Les méga-projets émergents

Les lignes à courant continu permettent de voir grand et loin. Ainsi, depuis que leur efficacité est reconnue dans le monde du transport de haute tension sur de longues distances, de nombreux projets ont vu le jour. Des interconnexions inédites, encore jugées fantaisistes quelques années auparavant, sont en cours de conception, voire de construction. Citons parmi elles les plus ambitieuses :

• Le Brésil prévoit de construire la plus longue ligne électrique du monde : l’électricité produite aux chutes d’eau du Rio Madeira sera acheminée sur 2375 kilomètres jusqu’au Sud-Ouest du pays. Ce projet, dont le maître d’œuvre sera Areva T&D, est prévu opérationnel dès 2013 et transportera plus de 6300 MW à travers le pays.
• La Chine, dans sa course à l’électricité, a mis sous tension le plus grand site hydroélectrique du monde. Le Barrage des Trois-Gorges produit annuellement environ 85TWh, ce qui correspond à la consommation annuelle de la Belgique. Trois lignes pour alimenter Changzhou (à 860km), Huizhou (à 940km) et Shanghai (à 900km) ont été inaugurées entre 2003 et 2006. Forts de cette expérience, une nouvelle ligne, de 2070km cette fois, sera terminée en 2010 pour approvisionner Shanghai en électricité produite sur le fleuve Bleu cette fois depuis Xianjiaba. La Chine compte sur les lignes HVDC pour profiter pleinement de son immense potentiel hydroélectrique.
• L’Europe se positionne aussi sur le secteur puisque le plus ambitieux de tous les projets renouvelables, Desertec, est économiquement viable en grande partie grâce à l’efficacité du HVDC. En effet, le projet Sahara Wind estime que les pertes moyennes entre l’Afrique de Nord et l’Europe seront de 7,5% pour un maximum ne dépassant pas 15%. Desertec pourrait faire bénéficier l’Europe d’une énergie à hauteur de 17% de ses consommations rien que par des centrales solaires à concentration.

Les sources d’énergies et interconnexions du projet Desertec
Source : Desertec
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Supergrid : un super-réseau de transport

Depuis l’élection de Barrack Obama, les projets HVDC se lancent également aux Etats-Unis. Un des chercheurs participants à ces projets, Gregor Czisch, avance que le « super-réseau » (Supergrid en anglais) de transport amené à être créé à travers l’Europe dans le cadre de projets comme Desertec permettra une connexion généralisée de l’ensemble des sources d’origine renouvelable. Ce réseau représentera une source d’électricité plus stable que les productions renouvelables prises séparément, étant donné que les zones d’ensoleillement et de vent seront de la taille de l’Europe et du Maghreb. Il sera ainsi possible, non de produire de l’électricité localement de manière limitée, mais bien là où elle est le plus en abondance. Leur objectif est de bâtir une supergrid aux Etats-Unis également.

Pourtant, ce « super-réseau » soulève quelques interrogations d’ordre technique. La question de l’interconnexion avec le réseau de transport existant requiert une optimisation économique, tant dans le choix des localisations des convertisseurs que dans leurs natures. Le mode de gestion est important à mettre au point car ce réseau pourrait être vu comme une source de courant, telle une centrale, ou bien comme une partie du réseau de transport à part entière, et donc soumis aux règles d’équilibrage. On peut estimer cependant que les problématiques du HVDC n’affecteront pas les projets sur les réseaux de distribution (comme par exemple les Smart Grid) avec lesquels il n’interagit pas directement.

La facture estimée du « supergrid » européen est d’1,2 milliard d’euros. Cependant des études ont montré qu’il était possible de convertir en HVDC une partie des lignes haute tension alternatives utilisées actuellement. Cette option, estimée peu coûteuse, nécessite cependant une modification des pylônes, notamment pour abaisser la hauteur de suspension des lignes, ce qui pourrait poser des problèmes de sécurité. Notons que, sans changer davantage l’équipement, la tension utilisable double avec la conversion au courant continu, donc la puissance transportable serait plus que triplée !

