Actualités et conseils sur les énergies renouvelables

La réforme de l'autorisation environnementale unique, qui est entrée en vigueur le 1^er mars, est particulièrement importante pour les projets éoliens. Ce sont les installations pour lesquelles la réforme apporte l'intégration des procédures la plus forte puisque le permis unique vaut non seulement autorisation au titre de la législation sur les installations classées (ICPE) ou du code de l'énergie, mais parce qu'il dispense également de permis de construire.

Cette réforme permet de graver dans les textes l'expérimentation lancée en 2014 dans un nombre de régions limité, puis étendue à la France entière en novembre 2015, tout en apportant un certain nombre d'améliorations tirées du retour d'expérience. Les professionnels de la filière éolienne se félicitent de cette réforme qui devrait permettre de conforter la bonne dynamique du secteur.

Une autorisation valant permis de construire

L'autorisation environnementale unique se substitue à l'autorisation au titre des ICPE mais également à plusieurs autres procédures susceptibles de s'appliquer aux éoliennes : autorisation d'exploiter une installation de production d'électricité, autorisation de défrichement, autorisation spéciale au titre des réserves naturelles ou sites classées, dérogations "espèces protégées", absence d'opposition au titre des sites Natura 2000, déclaration au titre de la législation sur l'eau (Iota) mais aussi autorisations au titre des obstacles à la navigation aérienne, des servitudes militaires et des abords des monuments historiques.

Spécificité des seules éoliennes, l'autorisation unique dispense par ailleurs ces installations de permis de construire. La sortie des éoliennes du champ du permis de construire constitue le point principal de la réforme et devrait permettre de simplifier l'élaboration et l'instruction des dossiers de demande d'autorisation.

Autre amélioration apportée par la réforme ? Les capacités techniques et financières exigées des porteurs de projet sont désormais appréciées par rapport à la date de réalisation de leur projet et non à celle du dépôt de leur dossier de demande.

Délais d'instruction réduits

Cette fusion des procédures, accompagnée d'une nouvelle organisation des services instructeurs en mode "projet", doit permettre de réduire les délais d'instruction des demandes d'autorisation. L'objectif est un délai d'instruction moyen de neuf mois, incluant une phase d'enquête publique unique d'une durée d'un mois.

Ce raccourcissement des délais d'instruction sera également facilité par le développement des échanges entre l'Administration et le porteur de projet en amont de la procédure. "Les Dreal demandaient beaucoup de compléments avant de considérer le dossier comme complet, ce qui rallongeait les délais", . Cette "phase amont" peut prendre la forme d'un simple échange avec l'Administration qui va éclairer le pétitionnaire sur les enjeux à prendre en compte dans le dossier de demande. Elle peut être aussi plus formelle via la délivrance d'un certificat de projet, par lequel le préfet va préciser les régimes, procédures et calendrier applicables au projet.

Alternatives à l'annulation totale de la décision

La réforme modifie également les délais de recours qui sont maintenant fixés à deux mois pour l'exploitant et à quatre mois pour les tiers, ces délais pouvant être prorogés de quatre mois en cas de recours administratif.

"L'intérêt à agir des tiers sera apprécié différemment, puisqu'il devra être en lien avec la défense des intérêts protégés par la législation relative aux installations classées (…) : il ne suffira donc plus pour les riverains du projet de se prévaloir d'une atteinte aux conditions de jouissance de leur bien.

Le développement, la construction et l’exploitation de parcs éoliens relèvent d’un processus long, technique et complexe. Dans le cadre de leurs activités, les développeurs et exploitants sont confrontés à plusieurs risques spécifiques. Ces risques sont atténués par une forte contractualisation des revenus, une politique de sélection des fournisseurs et d’achat adaptée, la mise en œuvre de nombreuses mesures pour favoriser l’acceptabilité des projets développés, ainsi qu’un suivi quotidien de la performance des parcs. Cependant, comme toute entreprise, le développement et la gestion de parcs éoliens exposent à des risques susceptibles d’avoir un effet défavorable sur le Groupe, ses activités, sa situation financière, ses résultats ou le cours de ses titres.

