Intervention de Sébastien Dubois

Elle procède d'abord d'une prise de risque de l'actionnaire pendant 15 ans. À titre d'exemple, en 2019, nous injectons 30 millions d'euros à risque dans le développement de nouveaux projets. Comme vous le savez, l'obtention des autorisations est difficile dans l'éolien. Lorsque nous injectons 30 millions d'euros, le retour sur investissement est incertain. Ensuite, les projets s'étendent dans le temps. Les durées moyennes du développement d'un projet éolien sont entre cinq et sept ans, en France, voire plus dans certains cas extrêmes. Cela crée aussi un phénomène de rareté. Aujourd'hui, beaucoup d'investisseurs souhaitent placer leurs fonds propres dans ces beaux projets d'infrastructures, mais il y a trop peu de projets en France. Ils ne trouvent pas de sous-jacent physique pour investir leurs fonds propres. Ce phénomène de rareté leur fait payer cher les quelques projets développés. Il y a aussi la sécurité qu'offre le complément de rémunération aujourd'hui, le contrat d'achat, au titre de l'obligation d'achat dans les années précédentes, sur une période de 15 à 20 ans, en matière de prévisions des recettes. Pour ces raisons, puisque ces objets d'investissement sont présentés aux investisseurs lorsqu'ils sont complètement dérisqués, les investisseurs sont prêts à payer un prix fort, parce que les projets sont dérisqués. Cela contribue à terme à baisser le coût de l'électricité. Si l'on introduit des risques à différents niveaux, notamment réglementaires, les investisseurs vont souhaiter augmenter leurs exigences de rentabilité. In fine, cela va aboutir à une augmentation du prix de l'électricité.