Entreprise et Finance 

Retard des énergies renouvelables en France : des réglages s’imposent

Globalement, la France n’atteindra pas ses objectifs européens d’énergies renouvelables en 2020. A l’aube des discussions concernant la programmation pluriannuelle de l’énergie pour la période débutant en 2023, les professionnels réclament des mesures pour rectifier le tir selon le site latribune fr

Cocorico. Selon le Panorama trimestriel de l’électricité renouvelable, publié jeudi par les gestionnaires de réseaux RTE et Enedis, le Syndicat des énergies renouvelables (SER) et l’Association des distributeurs d’électricité en France (Adeef), les énergies vertes (éolien, solaire, hydroélectricité, biomasse) ont couvert 22,1% de la consommation électrique française au deuxième trimestre 2017. Ce bon résultat repose essentiellement sur le solaire et l’éolien.

En effet, si plus de la moitié des 46.853 mégawatts (MW) du parc renouvelable électrique français au 30 juin 2017 est couvert par les barrages hydrauliques (54%), l’éolien et le solaire représentent 94% des nouvelles capacités installées au deuxième trimestre.

Pourtant, il y a quelques semaines seulement, sur la base des chiffres enregistrés pour l’année 2016, le Commissariat général au développement durable (CGDD) alertait une nouvelle fois sur le retard français par rapport aux objectifs européens fixant l’objectif à 23% du mix énergétique.

Pourquoi ces sons de cloche divergents ? Les chiffres trimestriels ne concernent que l’électricité, alors que les chiffres annuels de 2016 portent sur toutes les énergies renouvelables, transports et chaleur renouvelable inclus.

19% de renouvelables dans le mix énergétique en 2020 au lieu des 23% prévus

Toutes énergies confondues, la France compte 15,7% de renouvelables.

« Le taux de progression de +0,9% observé pour l’année 2016 conduit à 19% en 2020 au lieu des 23% prévus », rappelle Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER).

Le transport doit comporter 10% de renouvelables en 2020, dont 7,5% de biocarburant incorporés dans l’essence et le diesel. On est déjà à 7%, auxquels s’ajoute 1% d’hydroélectricité, qui alimente directement la SNCF. « Je ne vois pas comment on pourrait faire beaucoup mieux, observe Jean-Louis Bal. On a fait le plein avec les biocarburants de première génération et ceux de deuxième génération ne sont pas encore là. »

Pour l’électricité seule, nous sommes en bonne voie pour rattraper en partie le retard. « En partie seulement, nuance Jean-Louis Bal, car il manquera dans tous les cas les 6000 mégawatts d’éolien offshore prévus. » Seuls 3000 MW ont en effet été attribués lors des rounds 1 et 2, et encore ces parcs n’entreront pas en production avant 2021 dans le meilleur des cas. Il se murmure même qu’ils pourraient ne jamais sortir de l’eau, les coûts auxquels ils ont été attribués étant deux fois plus élevés que ceux des derniers appels d’offres en date attribués en Mer du Nord.

En dehors de ce (gros) retard, les filières électriques se portent correctement. Leurs performances du deuxième trimestre 2017 sont contrastées : les raccordements éoliens ont été dynamiques, proches de la fourchette basse prévue par la programmation pluriannuelle de l’énergie pour 2018. Dans l’éolien, le parc atteignait au 30 juin 12.341 MW, soit 82,3% de ses objectifs fixés à 15.000 MW pour 2018. En revanche, la production a été faible en raison d’une météo peu venteuse. La situation est exactement inverse en ce qui concerne le solaire : l’ensoleillement a été propice à la production, mais les raccordements de nouvelles installations ont été à la traîne. Le parc installé est de 7.064 MW, soit 69,3% de l’objectif de 2018, fixé à 10.200 MW.

Le solaire bridé par rapport à l’éolien ?

De quoi alimenter les revendications de Daniel Bour, qui préside le syndicat solaire Enerplan. « Il est incompréhensible que la filière la plus compétitive – le solaire, avec un prix qui peut descendre en France à 55 euros le mégawattheure – soit nettement plus bridé en volume que l’éolien. On a besoin d’espace et de volumes pour développer la filière », s’emporte-t-il. Pour le photovoltaïque, les appels d’offres, des processus complexes et coûteux pour les porteurs de projets, sont en effet obligatoires à partir de 100 kilowatt (kW). Dans l’éolien, c’est à partir de 18 mégawatts (MW) seulement. Ce qui permet aux porteurs de projets situés sous ces plafonds de connaître les tarifs auxquels ils vont pouvoir vendre leur production. Alors que les discussions concernant la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) portant sur la période 2023-2028 sont sur le point de débuter, il plaide donc pour « remettre le curseur au milieu entre l’éolien et le solaire ». Concrètement, Enerplan réclame une révision à la hausse du seuil des appels d’offres à 1 MW, soit dix fois plus élevé qu’aujourd’hui.

A en croire Jean-Louis Bal, l’éolien ne serait pas tout à fait à la fête non plus. Certes, 2016 a été un crû d’exception après des années moroses, mais « les projets font face à de plus en plus de problèmes d’acceptabilitéce que les professionnels doivent mieux appréhender ».

Sanctionner les projets fantaisistes

Les deux syndicats s’accordent sur deux points : la France n’atteindra pas ses objectifs européens pour 2020 ni ceux fixés par la PPE pour 2018 et doit se remettre en selle pour 2030. Parmi les mesures à prendre pour ce faire, outre la simplification des procédures permettant de réduire les délais nécessaires pour faire sortir les projets de terre et plus encore de mer (notoirement supérieurs à ceux des autres pays européens) et la limitation des recours, il faudrait prévoir des pénalités pour les projets lauréats d’appels d’offres mais qui ne verront jamais le jour. Une façon d’éviter des projets fantaisistes, qui contribuent de surcroît à en éliminer de plus réalistes présentant des coûts plus élevés.

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