Jamais deux sans trois ! Coup sur coup, la France a organisé deux grands débats nationaux sur sa transition énergétique. Le premier, ouvert à toute la société civile en 2013, a fixé le cap. Quel mix dans dix, vingt et trente ans ? Quels investissements engager dès maintenant ? Le deuxième, au Parlement, a débouché sur une loi adoptée en 2015. Maintenant, le troisième temps du débat – sur la mise en œuvre de cette politique – peut démarrer. La loi sur la transition énergétique fait l'unanimité sur un point : ses objectifs sont ambitieux. Atteindre 32 % de renouvelables en 2030 dans la consommation finale brute d'énergie, 40 % dans la production d'électricité, 38 % dans la consommation finale de chaleur, 15 % dans les carburants et 10 % dans le gaz. Ces cibles pourront-elles être atteintes ?Chaleur solaire en chute libreAujourd'hui, la France n'est pas sur la bonne trajectoire. Le bilan 2015 des installations se situe même aux antipodes du volontarisme affiché lors de la COP 21. L'éolien limite les dégâts. L'activité de la filière avait bondi de 55 % à 1 042 MW en 2014 et elle a atteint 1 073 MW l'an passé. L'association professionnelle France énergie éolienne (FEE) s'est modestement satisfaite de cette « stabilisation ». On est toutefois bien en deçà du rythme espéré de 1500 à 2000 MW par an. Et que dire du solaire ? Le marché photovoltaïque français a diminué de 4 % à 853 MW en 2015, selon le think tank spécialisé France territoire solaire. La situation aurait pu être pire, puisque « cette baisse a été limitée par le raccordement d'un très grand projet de 226 MW à Cestas », nuance-t-il. La chaleur solaire, elle, a chuté de 33 % selon le syndicat Enerplan.Reprise en 2016 ou 2017Le quinquennat avait pour tant bien débuté. En tout cas pour l'éolien. La loi Brottes avait supprimé dès 2013 deux dispositifs restrictifs : le seuil minimal des cinq mâts et les zones de développement éolien (ZDE). « Après l'adoption de cette loi, nous avons immédiatement observé une reprise des projets. Compte tenu de leur temps de développement, l'effet sur les capacités raccordées se fera sentir à partir de 2016 ou 2017 », estime Sonia Lioret, déléguée générale de FEE. Dans l'intervalle, toujours pour la filière éolienne, une autre bouffée d'oxygène est venue de la sécurisation du tarif d'achat. Ce mécanisme de soutien avait été attaqué en justice. Non déclaré comme aide d’État à la Commission européenne, il risquait d'être annulé. Sa notification formelle l'a finalement sécurisé sur le plan juridique.Plus récemment, le gouvernement a montré sa volonté de libérer les énergies renouvelables de plusieurs contraintes. Le 1er février 2016, la Cour administrative d'appel de Nantes est ainsi devenue l'unique juridiction compétente pour traiter les litiges concernant les énergies marines renouvelables. Un moyen de limiter les recours excessifs déposés par les opposants. La ministre de l'Environnement a aussi modifié par décret les procédures d'appels d'offres afin d'en raccourcir les durées. Autre exemple, grâce à une ordonnance sur la sécurité des ouvrages de transport et de distribution, « les canalisations de raccordement des unités de production de biométhane pourront généralement être autorisées en 9 mois au lieu de 24 », estimait en mars le ministère. Ou encore, la suppression annoncée du seuil de 12 MW au-delà duquel il n'est pas possible de bénéficier d'un soutien.Jusqu'au bout de la logiqueMais ces mesures éparses ne suffiront pas. Un choc de simplification ? « Depuis deux à trois ans, la seule mesure notable dont nous avons bénéficié est l'extension de trois à dix ans de la durée de validité de l'autorisation d'urbanisme », tranche Richard Loyen, délégué général d'Enerplan, en ce qui concerne l'énergie solaire. Et pour l'éolien, « dans nos enquêtes auprès de la profession, les règles de cohabitation avec l'armée ressortent comme la contrainte numéro un », confie Sonia Lioret. Viennent ensuite les procédures dans lesquelles l'administration se montre parfois très sourcilleuse et la multiplication des recours en justice. Il y a bien eu en 2015, après une phase d'expérimentation, la généralisation de l'autorisation unique pour l'éolien et la méthanisation avec un cadrage des délais d'instruction. Mais le dispositif, censé simplifier l'obtention du permis d'exploiter, n'a pas encore convaincu. « Pour l'instant, c'est simplement un rassemblement d'autorisations existantes dans le cadre d'un guichet unique », relève Damien Mathon, délégué général du syndicat des énergies renouvelables (SER). « Nous plaidons pour aller jusqu'au bout de la logique avec l'instauration d'un seul et unique permis d'exploiter. » En l'occurrence, ce serait l'autorisation au titre de la réglementation ICPE. Un bémol toutefois : le périmètre d'application. « Si le permis unique concerne uniquement les installations soumises à autorisation, il exclut celles soumises à déclaration ou enregistrement », défend Marie Verney, juriste au Club biogaz de l'association technique énergie environnement (ATEE), à propos des unités de méthanisation.Un vrai choc de simplicationLe gouvernement peut donc mieux faire. Il a d'ailleurs maintes raisons d'engager un vrai choc de simplification. La première motivation serait, tout simplement, de désengorger l'administration. « Pour le photovoltaïque, il s'agirait d'étendre le système du tarif d'achat au-delà de 100 kW jusqu'à 500 kW », propose Richard Loyen. Le cadre actuel, qui restreint le développement de la filière avec des appels d'offres, « n'est simple ni pour les porteurs de projets, ni pour