« L’évolution des mécanismes de soutien doit être programmée et progressive », selon le SER

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photo Damien Mathon SERA la veille du colloque annuel du Syndicat des Energies Renouvalables, dont GreenUnivers est partenaire, son délégué général Damien Mathon détaille les positions du syndicat. Le SER est bien décidé à répondre point par point aux critiques accusant les EnR d’être responsables de la morosité du marché européen de l’électricité et entend veiller à une évolution « progressive et programmée » des mécanismes de soutien, accompagnée de contreparties synonymes pour les opérateurs de baisse des coûts.

GreenUnivers : Que répondez-vous aux attaques accusant les énergies renouvelables d’être responsables de la morosité du marché électrique européen et notamment des pertes subies par les centrales à gaz combinées ?

Damien Mathon : Comparé à l’Allemagne, le taux de pénétration des EnR en France (20 TWh sur un total de 500) est tout à fait marginal, et leur impact sur le prix de l’électricité est minime.

D’ailleurs ça n’est une bonne nouvelle pour personne que des actifs de production soient en difficulté. Mais si les centrales à gaz combinées (CGC) sont dans cette situation, c’est en raison du décalage entre les investissements conséquents dont elles ont bénéficié entre 2008 et 2012 (4000 GW ont alors été ajoutés) et une demande en berne en raison de la crise économique.

En outre, en France, la PPI 2009-2016 prévoit un déclassement des centrales au charbon qui n’a pas encore commencé. Certes, cela va finir par se faire sous la pression du Bruxelles puisque c’est prévu par une directive.

Or justement du fait du gaz américain non conventionnel, le charbon a vu son prix s’effondrer, passant de 200$/T fin 2008 à 80$/T en janvier 2013. Cela a provoqué une inversion de la profitabilité entre gaz et charbon.

En outre, le cours de la tonne de carbone plafonne à 4 ou 5 €/T alors qu’un cours de 45€ serait nécessaire pour rendre les EnR compétitives.

GU : Mais vous reconnaissez que le développement des EnR en Allemagne est problématique ?

DM :  En effet, il y a eu un manque de coordination avec les pays voisins, sans véritable anticipation suffisante en matière d’investissement réseau pour écouler correctement la production. Mais ça n’est pas une raison pour faire des EnR dans les autres pays, en France notamment, le bouc émissaire de la situation du marché électrique européen.

En tout état de cause, il y a eu sur ces sujets comme sur bien d’autres, dans le secteur de l’énergie, un déficit de coordination en Europe. Par ailleurs, chaque pays a vocation à exploiter son gisement, on verra d’ailleurs peut-être apparaître des spécialisations par pays. Il faut, pour le cas de la France, rappeler que nous avons d’excellents gisements d’énergies renouvelables, particulièrement bien foisonnés.

GU : Avez-vous des suggestions pour faire remonter le prix du CO2 ?

DM : Nous n’avons pas d’idées précises sur la façon de procéder, mais il est certain qu’un prix du CO2 significatif à la maille européenne modifierait drastiquement la donne. Cela permettrait à la fois de régler le problème des centrales à gaz combinées et de rendre les EnR plus compétitives. C’est d’ailleurs une idée partagée par les gaziers. C’est pourquoi nous allons poser la question au(x) représentant(s) de la Commission présents au colloque.

GU : Dans ce contexte, quelle évolution  anticipez-vous  pour les politiques de soutien aux EnR ?

DM : C’est là où le sujet que l’on vient d’évoquer est important. En effet, plus les EnR apparaissent responsables de la morosité actuelle du marché électrique, plus on peut être tenté de modifier brutalement les politiques en vigueur. Or nous sommes convaincus que ces politiques doivent en effet évoluer, mais pas dans l’urgence. Au contraire, cette évolution doit se faire de façon progressive et programmée, sans effet de rupture et en tenant compte de la diversité de l’écosystème EnR, c’est-à-dire en tenant compte de l’adaptation des PME à un nouveau système.

Il nous semble que la DGEC entend cet argument et souhaite prendre le temps nécessaire. On pourrait même imaginer une cohabitation de plusieurs systèmes pendant un temps.

GU : Quelles évolutions préconisez-vous ?

DM : La piste « prix de marché + prime » nous semble acceptable à certaines conditions.  La discussion n’est pas taboue, mais à nos yeux, cette exposition progressive au marché doit s’accompagner de trois compensations indispensables synonymes de baisse des coûts. D’abord, une vraie simplification administrative, qui aille encore au-delà de ce que le gouvernement a commencé et que nous applaudissons des deux mains. Ainsi, l’instruction unique de différentes autorisations c’est très bien, mais une autorisation unique qui permettrait de préserver les droits de tous les tiers, ce serait encore mieux, pour ce faire il faut supprimer les autorisations et exigences redondantes.

Ensuite, une baisse des charges fiscales, notamment sur l’éolien mais aussi le photovoltaïque avec l’Ifer ou même les taxes foncières sur l’hydroélectricité dont le niveau bloque actuellement tout investissement.