Les lignes HVDC ont le potentiel pour créer un réseau d’électricité à l’échelle d’un continent. Il permettrait de produire de larges quantités d’énergies renouvelables sur des sites optimaux, et les acheminer sur l’ensemble des lieux de consommation, sans problèmes majeurs de distance ou de compatibilité entre réseaux. Les principales difficultés techniques à résoudre sont plutôt de l’ordre de la sécurité des installations et son optimisation par rapport à notre réseau de transport existant, ainsi que trouver un mode de financement adéquat. Mais, à en croire les promoteurs de cette technologie, le retour sur investissement sera rapide au regard de l’augmentation estimée du coût des ressources carbonées.

Sia Conseil

un tournant majeur dans la structure de nos réseaux électriques. Découvrez dans un premier temps pourquoi ce type de courant intéresse à nouveau les ingénieurs.

Pourquoi notre courant est alternatif

Si le courant alternatif a séduit les Etats américains puis le monde entier, c’est grâce à sa grande maturité technique. Lors de l’émergence des réseaux électriques à la fin du XIXe siècle, le courant continu d’Edison voyait sa puissance chuter rapidement avec la distance. Il était impossible de distribuer le courant au-delà d’un kilomètre de manière fiable. Les premiers réseaux installés aux Etats-Unis étaient fréquemment soumis à des coupures de courant, dues aux pertes importantes par effet Joule des réseaux de distribution en basse tension.

Le courant alternatif, inventé par Tesla et commercialisé par Westinghouse, était capable de moduler facilement sa tension. Ce qui permettait de toujours distribuer le courant à des basses tensions, pour des raisons de sécurité, et d’augmenter fortement le voltage à des fins de transports et réduire les pertes. Le courant alternatif était ainsi capable de transporter de l’énergie à haute tension sur environ 50 kilomètres. Les réseaux de courant continu, eux, ne pouvaient techniquement pas moduler leur voltage ; en restant à de faibles tensions, ils nécessitaient l’implémentation de nombreux générateurs dans la ville-même.

Ainsi, les lignes à Haute Tension développées grâce au courant alternatif ont permis le transport d’électricité sur des distances plus grandes et donc la séparation géographique de la production et de la consommation pour le confort des riverains. Cependant, au-delà de 500 kilomètres de distance, les pertes en ligne deviennent significatives. Ainsi, le réseau électrique français, dont la production est bien répartie géographiquement sur le territoire, affiche une perte de l’ordre de 7% en 2009 selon RTE – ce qui représente la production annuelle de 5 réacteurs nucléaires.

Ce mode de transport d’électricité était tout à fait adapté à la structure de production et de consommation électrique du XXe siècle, où les centrales étaient construites relativement proches des centres industriels et des villes. Ces centrales thermiques ne nécessitaient que l’acheminement des carburants, et la présence d’eau pour faire tourner les turbines.

Les interconnexions difficiles rouvrent la voie au continu

Historiquement, le courant continu est revenu sur les projets de transport électrique dans les cas où les câbles ne pouvaient être aériens et nécessitaient d’être enterrés ou immergés. En effet, le courant alternatif est électromagnétique. Suivant le milieu dans lequel il évolue, il accuse plus ou moins de pertes magnétiques. Dans les cas particuliers où le courant doit passer dans la terre ou l’eau de mer, les systèmes alternatifs accusent des pertes plus importantes. A l’image du courant continu qui nécessitait des générateurs disséminés sur tout le réseau, le passage du courant dans des lignes alternatives non aériennes requerrait de multiples stations afin de fournir la puissance réactive compensant ces pertes.

