plus par ailleurs à un besoin de sécurité d’approvisionnement. De fait, les orientations de la PPE 2 ne permettaient plus d’apporter un soutien pour la production d’électricité à partir de biomasse, ce qui faisait obstacle à la signature d’un nouveau contrat (Cf. développements infra). Ce contournement apparaît aussi juridiquement critiquable dès lors que le contrat d’achat initial était issu d’une procédure concurrentielle. Or, les modifications contractuelles substantielles contredisent comme indiqué, des conditions essentielles du cahier des charges de 2010 (disponibilité, pénalités et indexation de la rémunération notamment).

Sur le plan du droit, l’attention des ministres signataires du courrier du 4 décembre 2024

notifiant l’avenant n°4 au contrat d’achat de 2016 a été appelée, à plusieurs reprises, sur les

risques juridiques entourant la mise en œuvre de l’article 229 de la loi de finances pour 2024.

Les administrations et services de l’État ont notamment émis des réserves sur la

constitutionalité du dispositif, en évoquant en particulier le risque d’atteinte injustifiée au

principe d’égalité dès lors que la rédaction finale de l’article 229 ne permet pas d’éliminer ou

de justifier les différences de traitement créées par la possibilité de ne réserver une nouvelle

indexation qu’à certains producteurs d’électricité. S’y ajoute le risque juridique lié à la

possibilité pour des tiers s’estimant lésés par l’exécution du contrat, en raison d’une atteinte

directe et certaine à leurs intérêts, de solliciter auprès de l’administration qu’il soit mis fin à son exécution et, en cas de refus, saisir le juge du contrat dans le cadre d’un recours de pleine juridiction. Les dispositions de l’article 229 seraient alors susceptibles d’être contestées, dans certaines conditions, par la voie d’une question prioritaire de constitutionalité et également sur le fondement d’une atteinte éventuelle au principe d’égalité. Enfin, la question de la rétroactivité de l’indexation introduit également un risque juridique en raison de doutes sur l’existence d’un motif d’intérêt général sérieux susceptible de la justifier.

Enfin, Le nouveau dispositif de soutien présente une réelle fragilité juridique dès lors qu’il n’a pas été notifié à la Commission européenne, ce qui était au demeurant déjà le cas pour

le contrat initial. Or, en application de l’article 108 du Traité sur le fonctionnement de l’Union

européenne (TFUE), tout projet d’aide doit, avant sa mise en œuvre, être notifié à la

Commission, sous peine d’entraîner son illégalité et en conséquence un risque de récupération auprès du bénéficiaire en cas de recours devant le juge national. Sur le fond, son incompatibilité l’expose au même risque en cas de plainte devant la Commission. Par ailleurs, la compatibilité des aides d’État avec le marché intérieur repose, en principe, sur une mise en concurrence préalable. Ce principe n’est pas respecté en l’espèce, les modifications contractuelles opérées fin 2024 s’écartant substantiellement des conditions initiales fixées par le cahier des charges de 2010. Dans ces conditions, l’aide apportée à GazelEnergie Génération présente une forte présomption d’incompatibilité avec le droit européen et serait donc entachée d’illégalité.

Dans sa réponse aux observations provisoires, la Direction du budget (DB) indique

qu’elle avait recommandé aux ministres de ne pas signer le courrier de réintégration de la

centrale biomasse de Gardanne au dispositif de soutien aux énergies renouvelables. Pour

justifier sa position, la DB évoque la fragilité juridique « forte » du dispositif envisagé ainsi que son coût très élevé pour les finances publiques, pour une centrale qui ne rend aucun service utile ou vital au système électrique et qui ne répond que partiellement au critère d’une énergie renouvelable (utilisation de 15 % de charbon).

La Cour observe en conséquence que les ministres en charge de l’Energie, du Budget et

des Comptes publics étaient parfaitement informés des risques juridiques liés à la mise en œuvre du dispositif issu de l’article 229 de la loi de finances pour 2024 et ayant conduit à une

modification substantielle et contestable des conditions de rachat de l’électricité produite par

l’unité « P4B » de Gardanne, et dont le coût (susceptible d’atteindre voire de dépasser 800 M€) présente un risque élevé pour les finances publiques.

