Fusions & Acquisitions, La première revue des raprochements d'entreprises

DOSSIERS

Les énergies renouvelables à l'ère Macron

par Marc Fornacciari,
Partner, Dentons

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La presse a en général qualifié en juin dernier de bombe budgétaire l’état des finances publiques laissé par le Gouvernement précédent. Il en est une autre, dont on a moins parlé car elle est à mèche lente, c’est celle de la programmation énergétique imaginée par l’équipe précédente.
Les énergies renouvelables  produisent, comme on sait, une électricité plus chère que le coût du marché. En France tout au moins, elles ne pourraient, pour le moment, vivre sans soutien financier. Si notre pays a décidé, comme les autres pays de l’Union Européenne, de mettre en place un tel soutien, c’est avec l’idée qu’il fallait créer des filières industrielles puissantes et des effets d’échelle permettant, à terme, aux prix des renouvelables de rejoindre ceux du marché. Dans le monde entier, mais aussi en France, c’est ce qui est en train de se réaliser. A titre de simple exemple, le prix moyen produit par les grandes centrales photovoltaïques au sol est ressorti à 62,5 €/MWh à l’occasion du dernier appel d’offres alors qu’il était de 76 €/MWh  pour le précédent appel d’offres. Cela est à comparer avec un prix sur le marché de gros qui est resté inférieur à 41 € pendant la plus grande partie de 2016.
Le premier mécanisme de soutien a été instauré par la loi du 10 février 2000 relative au service public de l’électricité. Il consistait en une obligation pesant sur EDF (ou les distributeurs non nationalisés) d’acheter l’électricité produite par les producteurs à un tarif déterminé à l’avance. Les contrats d’achat étaient signés pour vingt ans. Le tarif d’achat était accordé en « guichet ouvert », c’est-à-dire sur simple demande, sauf pour certaines filières comme l’éolien off shore. Ce système était simple mais avait évidemment le gros défaut de créer des bulles spéculatives dans le cas où les tarifs, pourtant réévalués périodiquement, ne suivaient pas la baisse des coûts de production. Tel a été le cas en France et en Espagne à la fin de la décennie précédente.
Aussi la Commission Européenne a-t-elle demandé un changement de système dans ses lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020. Le coût sans cesse décroissant des énergies renouvelables justifiait en effet de les rapprocher du marché. Désormais, l’ancien système, c’est-à-dire l’obligation d’achat avec octroi d’un tarif en guichet ouvert n’existe plus que pour certaines filières comme le petit photovoltaïque. Pour les autres filières, il est prévu que les producteurs vendent directement sur le marché, c’est-à-dire soit à des clients finals soit à des grossistes qu’on appelle les agrégateurs. Comme les prix de production demeurent supérieurs au prix de marché, il  est instauré un système de complément de rémunération : le producteur reçoit une prime égale schématiquement à la différence entre des coûts de référence, déterminés par filière, et les coûts constatés sur le marché dans un certain pas de temps. Le complément de rémunération comprend aussi une prime de gestion, et est calculé de telle sorte qu’il procure une rémunération raisonnable des capitaux, compte tenu des risques inhérents à ces activités. Le complément de rémunération est versé par EDF aux termes d’un contrat signé avec le producteur.
Le complément de rémunération n’est en principe plus accordé sur demande (sauf pour certaines filières comme le petit éolien) mais après appels d’offres lancés par l’État.
C’est ici qu’intervient la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Prévue par le code de l’Énergie, elle se fonde sur des scénarios de besoins énergétiques associés aux activités consommatrices d'énergie. Elle détermine des objectifs en termes de développement des filières, et sert ainsi de boussole au Gouvernement pour fixer le rythme et la nature des appels d’offres pour l’octroi des compléments de rémunération.
La PPE actuelle résulte d’un décret du 28 octobre 2016, et fixe des objectifs en termes de puissance installée pour chaque filière d’énergie renouvelables (solaire, photovoltaïque, hydroélectrique … etc) pour la fin 2018 et la fin 2023.  En revanche, elle est muette sur la courbe de la puissance installée nucléaire, se bornant à prévoir que, dans un délai maximal de six mois, EDF devait établir « un plan stratégique compatible avec les orientations de la programmation pluriannuelle de l'énergie qui fixe l'objectif de réduire la part du nucléaire à 50 % de la production d'électricité à l'horizon 2025 ».
En se gardant bien de fixer le rythme de décroissance du nucléaire et en se défaussant sur EDF (dont le plan stratégique, comme par hasard, est renvoyé après les élections), la PPE ne fait pas preuve d’un grand courage.
La situation est en effet la suivante.
D’une part la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte affiche des objectifs ambitieux pour les renouvelables, qui devraient atteindre 23 % de la consommation finale brute d’énergie en 2020 et 32 % en 2030, tout en représentant à cette même date 40% de la production d’électricité.
D’autre part, c’est cette même loi qui reprend la promesse de campagne de François Hollande et prévoit de «  réduire la part du nucléaire dans la production d'électricité à 50 % à l'horizon 2025 », tous objectifs que traduit la PPE.
La conséquence logique de ces deux mouvements, l’un de croissance l’autre de décroissance, est parfaitement exposée par la Cour des Comptes dans son rapport public annuel de 2016, qui relève : « l’objectif fixé par la loi (sur la transition énergétique) aurait pour conséquence de réduire d’environ un tiers la production nucléaire, soit l’équivalent de la production de 17 à 20 réacteurs ».
Encore ce chiffre ne tient il pas compte des dernières prévisions de RTE qui, dans son bilan prévisionnel de juillet dernier, prévoit pour la première fois une diminution de la consommation énergétique en France, à savoir une baisse de 8 TWh entre 2015 et 2020 correspondant à la consommation du département de la Haute-Garonne. Dans ces conditions, c’est sans doute plus de 20 réacteurs qu’il faudra fermer avant 2025, soit plus du tiers du parc qui compte 58 réacteurs en activité.
On voit donc la difficulté du choix que devra faire le Gouvernement. Si la loi sur la transition énergétique doit être respectée, il faudra annoncer la fermeture du tiers du parc, c’est-à-dire, sur le plan politique, créer une vingtaine de Fessenheim, et sur le plan financier, prendre une mesure très coûteuse. En effet, outre la difficulté à justifier la perte d’actifs non amortis et fonctionnant parfaitement (même s’il faut tenir compte des énormes coûts de maintenance objet justement du rapport annuel 2016 de la Cour des Comptes, du coût du retraitement des déchets, des coûts de démantèlement … etc), il faudra indemniser EDF de la perte de ses centrales, comme cela a été fait, d’après la presse, pour Fessenheim, et à l’instar de ce qu’ont obtenu les électriciens allemands.
En vérité, même sans cet objectif de réduction de la puissance installée nucléaire à 50% en 2025, la coexistence d’une consommation en baisse (en raison des résultats positifs et dont il faut se réjouir de la politique d’économies d’énergie) et d’objectifs ambitieux de développement du renouvelable, tout cela dans un contexte de surcapacités de production existantes et de prix de marché déprimés, aurait tôt ou tard imposé des choix. L’heure est venue de les prendre. Ils seront douloureux et l’avenir de filières industrielles d’avenir en dépend.  Mais, pour les opérateurs, rien ne serait pire que l’incertitude.
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