Les courants continus ne nécessitent aucune puissance réactive ; ils n’ont de pertes majeures que par simple effet Joule (échauffement des fils lié à leur résistance), ce qui représente entre 1 et 3% de pertes tous les 1000 kilomètres suivant la technologie utilisée. Ce type de ligne présente encore d’autres avantages : il ne nécessite aucune coordination de fréquence ou de phase des réseaux interconnectés. De plus, à puissance égale, une ligne à courant continu est moins coûteuse à la construction qu’une ligne à courant alternatif. Le problème d’investissement ne se situe qu’au niveau des convertisseurs, imposants et complexes.

Ainsi fut construite dès 1961 le « Cross Channel » (connue en France sous le nom sobre d’IFA pour « Interconnexion France Angleterre »), une des premières lignes modernes à haute tension à courant continu (appelée communément HVDC pour « High Voltage Direct Current »). Rénovée dans le milieu des années 1980, cette liaison assure aujourd’hui l’alimentation en électricité de plus de 3 millions de foyers britanniques par les centrales françaises. Notons que les futures interconnexions entre la France et les pays voisins, l’Italie et l’Espagne, se feront par des lignes HDVC souterraines.

La particularité de pouvoir interconnecter facilement est souvent mise en avant par les constructeurs de lignes HVDC. Elles permettent en effet l’indépendance des réseaux entre pays voisins, ainsi que de sommer des puissances produites dans un parc de centrales multiple voire diffus.

Pertes de conversion

Pourquoi n’a-t-on pas dès le début créé nos réseaux de transports avec des lignes enterrées en courant continu ? Tout simplement parce que convertir de fortes puissances de courant continu en courant alternatif (et vice versa) requiert des installations complexes et très coûteuses et entraîne des pertes additionnelles.

• La première technologie de conversion est la « commutation de ligne » (LCC pour « Line Commutated Converter ») basée sur des composants électrotechniques appelés thyristors. Jadis très polluants car à base de vapeur de mercure, on en fabrique aujourd’hui de manière plus efficace à base de silicium. Ces installations sont maîtrisées depuis longtemps et peuvent aller jusqu’à 600 à 800 kV de tension. Elles nécessitent que les réseaux alternatifs de part et d’autre soient de très forte puissance, ainsi que d’autres composants techniques (filtres, condensateurs, …) pour stabiliser les installations. De par son coût élevé, on ne peut utiliser cette technologie que dans le cadre de grands projets.
• La seconde technologie, plus simple, a été mise au point dans la fin des années 1990, il s’agit de la « source de tension » (VSC pour « Voltage Source Converter ») basée sur des transistors de type IBGT (« Isolated Gate Bipolar Transistor »). L’installation est moins complexe et donc économiquement plus intéressante. Cependant cette technologie est pour l’instant plus limitée en puissance et en voltage, et accuse des pertes plus importantes. Cette technologie plus abordable favorise la percée des lignes HVDC autre que dans les grands projets.

Comparaison des technologies LCC et VSC. La technologie VSC est plus récente et moins couteuse. Ses capacités sont pour l’instant limitées et les pertes de conversion sont plus importantes.
Source : Sia Conseil
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Ainsi, le courant continu bénéficie d’un développement technique quand bien même son utilisation n’a été jusqu’à présent que situationnelle. Le problème de la conversion en alternatif afin de moduler la tension est en soi un processus complexe et coûteux, ce qui a contraint les électriciens à opter jusqu’à présent pour un réseau de transport alternatif, plus simple à contrôler et plus abordable. Pourtant, les lignes HVDC ont de nombreux atouts : pertes basses, capacité à être enterrées ou submergées, absence de contraintes de phase et de fréquence des lignes HVDC. Cette technologie est de plus en plus incontournable dans les grands projets de transport d’électricité. Nous verrons dans un prochain article pour quels projets il est prévu d’utiliser des lignes HVDC.

Sia Conseil

Après avoir hésité à procéder à un appel à concurrence, la Ville de Paris a choisi de prolonger, pour quinze ans, le contrat l’unissant à ERDF, pour la distribution, et à EDF Commerce, pour la fourniture au tarif réglementé de vente.