Enfin, un coût de l’argent plus abordable, c’est à dire à des taux plus faibles, avec des garanties plus avantageuses et sur des durées plus longues, plus en phase avec celle des contrats (15 ans dans l’éolien).

Comme la KfW en Allemagne, Bpifrance a un rôle essentiel à jouer. Elle pourrait notamment envoyer un signal fort aux investisseurs en labellisant des standards technologiques afin d’abaisser le coût des due diligences.

Cet aspect du coût du capital est tout aussi essentiel à l’export, car c’est souvent ce qui rend les consortiums français moins compétitifs, notamment en comparaison des Allemands (qui se refinancent à des taux très intéressants auprès de la KfW).

GU : Cette piste « marché + prime » n’est pas la seule  à l’étude…

DM : C’est vrai, et nous sommes vivement opposés à certaines autres solutions également discutées à Bruxelles, notamment celles qui reposent sur des systèmes de certificats verts, car elles présentent une double exposition au marché, donc une double fragilisation pour les investisseurs. Le prix du certificat serait en effet négociable sur une Bourse, en fonction de l’offre et la demande.

De même, nous nous opposons à tout système mettant en compétition les EnR les unes avec les autres, sous la forme d’appels d’offres dits « à neutralité technologique ». Cela va totalement à l’encontre de toute politique industrielle ! Avec ce genre d’idées, il n’y aurait plus d’innovation et le développement de certaines filières serait obéré.

GU : Que pensez-vous des pistes de collaboration franco-allemandes dans les EnR ?

DM : Dans l’absolu, le contexte de mondialisation des EnR rend tout à fait légitime ce genre de projets. Dans l’éolien par exemple, en 2012 l’Allemagne a installé 2000 MW, la France 800 MW, les Etats-Unis 13000 et la Chine 13000 MW.

Sur le plan scientifique, cela est pleinement justifié, avec des apports des deux parties. Sur le plan industriel, nous laissons nos adhérents discuter entre eux, mais un « Airbus de l’énergie », c’est peut-être un peu ambitieux. Les EnR se répartissent en trois familles assez distinctes les unes des autres : les machines tournantes (éolien, hydrolien, hydroélectricité) ; le solaire (qui regroupe des technologies assez différentes, dont le photovoltaïque et le thermo-dynamique) et la combustion de biomasse. Mais sectoriellement, pourquoi pas ? l’exemple d’Areva avec Gamesa montre d’ailleurs que cela peut aussi se faire avec d’autres acteurs que les Allemands…

GU : La loi de programmation énergétique doit voir le jour cette année, qu’en attendez-vous ?

DM : Nous estimons qu’il est toujours intéressant d’établir une vision à long terme, mais pour nous, l’urgence c’est d’abord d’atteindre les objectifs 2020. Pour le moment, la trajectoire actuelle nous conduit à 17 % d’EnR en 2020 plutôt qu’aux 23 % prévus par le paquet climat énergie européen de 2006…

Cette loi devrait comporter un volet EnR, portant notamment sur l’évolution des mécanismes de soutien, et sur la simplification administrative. Sur le premier point, nous serons attentifs à ce qu’elle ne soit pas trop brutale, et sur le second, à ce qu’elle soit réelle et drastique.

Par ailleurs, en dehors de cette loi, beaucoup d’outils sont mobilisables pour faire avancer les choses, par voie réglementaire ou via la loi de finances.

GU : On parle beaucoup d’autoconsommation en ce moment, est-ce l’un de vos chevaux de bataille ?

DM : L’autoconsommation, c’est un peu comme la Bible, il y a autant d’exégèses possibles que de lecteurs. Tout le monde en parle, mais chacun a sa propre vision, il n’en demeure pas moins que les électrons vont toujours au plus près. Pour nous, ce concept est l’occasion de mettre en place des mécanismes financiers incitant les porteurs de projet à rapprocher la production de la consommation. Non seulement dans l’espace, mais aussi, ce qui est plus complexe, dans le temps. Evidemment, cela vaut surtout pour le photovoltaïque de toiture et le petit éolien. Sur ces sujets complexes, procédons par expérimentation pour bien maîtriser le concept.

GU : Pensez-vous que les résultats de l’appel d’offres CRE 2 seront annoncés lors du colloque, comme le prédisent certains développeurs ?

DM : Nous n’avons pas d’indication particulière sur ce que dira le ministre, mais ce serait à la fois la tribune idoine et le bon timing pour faire ces annonces. Des précisions concernant l’appel d’offres CRE 3 seraient également bienvenues…Quand exactement  sera-t-il lancé ? Quel en sera le volume consolidé ? Philippe Martin a parlé de 800 MW, est-ce confirmé ? Quels seront les lots, les DOM en feront-ils partie ? etc. Enfin, nous attendons de Philippe Martin des propos rassurants sur la procédure de notification de l’arrêté tarifaire éolien engagée avec la Commission européenne…

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