L es renouvelables coûtent trop cher à la collectivité » ; « elles ont entraîné la fermeture de centrales au gaz et mettent en péril la sécurité de l'approvisionnement en électricité »... Les accusations contre les énergies renouvelables se sont amplifiées ces derniers mois. Déjà, en juillet 2013, le rapport de la Cour des comptes sur la politique de leur dévelop­ pement sonnait l'alerte sur leur coût (voir infogra­ phie p. 24). En effet, les énergies renouvelables sont financées en France (en dehors des filières en voie de développement généralement soutenues par des appels à manifestation d'intérêt), par un système de tarif d'achat. Selon les filières, ce tarif est établi à prix fixe ou dans le cadre d'appels d'offres. EDF Agence Obligation d'achat, la filiale d'EDF qui se charge d'acheter la production renouvelable au tarif établi, est ensuite compensée de la différence entre le tarif d'achat et le prix de vente sur le marché de l'électricité grâce à la CSPE (contribution au service public de l'électricité) payée par tous les consom­ mateurs. Et c'est ce qui coûte cher. En conséquence, la Cour des comptes recommandait notamment de « réserver les appels d'offres aux filières les plus en retard dans la réalisation de leurs objectifs de capacité et aux installations qui ne bénéficient pas d'un tarif d'achat fixé par arrêté, afin d'éviter les effets d'aubaine », ainsi que de « réserver les moyens de soutien aux installations les plus efficientes compte tenu de leur coût, de leur part dans la production énergétique et de leur contenu en emplois ». Les renouvelables sont accusées de déstabi­ liser le marché et l'approvisionnement électrique. Ainsi, en septembre 2013, neuf grands énergéticiens européens (Enel, ENI, E.ON, GasNatural Fenosa, GasTerra, GDF Suez, Iberdrola, RWE et Vattenfall) ont appelé, dans une déclaration commune, l'Union européenne à freiner le soutien public au développement des énergies renouvelables. Selon eux, celles-ci mettent en danger l'approvisionnement en électricité, car elles limitent les investissements dans les centrales au gaz, pourtant indispensables pour satisfaire la demande en période de pointe. Dans la même ligne, le Commissariat général à la stratégie et à la prospective (CGSP) a publié, en janvier, un rapport intitulé « Crise du système électrique européen : diagnostic et solutions », qui préconise de ne fixer pour 2030 qu'un objectif en termes de réduction des émissions de gaz à effet de serre (et non plus de production renouvelable) et de « revoir en conséquence les mécanismes de soutien aux ENR ». « C'est un faux procès qui est fait aux énergies renouvelables, s'insurge Damien Mathon, délégué général du Syndicat des énergies renouvelables (SER). Ce qui crée aujourd'hui une situation de surcapacité, ce sont les investissements réalisés en 2007 et en 2008 dans des centrales à cycle combiné gaz, juste avant que la crise économique ne frappe et que le charbon devienne bon marché. Sans le premier facteur, la demande en électricité aurait augmenté ; sans le second, les centrales à charbon auraient été déclassées et, finalement, les centrales au gaz auraient été rentabilisées. Les renouvelables font simplement office de coupable idéal. » Les énergies renouvelables font office de coupable idéal En effet, les énergies renouvelables en France ne sont pas vraiment un facteur déstabilisant pour le marché puisque leur développement est resté dans le cadre de la programmation pluriannuelle des investissements électriques, voire en dessous. « Le taux de pénétration des renouvelables en France est encore faible et le réseau dispose d'une flexibilité suffisante », résume Damien Siess, directeur adjoint de la direction productions et énergies durables à l'Ademe. Pourtant, la réflexion sur l'évolution des aides est lancée. C'est ainsi que, dans le cadre de la préparation de la loi sur la transition énergétique, le gouvernement français a lancé, début 2014, une consultation sur les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables. Il en existe quatre types principaux dans le monde : le tarif d'achat, comme en France, qui garantit un prix d'achat fixe pour l'électricité renouvelable ; la prime ex-post, qui consiste à garantir un certain niveau de rémunération sur l'ensemble d'une filière, mais dans un cadre où chaque producteur vend sa production sur le marché électrique ; la prime ex-ante ou prime à la capacité, qui attribue une prime de départ puis laisse les producteurs vendre sur le marché et, enfin, les quotas ou certificats verts, qui attribuent une valeur verte à la production, qui peut 013 être vendue sur un autre marché, en parallèle de l'électricité. « L'avantage des trois derniers systèmes est qu'ils 188 exposent les filières renouvelables au marché en vue de les y introduire ensuite sans soutien, résume 2Nicolas Charton, consultant pour le cabinet-conseil E-Cube Strategy Consultants. Les deux derniers, en 116 revanche, présentent un risque pour les producteurs, qui devra être compensé et, finalement, le