2.2.1.3 Un soutien apporté à une conversion à la biomasse pour produire de l’électricité

contraire à la PPE, pour un besoin énergétique qui n’est plus justifié

Comme expliqué en 1.1.4.1, la PPE 2 prévoit que « l'État n'accordera pas de soutien

financier pour les projets de production d'électricité à partir de biomasse », cette dernière

devant être prioritairement valorisée sous forme de chaleur. Seules les installations de

cogénération à haut rendement paraissent susceptibles d’échapper à ces restrictions. En effet, la PPE indique que « le bénéfice de tout dispositif de soutien sera limité dès 2021-2022 aux seules cogénérations à haut rendement pour les installations électrogènes en co-combustion ou alimentées en biomasse ». Le projet de PPE 3 confirme cette orientation et recommande de réserver la biomasse aux usages difficiles à électrifier, à l’instar de certaines applications industrielles nécessitant des températures élevées (ex : chaufferie industrielle à la biomasse solide) ou dans le secteur du transport lourd (ex : recours aux biocarburants avancés).

En permettant à GazelEnergie Génération de revenir sur la résiliation de son contrat,

l’article 229 de la loi de finances pour 2024 contourne ces orientations : il autorise un soutien

public à une installation électrique fonctionnant à la biomasse, ce qui n’aurait pas été

envisageable dans le cadre d’un « nouveau » contrat. Avec un rendement inférieur à 40 %,

l’unité P4B de Gardanne ne peut se prévaloir des exceptions prévues pour les cogénérations à haut rendement.

Par ailleurs, le soutien à la centrale P4B ne répond plus à un besoin identifié en matière

d’approvisionnement énergétique. Selon RTE, la région Provence-Alpes-Côte d’Azur (PACA)

n’est plus considérée comme vulnérable : dès 2019, RTE précisait140 que seule la zone du Grand Ouest présentait encore des risques spécifiques. Ce constat, confirmé dans le rapport d’analyses complémentaires de RTE d’avril 2019, ne justifiait pas une attention particulière en PACA.

L’Est de la région, autrefois qualifié de « péninsule électrique », comme la Bretagne, jouit

désormais d’une alimentation sécurisée, grâce au renforcement du réseau (dispositif « filet de sécurité PACA ») et à l’essor de capacités de production autour de Fos-sur-Mer.

La CRE a confirmé cette évolution en rappelant que l’appel d’offres de 2010 prévoyait

des conditions spécifiques plus favorables pour les projets en Provence ou en Bretagne, sous réserve d’un avis favorable de RTE sur leur utilité locale. La CRE considère que ce n’est plus le cas, notamment depuis la mise en service de nouvelles interconnexions comme Savoie-Piémont. Le bilan prévisionnel 2021 de RTE confirme également qu’« il n’existe pas de risque local spécifique en Lorraine […], pas plus qu’en région Provence-Alpes-Côte d’Azur (centrale de Gardanne) » ; celui de 2023 ne signale plus aucune vigilance particulière pour la région.

Ce constat est également partagé par la DGEC qui se fonde sur une analyse de RTE

d’août 2023 indiquant que : « la situation actuelle de l’alimentation régionale ne justifie pas à

court terme une contractualisation spécifique avec un producteur tel que Gazel. S’il existe

effectivement des périodes où RTE pourrait nécessiter un certain volume de production

régionale, ces besoins sont actuellement satisfaits par la production déjà disponible sur le

marché ou par les offres déposées dans le cadre du mécanisme d’ajustement ». Enfin,

l’évolution du contrat entre l’État et GazelEnergie Génération reflète également ce changement de contexte : l’avenant n°4 au contrat ne fait plus mention de la sécurité d’approvisionnement, contrairement au contrat initial. La suppression de la dernière phrase de l’article 2.2141 atteste explicitement de ce changement de contexte.

2.2.1.4 Des conséquences environnementales méconnues à l’origine d’un contentieux

ancien dont l’issue est toujours incertaine

Dès l’origine, le plan d’approvisionnement de la centrale prévoyait des prélèvements

importants, équivalents à 35 % de la ressource forestière disponible dans un rayon de 250 km.