Après un rappel des éléments fondamentaux du régime de concession mis en place par la loi d’organisation de la distribution du 15 juin 1906, seront présentées les récentes évolutions des contrats de concession ainsi que principales caractéristiques de l’avenant au contrat de la Ville de Paris.
La Ville de Paris est l’une des premières collectivités concernées par l’échéance de son contrat de concession. D’autres collectivités verront arriver leur contrat à leur terme au cours des prochaines années comme l’illustre le schéma ci-dessous.

Renouvellement des contrats de concession sur la période 2010 – 2020
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Source : Energie 2007

Le régime de concession

Le réseau public de distribution d’électricité compte actuellement 1,3 million de km de lignes en basse et en moyenne tension. En tant que propriétaires de ce réseau, les communes sont en charge de l’organisation de ce service public. La mission de gestion du réseau de distribution d’électricité fait l’objet d’une délégation de service public et est formalisée par des contrats de concession. Ces contrats sont négociés et signés par les autorités concédantes (commune ou regroupement de communes). Ces contrats accordent à une entreprise concessionnaire le droit d’exploiter le réseau sur un territoire déterminé. Le contrat de concession définit les obligations entre le concédant et le concessionnaire :

• Les autorités concédantes contrôlent le bon accomplissement des missions de service public de distribution d’électricité qui figurent au contrat. De plus, dans les zones rurales, elles sont généralement maître d’ouvrage des travaux de renforcement et d’extension du réseau basse tension.
• Le concessionnaire est responsable, sur toute la durée de la concession, de l’exploitation, de la sécurité, de l’entretien, du renouvellement et, en zone rurale sur le réseau moyenne tension et en zone urbaine, du développement du réseau public de distribution. Il répond également aux demandes de contrôle formulées par l’autorité concédante et fournit des comptes-rendus annuels de concessions (CRAC) qui visent à présenter les faits de l’année écoulée ainsi que les principales données patrimoniales et financières.

Sur le territoire continental, ERDF est concessionnaire de la quasi-totalité des communes et gère environ 1 200 contrats de concession d’une durée généralement comprise entre vingt et trente ans. Seules quelques communes gèrent la distribution d’électricité par l’intermédiaire de distributeurs non nationalisés. Le nombre de concessions est en diminution. En effet, pour une meilleure efficacité, la loi du 7 décembre 2006 encourage les communes à se regrouper à la maille départementale pour exercer leur pouvoir concédant.

Le patrimoine d’ERDF comprend 35 milliards d’euros d’actifs en concession au 31 décembre 2008. Tout bien entrant dans la concession est porté à l’actif du bilan de ERDF, ceci que le bien soit financé par l’autorité concédante ou par le concessionnaire. Ces immobilisations corporelles sont évaluées au coût de production ou d’acquisition diminué du cumul des amortissements. Elles sont amorties selon le mode linéaire sur la durée d’utilité estimée. Cette dimension patrimoniale est essentielle pour ERDF car elle sert à calculer le tarif d’utilisation du réseau public d’électricité (TURPE) qui assure l’essentiel de ses recettes.

Les évolutions récentes des contrats de concession

Depuis 1992, les contrats de concession sont négociés sur la base d’un modèle élaboré par la Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies (FNCCR) et approuvé par les pouvoirs publics.

Pour intégrer les évolutions législatives et réglementaires du domaine de l’énergie, ERDF et la FNCCR ont engagé un travail de révision du modèle de contrat de concession (chantier « A ») qui a abouti en 2007 avec la signature de deux accords cadre :

• Le premier concerne la mise à jour juridique du modèle : l’organisation du service public de la distribution d’énergie électrique qui intégrait la gestion du réseau de distribution et la fourniture d’électricité aux tarifs réglementés de vente distingue à présent ces deux missions.
• Le second porte notamment sur la mise en conformité du modèle avec les nouvelles modalités de facturation des raccordements par le concessionnaire.