l'administration. » L'idée n'est pas de lâcher inconsidérément la bride au photovoltaïque, mais plutôt de calibrer le soutien au plus près des besoins. C'est vrai du solaire comme d'autres filières. Le biogaz peut se réjouir de l'autorisation donnée aux stations d'épuration d'injecter du biométhane dans le réseau, également de la clarification des conditions d'épandage du digestat en agriculture biologique. Mais son cadre réglementaire reste touffu. « ICPE, urbanisme, sous-produits animaux, déchets, Atex, code de l'énergie… Il existe une grande diversité de procédures à suivre, avant et après la mise en route d'une installation de méthanisation », décrypte Marie Verney.Dans ce maquis réglementaire, nombreux sont les ajustements attendus. Par exemple, à chaque fois qu'un nouvel acteur intègre un projet – soit pour fournir de la matière, soit pour récupérer le digestat – le dossier ICPE du méthaniseur doit être remis à jour. Pour les projets collectifs ou territoriaux, qui par définition réunissent plusieurs acteurs, cette disposition peut vite s'avérer très contraignante. Le Club biogaz demande donc un allégement de la procédure dans les situations qui ne modifient pas substantiellement la teneur des projets. Autre cas de figure : les unités qui méthanisent des déchets de cantines sont soumises, à cause de la nature des intrants et quelle qu'en soit la quantité, au régime d'autorisation ICPE. « Il y a sûrement une meilleure solution à trouver pour les unités utilisant de faibles volumes de matières comme les huiles et graisses végétales, le lait, les œufs et produits dérivés comme les viennoiseries. » Et la juriste du Club biogaz d'évoquer aussi les moteurs de cogénération soumis au régime de l’enregistrement. Il existe deux rubriques pour la valeur limite des émissions. L'installation est versée dans l'une ou dans l'autre selon la nature des intrants, et non selon le moteur qu'elle utilise. « Il faudrait au moins harmoniser ces deux rubriques. »Big bang en ligne de mirePeut-être la filière biogaz pâtit-elle de son jeune âge. En tout cas, ses applications se diversifient rapidement et la réglementation pourrait aider à les diffuser. À Valenton, dans le Val de Marne, Suez expérimente la liquéfaction du biométhane issu de station d'épuration. Le groupe cible les sites qui, faute de réseau à proximité, ne peuvent pas injecter leur biométhane. L'idée est alors de le liquéfier pour le valoriser, par exemple, sous forme de carburant. « Le projet a démontré la faisabilité technique du procédé », se félicite Pierre Coursan, chef de marché biométhane et efficacité énergétique à la direction du développement de Suez. Pour passer à l'échelle commerciale, « nous attendons maintenant l'instauration d'un mécanisme de soutien sur le modèle du tarif d'achat déjà accordé à l'injection ».Dans un tel contexte de décentralisation énergétique et de diversification des usages, le paysage réglementaire n'a certainement pas fini d'évoluer. La filière photovoltaïque confirme l'ampleur du besoin. « De nombreux débats sont en cours. Ils sont difficiles à mener, car l'enjeu est considérable pour tout le monde », témoigne Arnaud Mine, vice-président du syndicat des énergies renouvelables (SER). Un vrai big bang apparaît en ligne de mire. Avec l'autoconsommation, va-t-on assister à l'avènement des circuits courts dans le domaine de l'énergie et des échanges directs d'électrons de gré à gré ? « Pour l'instant, les parties prenantes discutent uniquement des cas où la production et la consommation d'électricité solaire ont lieu au même endroit. Et simplement pour savoir si l'on pourra réinjecter dans le réseau le surplus d'électricité non consommée », tempère-t-il. L'enjeu est conséquent. Les principales règles du jeu sont remises en cause. Entre autres, le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (Turpe) aujourd'hui forfaitaire, et non pas calculé en fonction de la distance entre le producteur et le consommateur. Faut-il le faire évoluer pour favoriser les circuits courts ? Comment financer malgré tout les investissements dans le réseau ? Un décret publié fin avril révise la programmation des investissements dans les renouvelables. Le texte prévoit le lancement d'ici à la fin 2016 d'appels d'offres expérimentaux sur l'autoconsommation et l'autoproduction. Le syndicat Enerplan prévient déjà : « Si c'est pour inventer une nouvelle usine à gaz, ce n'est pas la peine ! »SNBC, Sraddet, PCAET...Pour canaliser tous ces débats, la loi sur la transition énergétique a instauré de nouveaux mécanismes de planification. Encore faudra-t-il s'y retrouver ! La Stratégie nationale bas carbone fixe les grandes orientations en termes d'émissions de gaz à effet de serre, tous secteurs d'activités confondus. Attendue à la mi-2016, la programmation pluriannuelle de l'énergie va traiter plus spécifiquement l'évolution du mix énergétique du côté de l'offre et de la demande. À l'échelle territoriale, viendront ensuite les « Sraddet ». Ils intégreront plusieurs schémas régionaux préexistants, dont celui sur le climat, l'air et l'énergie. Citons encore les plans locaux d'urbanisme (PLU), les schémas de cohérence territoriale (Scot) et les nouveaux plans climat air énergie territoriaux (PCAET). Pour ne rien arranger, la loi sur la transition énergétique a modifié les relations entre ces différents outils. « Désormais, le PCAET doit prendre en compte le Scot. Avant c'était l'inverse », illustre Delphine Mazabrard, responsable du pôle intitutionnel, juridique et fiscal de l'association Amorce. On a déjà fait plus simple !Thomas Blosseville