Faute de structuration suffisante de la filière bois-énergie locale, l’exploitant a dû recourir à de la biomasse issue d’autres régions, y compris de l’étranger. Ainsi, pour la période 2023-2025, 545 000 t/an devraient être consommées, dont 335 000 d’origine française et 150 000 importées, et, parmi celles-ci, du bois d’eucalyptus cultivé au Brésil. Dans la réalité, les plans d’approvisionnement n’ont pas été respectés, priorité ayant été accordée aux achats

internationaux de biomasse. Ainsi, selon les données produites par GazelEnergie Génération, les achats de bois d’eucalyptus en provenance du Brésil (198 530 tonnes) ont représenté 62 % des achats totaux de biomasse (319 257 tonnes) en 2023 et 84 % de la biomasse d’origine internationale (236 328 tonnes). En 2024, la biomasse importée du Brésil (33 586 tonnes) représentait 50 % des achats totaux de biomasse (67 426 tonnes) et 65% de la biomasse d’origine internationale (51 735 tonnes). Au-delà des besoins de la centrale de Gardanne,l’approvisionnement en biomasse du Brésil soutient l’activité du port de Fos (point d’entrée de l’eucalyptus brésilien). Le bilan carbone de ce dispositif est par ailleurs contestable et a donné lieu à un long contentieux administratif dont l’issue est encore incertaine ainsi que détaillé en annexe 7.

L’Autorité environnementale, saisie par le préfet des Bouches-du-Rhône, a rendu le 5

décembre 2024 un avis142 exprimant ses préoccupations sur les principaux enjeux

environnementaux du dossier, assorti de 31 recommandations. Pour répondre à cet avis et à la demande de la cour administrative d’appel, GazelEnergie Génération a déposé un dossier

complémentaire en juin 2024 portant sur les impacts indirects du projet au plan

environnemental.

À l’issue de ces échanges, une enquête publique interdépartementale a été initiée par la

préfecture des Bouches-du-Rhône sur les impacts indirects en matière de prélèvements

forestiers liés à la centrale biomasse de Gardanne. Cette enquête publique, qui s’inscrit dans le cadre du processus de régularisation de l’autorisation préfectorale d’exploitation, s’est déroulée du 5 mai au 6 juin 2025, couvrant le périmètre de 324 communes, réparties sur 16 départements et 3 régions (Provence-Alpes-Côte d’Azur, Occitanie et Auvergne-Rhône-Alpes). Le 23 juillet 2025, la commission d’enquête a émis un avis favorable au complément d’étude d’impact prenant en compte les effets indirects de l’approvisionnement en bois de la centrale, assorti de cinq réserves et quatre recommandations.

Indépendamment des suites réservées à ce dossier, le bilan carbone d’un tel dispositif

interroge. Le contentieux en cours illustre la difficulté à évaluer précisément les effets

environnementaux de l’approvisionnement en bois de la tranche P4b, mais également la

question de la disponibilité réelle de la biomasse dans le contexte de la transition écologique,

(cf. 1.1.4.1 supra), et sur laquelle le projet de PPE 3 ainsi que plusieurs travaux récents143

mettent particulièrement l’accent.

125 De 170 MW (PPA 150 MW)

126 À la suite de l’appel d’offres de 2010 dit « CRE4 », c’est le groupe E.ON qui a été déclaré lauréat de cet appel d’offres, en 2012. La centrale est devenue en 2019 la propriété du groupe EPH (groupe énergéticien européen basé à Prague appartenant à Monsieur Daniel Kretinsky) dont est issue la société GazelEnergie Generation (GEG) pour gérer ses activités de production et de vente d’électricité sur le site de Gardanne en particulier. Le contrat original d’achat de l’électricité du 24 août 2016 a donc été modifié en conséquence par avenant n°3 du 30 juillet 2020, GEG (nouveau producteur) en devenant le nouveau titulaire

127 Le cahier des charges de l’appel d’offres autorisait à titre expérimental des projets dont l’efficacité énergétique pouvait être inférieure à 60 % dans les régions PACA et Bretagne (péninsules électriques) si ces derniers contribuaient à améliorer la sécurité d’approvisionnement en électricité de la région. Le ministre avait décidé de retenir tous les projets et porté l’ampleur de l’appel d’offres de 200 MW à 420 MW contre l’avis de la CRE. RTE, gestionnaire du réseau de transport d’électricité avait émis un avis favorable.