On peut dénombrer 4 grands types de risques auxquels les principaux développeurs et exploitants éoliens sont exposés :

• Le risque opérationnel (lié à l’identification des sites, à la construction et à la mise en service des parcs, au raccordement aux réseaux, aux conditions climatiques, etc.)
• Le risque juridique ((difficulté d’obtention et de conservation des permis et autorisations nécessaires, renforcement des contraintes réglementaires liées au développement d’installations
• Le risque stratégique lié au développement
• Le risque financier

Nous ne nous étendrons pas sur les trois premiers risques qui constituent le cœur de métiers des développeurs de projets et aborderons le  risque financier

Le métier de producteur d’électricité d’origine éolienne se caractérise par une forte intensité capitalistique. Pour assurer son développement, le Producteur d’Energie a donc recours de manière significative à l’endettement.  Afin de limiter les risques liés à son endettement, le Producteur a essentiellement recours à des financements bancaires sans recours ou avec recours limité sur la société-mère, structure ses financements de projets de façon à ce que les flux de trésorerie de chaque projet soient suffisants pour servir la dette, met en œuvre une politique de couverture des risques de taux par le biais de contrats de swap et mène une politique active de gestion de sa dette existante.

Le niveau d’endettement important, ainsi que la charge représentée par les frais financiers dus au titre de cet endettement, sont susceptibles de réduire la flexibilité financière des Producteurs et d’avoir notamment les conséquences significatives suivantes :

• l’obligation imposée au Groupe de consacrer une part significative de ses flux de trésorerie au service de sa dette ;
• la limitation de la capacité du Groupe, à long terme, d’obtenir un financement complémentaire pour financer ses besoins en fonds de roulement, ses investissements, ses acquisitions ou sa capacité à refinancer l’endettement existant ; 
• l’augmentation de la vulnérabilité du Groupe face à des conditions générales économiques défavorables ;

• la mobilisation des actifs du Groupe à titre de garantie ;
• l’augmentation du coût du service de la dette du Groupe dans l’éventualité où les engagements financiers seraient renégociés

Le risque lié à l’endettement  peut donc générer par ricochet d’autres risques corollaires :

• Le risque de liquidité.

Le risque de liquidité correspond au risque que le Groupe ne soit pas en mesure de faire face à ses obligations financières à temps ou dans des conditions normales, grâce à ses ressources financières.

Le risque lié à l’obtention  de financements

Ce risque se caractérise généralement par d’éventuelles difficultés dans l’obtention de financements et la détérioration des conditions de financements susceptibles de remettre en cause la politique d’investissement et de financement du producteur.

• Le risque lié aux conditions des financements existants

Certains engagements financiers inclus dans les financements de projets nécessitent que le Producteur respecte certains ratios financiers liés, entre autres, au levier et à la couverture du service de la dette (covenants) de chaque société support de projet ou groupe de sociétés. À défaut de se conformer à ces covenants et sans l’obtention de renonciations de la part des prêteurs, le Producteur pourrait se trouver dans l’obligation de rembourser de manière anticipée les financements correspondants. De plus, des dispositions applicables en cas de défaut croisé seraient susceptibles d’amplifier les répercussions d’une défaillance sur la dette du Groupe.

• Le risque de taux

Le financement des projets éoliens du Groupe implique un recours important à l’endettement à taux fixe ou variable. Une hausse significative des taux d’intérêt serait susceptible d’entraîner une augmentation des frais financiers dus au titre de la dette existante soumise à taux variables et une dégradation des conditions de financement pour les projets du portefeuille non encore financés. De tels risques, s’ils étaient avérés, pourraient avoir un impact sur la rentabilité des projets futurs du Groupe et/ou le développement de son portefeuille éolien.

• Le risque lié aux obligations garanties par des engagements hors bilan

Dans le cadre de ses activités, le Producteur consent certains engagements hors bilan pour obtenir des financements et soutenir ses filiales directes et indirectes. En consentant des garanties pour couvrir certains engagements de ses filiales, le Producteur pourrait être contraint de rembourser les prêteurs de certains financements ou payer les sommes dues aux créanciers commerciaux (tels que les fournisseurs d’équipement) ou clients si un projet éolien ne parvenait pas à aboutir ou si une ferme éolienne devenait insolvable. Dans ce cas, les créanciers pourraient exercer la sûreté ou la garantie consentie par le Groupe et les versements correspondants effectués par le Groupe pourraient avoir un effet défavorable significatif sur sa trésorerie, sa situation financière ou ses résultats.