Suite à l’aboutissement de ces travaux d’actualisation, ERDF et la FNCCR ont convenu de poursuivre les négociations (chantier « B ») pour tenir compte du retour d’expériences sur l’application du modèle 1992 au travers de plusieurs sujets de réflexion :

• Etablissement d’indicateurs relatifs à la fourniture et à l’acheminement destinés à enrichir les informations contenues dans le CRAC et permettre un meilleur suivi ;
• Révision des modalités financières ;
• Rénovation de la gouvernance des investissements.

Les points saillants de l’avenant au contrat de la Ville de Paris

L’avenant signé par la Ville de Paris anticipe sur les conclusions du chantier « B ». En effet, il introduit de nouvelles dispositions financières et de nouvelles modalités de gouvernance en rénovant le dialogue avec la Ville de Paris sur les thématiques des investissements et du développement durable :

• En termes de gouvernance des investissements, ERDF réalise et présente un schéma directeur à long terme en cohérence avec les grandes orientations définies en amont par la Ville de Paris. Après validation par l’autorité concédante, le concessionnaire décline ce schéma directeur en programmes d’investissement à horizon quatre ans puis en programmes annuels de travail.
• Concernant les modalités financières du contrat, alors que le modèle de cahier des charges de concession de 1992 comporte l’obligation pour le concessionnaire de pratiquer des amortissements et de constituer des provisions de renouvellement, l’avenant prévoit l’arrêt, à partir de 2010, des dotations aux provisions pour renouvellement et des dotations aux amortissements des biens financés par l’autorité concédante. De plus, en fin de concession, le financement du concessionnaire non amorti fera l’objet d’une réévaluation au taux de 7,25 % en référence au coût moyen pondéré du capital défini dans le TURPE.
• En matière de développement durable, pour répondre aux orientations du Plan Climat, le concessionnaire s’engage sur plusieurs actions relatives aux raccordements pour accélérer la production d’énergie verte et sur la poursuite du renforcement de la sécurité du réseau par rapport aux aléas climatiques. De plus, le renouvellement du parc de compteurs doit constituer une étape essentielle de l’évolution du réseau de distribution vers un réseau intelligent.

Pour finir, l’avenant prévoit une adaptation et une simplification du calcul de la contribution de EDF Commerce au dispositif d’aide aux familles en l’indexant sur l’évolution du nombre de clients bénéficiant du tarif bleu résidentiel et sur l’indice du prix à la consommation d’électrique.

La FNCRR dans le cadre du chantier « B » ainsi que les collectivités locales dans le cadre du renouvellement de leur contrat de concession pourraient s’inspirer de l’avenant signé par la Ville de Paris. En effet, celui-ci renforce le rôle de l’autorité concédante notamment en introduisant une gouvernance partagée sur l’évolution du réseau. Toutefois, les dispositions financières, en particulier, la question des indemnités de fin de contrat, de redevance de concession et de provisions pour renouvellement constitueront sans doute des points d’achoppement dans les négociations avec ERDF.

Sia Conseil

Sources
- Avenant n°6 au traité de concession du 30 Juillet 1955 pour la distribution de l’énergie électrique dans Paris
- Rapport d’activité 2008 de ERDF
- Rapport financier 2008 de ERDF

Quels sont les impacts des découvertes de gaz non-conventionnel aux Etats-Unis sur le marché mondial du gaz ?

Suite à la Commission Champsaur dont vous avez fait partie en 2009, un projet de loi sur la nouvelle organisation du marché de l’électricité va bientôt être publié. Pouvez-vous nous expliquer ce qu’il va contenir ?

Quels conseils donneriez-vous aux étudiants sélectionnés qui vont maintenant devoir peaufiner leur article ?

