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Le précédent arrêté, qui avait multiplié par deux ces tarifs d’achats, ne sera donc pas resté en vigueur plus d’une année. Le nouveau tarif est donc en baisse, de 3,6%, tant pour la prime fixe que pour sa part complémentaire (pour les unités de puissance supérieure à 5 MW) liée à l’efficacité de l’installation. Pour les projets de plus de 5 MW, cela entraîne « une diminution des rentabilités », fait remarquer la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) dans un avis rendu public parallèlement à l’arrêté. Mais elle s’empresse d’ajouter que « les tarifs proposés paraissent appropriés : ils induisent des rentabilités normales, sans être excessives, pour les projets aux coûts les mieux maîtrisés et ceux présentant des efficacités énergétiques supérieures à 65% ». Tout potentiel « effet d’aubaine » est ainsi écarté par le régulateur du secteur.

Dans son avis, la CRE rappelle qu’elle avait recommandé la réintroduction d’une exigence de disponibilité en hiver et d’un malus qui s’imputerait en diminution du tarif de référence en cas de non-respect de cette exigence. Elle n’a pas été suivie sur ce point.

Le régulateur signale enfin que, sur la base d’une augmentation de capacité de 1 100 MW d’ici à 2020, des installations de cogénération biomasse sous obligation d’achat, les charges annuelles de service public de l’électricité (CSPE) à l’horizon 2020 qu’entraînera l’arrêté devraient être « comprises entre 250 et 800 millions d’euros en fonction des prix de marché ». Il faut en outre y ajouter l’objectif fixé de 800 MW pour 2020 par le biais des appels d’offres.

Le régulateur en conclut que la nouvelle structure tarifaire ne modifiera donc que peu les prévisions de CSPE induites par le développement de cette filière, à laquelle GDF SUEZ participe activement.