Certains analystes prédisent un impact lourd de la chute de prix du pétrole sur l’attractivité et le développement des Energies Renouvelables.

La question, aujourd’hui, est de savoir ,si  au niveau actuel du prix du baril, les investissements massifs dans les renouvelables vont durer ? Et ce en dépit de la réduction des subventions engagées dans l’éolien et le solaire par les gouvernements européens ?

La réponse à cette question serait beaucoup plus délicate si les énergies renouvelables n’avaient pas fait preuve d’une certaine maturité ces dernières années. En effet les énergies renouvelables sont dans une phase de réduction des coûts sensibles. Le prix des panneaux solaires a été divisé par 5 ces 5 dernières années et l’on prévoit un réduction de 10% /an pour les 10 prochaines années;le cout du MW d’une éolienne est en baisse constante compte tenu de l’augmentation de puissance.

Une autre réponse pourrait être faite de manière diamétralement opposée : le prix du baril de pétrole pousserait les producteurs des pays exportateurs au développement des énergies vertes . Ces derniers, privés d’une manne financière importante, ont compris qu’ils leur étaient indispensable de diversifier leur alimentation en énergie en investissant massivement dans les renouvelables.

Quelques fonds souverains ont pris l’initiative récemment de réorienter leur stratégie d’investissement : moins de pétrole , plus d’énergie verte . L’Arabie Saoudite, premier producteur mondial de pétrole  pense pouvoir se passer rapidement du pétrole en créant un fonds souverain de 2000 Mds $ à destination des énergies vertes. Plus proche de nous, en France, TOTAL vient d’annoncer la  réorientation stratégique de ses activités en créant une filiale destinée à la production d’électricité et aux énergies renouvelables. Si ce cela ne constitue pas un signal, cela y ressemble …

Les perspectives positives du secteur des EnR (l’effet COP 21 ;les progrès sur le stockage de l’électricité, la façon dont l’opinion se détourne progressivement du tout-fossile, l’effet dissuasif pour les pétroliers à investir dans de nouvelles exploitations…),tous ces signaux devraient nous permettre d’espérer un développement soutenue des énergies vertes pour peu que les politiques publiques s’ajustent à la réalité du marché.

L'année sera marquée par la planification pluriannuelle de l'électricité (PPE), les textes réglementaires encadrant le complément de rémunération et la simplification. Autant de sujets qui, jusqu'à maintenant, suivent leur cours. Même si on peut déplorer l’absence de rapidité dans ce domaine, cela va plutôt dans le bon sens. En revanche le troisième appel d'offres éolien offshore, attendu par la profession, ne semble pas progresser. Globalement, 2015 a été une bonne année pour le Syndicat des énergies renouvelables. Les énergies renouvelables électriques confirment leur embellie et le SER évoque de "belles perspectives". Cependant la conjoncture 2016 pourrait être moins favorable. Tout d'abord, la chute du pétrole "porte sérieusement atteinte" au développement des énergies renouvelables thermiques. Ensuite la chute des prix de gros de l'électricité rend compliqué la  rentabilité de l’ investissement productif sur le marché sans aide financière.

Parmi les sujets clés de 2016 figure la publication de la planification pluriannuelle de l'électricité (PPE). Le décret est très attendu par les professionnels car il déterminera les besoins (MW) pour les années à venir. Que ce soit pour le photovoltaïque, les énergies marines renouvelables (EMR) ou la méthanisation, la PPE devra établir clairement un calendrier d'appels d’offres. Même si la trajectoire semble connue depuis fin 2015, le ministère de l’Ecologie a indiqué par la voix de la DGEC qu’il subsiste encore quelques ajustements. Au sujet des appels d'offres, le DGEC indique travailler à une simplification des procédures, afin, entre autres, de réduire le nombre d'aller-retour entre les porteurs de projets et la commission de régulation de l'énergie (CRE).