Retrouvez la vidéo sur le site Génération Energies

Sia Conseil

énergétique et les évolutions des réseaux d’électricité. Le potentiel, même difficilement chiffrable, de ces activités en termes de création de richesse et d’emplois est indéniable.

Les raisons de croire en ce potentiel sont nombreuses ; large prise de conscience des problématiques environnementales, augmentation de la demande énergétique mondiale, augmentation du prix des énergies fossiles et sécurité énergétique sont autant de paramètres favorisant le développement du secteur. La France et l’Europe pourront-elles en profiter ? Oui, si elles réussissent à maximiser les investissements dans ces filières. Deux points sont alors essentiels : la gestion de la politique publique concernant ces activités, et le bon choix des technologies et des subventions qui y sont associées.

La politique publique comme déterminant principal des décisions d’investissement

La communauté financière internationale a, dès la Conférence Internationale des Energies Renouvelables de Bonn en 2004, clairement fait comprendre aux gouvernements que le principal facteur des décisions d’investissement dans les nouvelles énergies est la politique publique. Dans le milieu de la finance internationale, une définition de ce qu’est une bonne politique publique en matière de filières vertes a alors vu le jour. La formule utilisée tient en trois mots¹ :

Les pouvoirs publics doivent donc établir des objectifs clairs d’implémentation de solutions énergétiques à long terme, simplifier au maximum les législations, communiquer sur ces objectifs et législations, et garantir la stabilité des mesures envisagées. Une autre difficulté pour les gouvernements est posée par la diversité des technologies et par leur manque de maturité commerciale, qui implique l’utilisation de subventions. Il faut miser sur les bonnes technologies et associer à chaque technologie les moyens de subvention les plus efficaces.

Quelles technologies et avec quels moyens ?

En France, l’ADEME a défini trois catégories de filières vertes en fonction du potentiel de croissance estimé des marchés qui y sont associés et de l’état du potentiel industriel français en la matière. Ces filières sont présentées dans le graphique 1, et confrontées à l’évolution des investissements privés mondiaux du secteur depuis 2003. Ces catégories doivent permettre d’établir un ordre de priorité en termes d’efforts à fournir pour développer ces différentes technologies. Les efforts seront plus marqués sur les filières où la France doit mener une politique industrielle offensive : le photovoltaïque et les smartgrids ont un fort potentiel de croissance, mais la France est un peu en retard dans ces secteurs.

Evolution des investissements privés relatifs dans les filières vertes & stratégiques définies par l’ADEME
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Source : ADEME, New Energy Finance 

Cependant, définir des axes stratégiques prioritaires est loin d’être suffisant. Un point essentiel dans l’élaboration de la politique publique en matière de filières vertes est le choix du moyen de subvention adapté à chaque technologie, en fonction de son niveau de maturité. Deux types de subventions peuvent être identifiés : la subvention à l’investissement et la subvention à la production. La première est adaptée aux technologies au stade de la démonstration. Lorsque les coûts d’investissement sont très élevés, elle peut être nécessaire en tout début de déploiement pré-commercial. Il peut s’agir de subventions directes, de bonification d’emprunts ou encore de crédits d’impôt. La seconde, qui peut prendre entre autres la forme de tarifs de rachat, est beaucoup plus adaptée aux technologies en prématurité commerciale, car contrairement à la première elle oblige à rechercher la performance des installations et ce sur la durée (rémunération en fonction de la production) et elle n’empêche donc pas l’émergence des technologies moins matures.

Il n’y a pas un bon mode de subvention pour une catégorie de filières, la politique publique doit être adaptée à chaque technologie. Les subventions à l’installation sont adaptées pour le solaire couche mince, les smartgrids, le stockage du CO2 l’éolien offshore, l’énergie marine, les biocarburants de deuxième et troisième génération, le géothermique et la biomasse. Le solaire grosse couche, l’éolien terrestre, les biocarburants de première génération devraient, au contraire, bénéficier de subventions à la production seulement. En revanche, les axes stratégiques prioritaires permettent d’établir quel effort effectuer pour quelle technologie. Eolien, solaire, biocarburants et smartgrids doivent à ce titre bénéficier de toute l’attention française.