tarif de la prime sera plus élevé. Opter pour le changement 547 vers un tallation tel mécanisme et de la zone géographique est donc en Source : fait Cour une des façon comptesdéguisée de modifier les objectifs. Car alors, pour éviter que ça *ne coûte trop cher, les primes seront trop basses et les filières s'arrêteront. Si on a fixé des objectifs et que l'on souhaite s'y tenir, il faut opter pour le premier ou le deuxième type de soutien. » C'est 70 pourtant 90 en faveur du système de prime ex-ante que l'UFE (Union française de 25 000 l'électricité), 61 69 qui rassemble notamment les grands énergéticiens, s'est prononcée dans sa réponse à la consultation 66 67 ministérielle. L'association préconise d'ici à 2020Source : environ, Cour des la comptes supression des mécanismes de 6 000 soutien pour les énergies déployées, comme 4 000 5 400 le photovoltaïque et l'éolien, et2 « pour 300 600 la période transitoire EN MER PHOTOVOLTAÏQUE d'ici là, une prime BIOMASSE ex-ante. HYDRAULIQUE Car une prime en euros par mégawattheure, comme avec 28 500 le tarif d'achat, incite à l'injection et non à la prise en compte des signaux du marché, affirme Audrey Zermati, déléguée générale adjointe de l'UFE. Certes, cela implique un risque, mais c'est le but : il faut donner une impulsion à l'investissement tout en introduisant la notion de risque. » Les acteurs des énergies renouvelables, en revanche, ont tous répondu à la consultation en demandant le maintien des tarifs d'achat ou une évolution vers une prime ex-post. « Ce dont a besoin l'éolien, c'est de visibilité, car les procédures sont longues, le raccordement coûte cher et les industriels ne se lanceront pas s'ils ne voient pas la lumière au bout du tunnel, expose Frédéric Lanoë, président du syndicat France énergie éolienne (FEE). Or, pour cela, le meilleur système reste le tarif d'achat. » D'autant que, selon lui, devoir vendre l'électricité sur le marché dans le cas d'un système de prime pourrait désavantager les petits producteurs : « Cela ne sera pas difficile pour les grands opérateurs qui disposent 2013 déjà Objectifs de services 2020 spécialisés, mais pour les en MW PME, cela impose d'acquérir une nouvelle expertise ou de faire 19 000 appel à des agrégateurs et implique donc un coût que toutes ne pourront pas supporter. Or la force de l'éolien, c'est justement d'avoir réussi à bâtir 8 000 un tissu de PME qui vivent 6 000 de la filière. » Raphaël 4 000 5 400 Claustre, directeur du Comité de liaison énergies 0 600 renouvelables ÉOLIEN TERRESTRE (Cler) ÉOLIEN estime EN MER que PHOTOVOLTAÏQUE pour ces mêmes BIOMA raisons, à partir du moment où il faudra vendre l'électricité sur le marché, « les projets citoyens n'auront plus aucune chance de voir le jour ». Pour le SER en revanche, la transition vers un système de prime ex-post est à envisager en remplacement Les renouvelables  progressif du tarif d'achat. « Il est En euros par mégawattheure en 2013 plutôt bon signe que les ENR progressent sur leur courbe Hydroélectricité d'apprentissage et c'est pourquoi nous ne préconisons pas le 38statu quo », 188 soutient Damien Mathon. Éolien terrestre Dans le secteur du photovoltaïque, Enerplan n'est pas62 opposé102 à la mise en place d'un tel mécanisme, Éolien en mer  « mais rien ne presse », souligne Richard Loyen, secrétaire 87 116 général du syndicat. En attendant, il faut, selon lui, revaloriser le tarif d'achat et programmer des appels d'offres dans la durée. « Car un secteur économique peut faire le dos rond un moment si les volumes de marché sont insuffisants, mais si la visibilité ne revient pas, il ne peut pas tenir cette position », déplore-t-il. Dans un rapport publié mi-avril sur le coût et la rentabilité des ENR en France, Commission de régulation de l'énergie (CRE) recommande, de son côté, de généraliser pour l'éolien comme pour le photovoltaïque les appels d'offres et de veiller à une révision régulière des tarifs d'achat. Options qui permettraient, selon l'organisme de s'assurer « que le soutien public, financé par les consommateurs finaux d'électricité, ne donne pas lieu à des profits excessifs », tout en veillant à ce que « les tarifs d'obligation d'achat, en niveau comme en structure, soient adaptés aux réalités technologiques et industrielles des filières ». Enfin, l'Ademe suggère une voie alternative à explorer : l'ouverture des contrats d'achat à d'autres fournisseurs qu'EDF. Ce système permettrait au producteur de conserver la visibilité dont il a besoin, tout en adaptant la production renouvelable aux signaux du marché. « En effet, les fournisseurs ou les agrégateurs qui achèteraient la production seraient alors compensés de la différence entre le tarif d'achat et la moyenne de ce que tous ont vendu sur le marché. Ce qui les inciterait à vendre leur électricité le plus cher possible et donc aux moments de fortes demandes », estime Damien Siess. Et cela permettrait également d'offrir un accès à l'électricité renouvelable française pour les fournisseurs qui souhaitent proposer