L'obligation d'achat a fait ses preuves. Quand les arrêtés tarifaires étaient bien dimensionnés, ils permettaient aux projets d'être rentables sans créer de bulle spéculative », estime Damien Mathon. Le délégué général du Syndicat des énergies renouve­lables est conscient néanmoins que l'heure n'est plus à la nos­talgie. Depuis la publication en 2014 de nouvelles lignes direc­trices de l'Union européenne, la profession sait à quoi s'en tenir. Impossible depuis le 1er  janvier 2016 de continuer à bénéficier de tarifs d'achat réglementés pour les projets de plus de 500 MW. Sauf dans les secteurs peu matures… et dans l'éolien. Après plusieurs années d'incertitude réglementaire, cette filière est la seule à avoir réussi à conser­ver son mode de rémunération traditionnel. Au moins jusqu'au 1er  janvier 2019. Mais les producteurs d'électrons verts ne sont pas abandonnés à leur triste sort.Un nouveau dispositif d'aide impose à EDF de conclure, avec ceux qui en font la demande, un contrat offrant un complément de rémunération. En cumulant ce complément, le prix moyen du marché de l'électricité et une rémunération obtenue grâce au mécanisme de capacité, les porteurs de projets devraient décrocher une somme correspondant peu ou prou à l'an­cien tarif d'achat. Ils toucheront aussi une prime de gestion taillée pour couvrir les frais inhérents aux efforts qu'il faudra déployer pour vendre son énergie. Car telle est bien la principale nou­veauté du système : les fournis­seurs se contentaient jusque-là de maximiser leur production pour la céder à EDF. Ils devront maintenant trouver acheteur et contribuer à l'équilibre du réseau en annonçant un jour à l'avance leur niveau de production. La plupart devraient s'appuyer sur de nouveaux acteurs : les agréga­teurs. La contractualisation avec ces centrales d'achat virtuelles n'est pas sans poser quelques questions. « Est-ce que ce sont eux qui vont prendre tous les risques ? » se demande ainsi Daniel Bour, pré­sident du syndicat professionnel de l'énergie solaire Enerplan.Quand exceptionnel­lement l'offre d'électricité est tellement forte que les nouvelles injections ont pour seul effet de perturber le marché, celui-ci peut par exemple afficher des prix négatifs. Or les lignes directrices de l'Union prévoient qu'il n'est pas question d'appliquer un quel­conque complément de rémuné­ration dans cette hypothèse. Le complément étant calculé par rap­port à des moyennes de prix, un producteur pourrait par ailleurs perdre de l'argent si son parc est en maintenance lorsque les cours sont au plus haut…Et le monde de la finance va-t-il accepter sans broncher la fin des tarifs d'achat ? « Au départ, il y aura un surcoût du crédit », craint Daniel Bour, espérant qu'il sera intégré dans la prime de ges­tion. Le pourcentage de fonds propres à apporter dans chaque opération (gearing), actuellement d'environ 20 % dans le photovol­taïque, pourrait lui aussi augmen­ter… Surtout pour les centrales les plus modestes. Quoi qu'il soit, la loi prévoit un acheteur de dernier secours qui devrait rassurer les sceptiques. « C'était très important, estime Damien Mathon. Sa vocation n'est pas d'être utilisé puisqu'il proposera des prix plus faibles. Mais en cas de défaillance de l'agrégateur, chaque fournisseur disposera d'une solution le temps d'en trouver un nouveau. » Olivier Descamps