Autre sujet phare de 2016 : la fin des tarifs d'achat et la confrontation progressive des ENR électriques au prix du marché. Les acteurs de la filière attendent avec impatience les textes d'application relatifs au complément de rémunération.  S'agissant des procédures d'appels d'offres, dont le nombre devrait se multiplier dans les trois prochaines années parallèlement à la fin des tarifs d'achats, le président du SER s'est dit "très opposé à la neutralité technologique", jugeant "farfelue" l'idée. Cette procédure, envisagée par l'Union européenne, qui consiste à lancer des appels d'offres sans spécification technologique, permet à l'énergie la plus attractive et la plus compétitive de l'emporter sans tenir compte des prérogatives ou besoins des régions.

Autre sujet et pas des moindres, l'autoconsommation tend à prouver que les renouvelables atteignent progressivement des niveaux de prix compétitifs. Un nouveau modèle économique "tout à fait crédible" se met en place qui reste cependant encore à confirmer pour ne pas tomber dans les travers administratifs qu’ont connus jusqu’à présent les EnR.

S'agissant des différentes énergies, le SER plaide pour une simplification des procédures dans l'éolien, thème récurrent du colloque. Le syndicat appelle en particulier à la suppression du permis de construire afin d'aboutir à une procédure d'autorisation unique. Une demande "entendue" par Laurent Michel, le DGEC. Le SER dénonce aussi les tentatives anti-éoliennes. C'est le cas, par exemple, d'un amendement discuté (et rejeté) au Sénat dans le cadre du projet de loi sur la liberté de création, architecture et patrimoine visant à interdire l'implantation d'éoliennes à moins de 10 km d'un monument. Avec quelque 45.000 monuments en France, cela "stopperait définitivement le développement de l'éolien en France", prévient Jean-Louis Bal.

La filière méthanisation a été soutenue par deux arrêtés tarifaires successifs : l’arrêté tarifaire du 10 juillet 2006 et l’arrêté tarifaire du 19 Mai 2011. Ces arrêtés permettaient aux porteurs de projet, pour les installations jusqu’ à 12MW de bénéficier d’un tarif d’achat d’une durée de 15 ans.

La filière méthanisation, hors biogaz de décharge et de station d’épuration, comptait à fin 2014 195 installations représentant une puissance installée de 66 MWe. En sus du tarif d’achat, la filière bénéficie  à ce jour d’aides à l’investissement de l’ADEME, des fonds européens (FEDER/FEADER) et des collectivités territoriales.

Cependant , il est apparu que les hypothèses de couts d’investissement et d’exploitation qui avaient été retenus pour fixer les arrêtes tarifaires avaient été sous-estimés conduisant à des difficultés économiques importantes pour des projets en exploitation ainsi que des difficultés pour faire financer de nouveaux projets.

Pour ces raisons, le projet de décret attendu prévoit une révision de l’arrété tarifaire en vigueur pour permettre aux projets  déjà sous contrat de pouvoir bénéficier de conditions d’achat permettant un rééquilibre économique.

Par ailleurs , la commission européenne a adopté de nouvelles lignes directrices relatives aux aides de l’Etat à l’environnement et à l’énergie qui prévoient que les Etats membres doivent mettre en place des tarifs d’achat en complément de rémunération pour les projets dès 500 kWe au 1^erjanvier 2016 d’une part, et une sélection de projets de 1MWe par appels d’offres au 1^er Janvier 2017 d’autre part.

Pour ces raisons, un nouveau cadre de soutien à la filière de méthanisation sera mise en place pour se mettre en conformité avec les nouvelles lignes directrices. Des mesures sont d’ores et déjà en préparation :

• Un appel d’offres en complément de rémunération pour les nouveaux projets de plus de 300kWe dont la cahier des charges est en cours d’élaboration par la CRE.

• Une révision des conditions d’achat pour les installations de moins de 500kWe.

Il est important de noter que cette revalorisation ne sera pas appliquée d’office aux contrats déjà signés au 31 Juillet 2015 mais uniquement sur demande du porteur de projet …

Le dispositif de soutien prévoit une prime à l’utilisation d’effluents d’élevage car ce gisement a un potentiel méthanogène faible et entraine des surcouts d’exploitation. Cependant son utilisation présente des intérêts à la fois agronomiques et écologiques notamment en améliorant le bilan Gaz à effet de serre des exploitations par la réduction massive de méthane lié aux effluents d’élevage.

Un tarif de base passant à 150€/MWh assortie d’une prime variable ( 0 à 40€/MWh de 0% à 60%)pour l’utilisation d’effluents d’élevage .