La France et l’Europe pourront elles en profiter?

Depuis l’entrée en vigueur du protocole de Kyoto en 2005, les investissements dans les énergies renouvelables ont augmenté rapidement et ont majoritairement été captés par l’Europe, comme le montre le graphique ci-dessous. Même si avec la crise certaines formes d’énergies renouvelables ont enregistré un relatif coup d’arrêt, la tendance pour le futur est toujours à une croissance des investissements. Une étude menée par un cabinet d’audit auprès d’un panel de dirigeants des secteurs énergétiques et financiers début 2009 montre que 78% de ces dirigeants estiment que les investissements dans les projets d’énergies renouvelables sont économiquement viables. Mais si on regarde en détail la répartition géographique des investissements ci-dessous, il est probable que ces investissements soient majoritairement captés par les Etats-Unis et la Chine. Les Etats-Unis sont en avance technologiquement et l’industrie chinoise peut d’ores et déjà générer des économies d’échelles importantes sur certaines technologies, notamment le solaire photovoltaïque. Ces deux pays ont alloué une part très importante (respectivement 67 et 68 milliards de dollars) de leurs plans de relance 2009-2010 aux « filières vertes » et la Chine a mis en place de très larges subventions (allant jusqu’à 2,93$/W installé) dans le solaire photovoltaïque. Le résultat ne s’est pas fait attendre : la Chine est le premier exportateur mondial de panneaux solaires photovoltaïque. Enfin, les Etats-Unis ont communiqué très clairement sur les budgets alloués à chaque technologie, et sur leurs échéances, et ont ainsi donné des signaux forts aux investisseurs.

Evolution des investissements mondiaux ENR 2002-2008 (en M€)
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Source : New Finance, KPMG

En conclusion, les politiques publiques françaises et européennes doivent être élaborées en fonction des marchés et des investisseurs. Pour se positionner en tant que leader, un arbitrage entre les différentes technologies est nécessaire. Dans le solaire par exemple les tarifs de rachat existant aujourd’hui sont adaptés au photovoltaïque de première génération, mais pas au solaire couche mince, beaucoup moins mature. Ces tarifs de rachat empêchent donc l’émergence de la deuxième génération de solaire photovoltaïque, qui n’est pas rentable avec ce système de subvention. Pour promouvoir l’essor du solaire couche mince, au potentiel de marché plus grand, il faudrait mettre en place pour cette technologie des subventions à l’installation. Le géothermique et les technologies type smartgrids doivent également être développés puisque le potentiel existe : L’Etat, en plus de mettre en place des subventions pour ces filières, pourrait donc envisager d’augmenter aussi ses investissements directs dans les projets de R&D du secteur. Enfin, la communication en matière de politique publique doit être plus claire et les mécanismes simplifiés, pour rassurer et donner plus de visibilité aux investisseurs.

Sia Conseil

Notes :

(1) Cette formule est née lors de la préparation de la conférence de Bonn, de façon informelle, pendant des réunions entre des spécialistes de la finance des énergies renouvelables. Elle a depuis été réutilisée régulièrement par les investisseurs.

Sources :

- Chatham House, Kirsty HAMILTON, Unlocking Finance for Clean Energy: The Need for ‘Investment Grade’ Policy, Décembre 2009
- ADEME, Etudes “filières vertes”: Les filières industrielles stratégiques de la croissance verte, Octobre 2009
- UNEP, Sophie JUSTICE, Private financing of renewable energy –a guide for policy makers–, Juin 2009
- New Energy Finance, Global Trends in Clean Energy Investment, Septembre 2009
KPMG, The Winds Of Change, Juin 2009
CIRED, Dominique FINON, L’inadéquation du mode de subvention du photovoltaïque à sa maturité, Décembre 2008