une offre verte. L'idée semble d'ailleurs avoir fait son chemin du côté du ministère de l'Écologie. Dans un document préparatoire transmis le 20 mars à la commission spécialisée du Conseil national de la transition énergétique (CNTE), celui-ci annonce que « le projet de loi [sur la transition énergétique] prévoit, à ce stade, la possibilité de confier à d'autres entités qu'EDF et les ELD (entreprises locales de distribution), la responsabilité de conclure les contrats d'obligation d'achat et de complément de rémunération. » Cette même publication révèle que « le projet de loi de transition énergétique prévoit la création d'un mécanisme (dit “complément de rémunération”) qui vise à permettre la mise en œuvre de dispositifs de soutien sous la forme d'une aide versée en complément de la vente sur le marché de l'électricité produite par les énergies renouvelables ». « En espérant que ce soit la prime ex-post qui soit retenue », souffle Damien Mathon. Reste la question de la transition en elle-même et de son calendrier. Sur le plan de l'articulation, la note préparatoire envisage une cohabitation des anciens mécanismes et des nouveaux afin de « gérer une transition progressive vers une meilleure intégration au marché des ENR ». Les délais de cette cohabitation ne sont, en revanche, pas précisés mais les acteurs des renouvelables espèrent que rien ne sera fait dans l'urgence, ni bien sûr avec des effets rétroactifs. « L'évolution des mécanismes de soutien ne devrait pas se mettre en place avant que les objectifs de 2020 ne soient atteints, résume Damien Mathon. Il faut donc prévoir une période de transition de trois à cinq ans pour que les nouveaux mécanismes ne soient obligatoires qu'à partir de 2018 ou 2020. Ce qu'il faut à tout prix éviter, c'est une mise en place en 2015 ou 2016 qui ne laisserait pas le temps aux filières de se préparer. » Le point délicat supplémentaire vient du marché en lui-même, actuellement dépressif et inadapté aux unités de production nécessitant un fort investissement et affichant de faibles coûts marginaux. La preuve : un tarif d'achat a même dû être mis en place (109 euros le mégawattheure sur trente-cinq ans) pour le nucléaire en Grande-Bretagne. « Ce qu'il faut donc, avant d'introduire les renouvelables sur le marché électrique, c'est remettre celui-ci à plat et redéfinir le prix de la tonne de carbone. Or, cela doit se faire au niveau européen et prendra donc des années », annonce Frédéric Lanoë. Mais la transition disposera-t-elle de ce temps nécessaires ? La question se pose car les choses évoluent rapidement au plan européen. En décembre dernier, la Commission européenne a en effet soumis à la consultation publique un nouveau projet de lignes directrices sur l'encadrement des aides d'État en matière d'énergies renouvelables. Quelque 5 000 réponses ont été obtenues, et les nouvelles lignes adoptées le 9 avril par la Commission prévoient une introduction de la production d'énergie renouvelable sur le marché, sauf pour les petites installations, et l'instauration d'un système de prime en remplacement des autres types de soutien au secteur. « En 2015 ou 2016, les États membres devront commencer à appliquer les procédures de mise en concurrence pour une petite partie de leurs nouvelles capacités, afin de se familiariser avec cet outil. À partir de 2017, le système devra en principe être généralisé », détaille Joaquín Almunia, vice-président de la Commission européenne, chargé de la Concurrence. L'attribution des aides ne devra, quant à elle, plus se faire via un guichet ouvert mais uniquement sur appels d'offres, ce qui risque de ne pas satisfaire les acteurs des énergies renouvelables, qui en soulignent l'inutilité, voire les inconvénients. « Les appels d'offres marchent mal pour les ENR, car c'est une procédure centralisée qui ne s'adapte pas bien à une production locale avec des particularités territoriales », relève Raphaël Claustre. Frédéric Lanoë craint, lui aussi, l'impact d'un tel mécanisme : « Vouloir forcer le système en introduisant des appels d'offres entraînerait un crash de l'éolien car cela ne prendrait pas en compte la réalité du temps de développement des projets. Contrôler les volumes ne servirait, en outre, pas à grand-chose, puisque nous ne risquons plus le phénomène de bulle qu'a vécu le photovoltaïque, les énergies renouvelables étant devenues beaucoup plus compétitives. » Le commissaire européen laisse cependant une note d'espoir : « Tous les États disposent d'une grande flexibilité pour concevoir des mécanismes de soutien adaptés si leur situation particulière ne permet pas de mettre en place des procédures d'appels d'offres efficaces. Enfin, la politique de soutien aux énergies renouvelables ne se limite pas aux aides d'État ! Les États membres peuvent aussi, par exemple, réduire les charges et les retards administratifs qui empêchent les investissements dans des énergies renouvelables, ou développer davantage leurs réseaux électriques. » Un autre vaste chantier qui s'annonce... l