128 Cour des comptes – 20 novembre 2017 – Observations définitives sur les « Energies renouvelables et de réupération pour la production de chaleur – Fascicule 2 : analyse par filière ».

129 Une rémunération de la part renouvelable (environ 85 % de l’énergie produite) à 152 €/MWh en base 2023, résultant de l’indexation sur le coût du travail / prix à la production de l’industrie du tarif initial de 115 €/MWh obtenu dans le cadre de l’appel d’offres de 2010 instruit par la CRE.

Une rémunération de la part non renouvelable (part fossile soit environ 15 % de l’industrie produite) au coût évité défini par la CRE dans son évaluation annuelle des charges de service public de l’énergie ou « CSPE » (donc au prix de marché).

130 États financiers GazelEnergie – Exercice clos le 31 décembre 2022.

131 Toujours selon GazelEnergie, le tarif initial révisé pour 2024 s’établissait à 152 €/MWh pour un coût marginal de production de 140 €/MWh. Avec 6 000 h/an et 770 GWh produits, la marge annuelle était inférieure à 10 M€, largement insuffisante pour couvrir les coûts fixes.

132 Article 229 - LOI n° 2023-1322 du 29 décembre 2023 de finances pour 2024 (1) – Légifrance

133 Courrier signé conjointement par la Ministre déléguée auprès de la ministre de la Transition écologique, de l’Energie, du Climat et de la Prévention des risques, chargée de l’énergie, et le Ministre chargé du Budget et des Comptes publics.

134 Sur décision des ministres chargés de l’Energie et du Budget, dans le cas où l’enveloppe totale de dépense publique excèderait ce montant depuis la reprise de contrat.

135 Seule la part renouvelable (environ 85% de la production) bénéficie de ce tarif d’achat. En rapportant une production annuelle de 540 000 KWh (avenant n°4) à 4 000 heures de production, on retrouve une puissance de 135 MW (soit environ un peu plus de 85% de la puissance nominale de 150 MW de la centrale.

136 L’article 4.4§2 du cahier des charges de 2010 porte sur les modalités d’indexation de la rémunération et l’article 6.6 porte sur des dispositions diverses dont les pénalités, tout en indiquant en son 1er alinéa que « Aucune modification du contrat ne peut conduire à un prix d’achat supérieur à celui qui résulte de l’application des engagements contenus dans l’offre du candidat ».

137 Ces derniers pouvant être estimés sur la base des conditions tarifaires initiales, ou sur la base de la nouvelle formule d’indexation, suivant la décision des ministres.

138 Sont ainsi « déclarées non applicables dans l’exécution du présent contrat » les dispositions suivantes du cahier des charges de 2010 : dernier alinéa de l’article 3.2.1 (disponibilité annuelle), article 3.4.2 (calcul de la disponibilité de l’installation), article 6.3 (disponibilité), article 6.3.1 (dispositions générales sur la disponibilité) et 6.3.2.Dispositions particulières pour les régions Bretagne et Provence-Alpes-Côte d’Azur).

139 Sont en conséquence également déclarées inapplicables les clauses précitées du cahier des charges de l’appel d’offres de 2010, se rapportant à la disponibilité de l’installation : articles 6.3, 6.3.1 et 6.3.2.

140 Bilan prévisionnel 2019 RTE, p. 14-15 (équilibre au niveau régional).

141 Article 2.2 – Conditions particulières du contrat d’obligation d’achat de 2016 – « L’installation contribue à améliorer la sécurité d’alimentation électrique en région PACA et bénéficie de l’avis positif de RTE. Le producteur s’engage à ce que la disponibilité annuelle constatée de l’installation soit supérieure ».

142 Avis n°2024-108 du 5 décembre 2024 sur la centrale biomasse de Provence à Meyreuil et Gardanne (13).