Il a fallu un mouvement de colère chez les éleveurs français pour que le gouvernement bouge. Il est regrettable de constater une nouvelle fois que sans indignation, point de salut.

Ségolène Royal, Ministre de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie a pris fin juillet des décisions pour renforcer le soutien au développement des énergies renouvelables dans le secteur de l'élevage.

La méthanisation : revalorisation entre 10 et 20 % du tarif de vente de l'énergie des petits et moyens méthaniseurs

 Le tarif d'achat de l'électricité produite en cogénération par les installations de méthanisation sera revalorisé, tant pour les installations nouvelles que pour les installations existantes, par arrêté ministériel. Selon les configurations (taille, valorisation d'effluents d'élevages) la revalorisation sera comprise entre 10 et 20 % .

 Ségolène Royal a aussi décidé que dans le cadre de l'injection de biogaz dans les réseaux la prime d'injection sera élargie aux effluents d'élevage

Le solaire photovoltaïque : revalorisation de 10 % du tarif d'achat pour les petites installations et appels d'offres pour les installations moyenne.

La revalorisation du tarif de vente de l'électricité photovoltaïque produite par les installations sur bâtiments de moins de 100 kWc, déjà revu au 1er juillet 2015, sera doublée pour atteindre au total 10 %. A titre d'exemple pour une installation de 100 kWc correspondant à un bâtiment de 800 m2 ceci représentera un gain de 1.500 euros par an.

Un appel d'offres pour les installations de moyenne puissance.

 Par ailleurs, Ségolène Royal a lancé ce printemps un appel d'offres pour les installations photovoltaïques de puissance entre 100 et 250 kWc, puissance qui correspond typiquement aux projets agricoles. Trois tranches de 40 MW ont été décidées. L'échéance de la première tranche est le 15 septembre 2015.

Ségolène Royal a décidé de porter de 120 à 240 MW le volume global de l'appel d'offres, chaque tranche passant de 40 à 80 MW. De plus les deuxièmes et troisièmes tranches de l'appel d'offres comprendront des lots destinés spécifiquement aux bâtiments d'élevage.

 Des procédures simplifiées pour les projets d'énergie renouvelables

 Il reste également important d'accélérer les procédures de réalisation des projets tout en garantissant un haut niveau de protection environnementale.

Dans cet objectif la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte a décidé deux mesures importantes : extension à toute la France de l'expérimentation de permis unique pour les méthaniseurs et les éoliennes terrestres en place depuis mai 2014 dans sept régions. Ce permis unique couvre les autorisations environnementales, de défrichement, au titre du code de l'énergie et du code de l'urbanisme (permis de construire), encadrement des délais de raccordement au réseau électrique des projets de production d'électricité d'origine renouvelable.

Ceci doit contribuer à fluidifier les projets et à en améliorer aussi la rentabilité.

Transition énergétique : vers un financement participatif des projets ENR ?

L’article 27 du projet de loi dispose ainsi qu’à partir du 1er juillet 2016, les sociétés porteuses d’un projet de production d’énergie renouvelable, qu’elles soient régies par le livre II du Code du Commerce (c’est-à-dire l’ensemble des sociétés commerciales) ou par les articles L 1521-1 et suivants du Code Général des Collectivités Territoriales (c’est-à-dire les sociétés d’économie mixte locales) peuvent, lors de la constitution de leur capital, en proposer une part :

• à des habitants résidant habituellement à proximité du projet ;
• ou aux collectivités locales sur le territoire desquelles le projet doit être implanté

Bien entendu, la loi devra être préalablement votée, si elle n’est pas amendée d’ici là. Concrètement cela signifierait pour les développeurs de projet la possibilité d’avoir accès à des ressources financières nouvelles et complémentaires pour la construction de projets qui sont intensément capitalistiques mais plus encore  la possibilité de développer l’acceptabilité locale auprès des habitants résidant à proximité d’infrastructures.  Cette démarche est synonyme aussi  de démarches facilitées pour les entreprises porteuses de projet, qui pourront, sans passer par une offre au public, se rapprocher facilement des collectivités mais aussi de particuliers concernés ou affectés par le développement du projet pour leur proposer une association concrète au développement du projet.

GreenFee a été parmi les premiers à promouvoir cette démarche participative. Le financement participatif peut se concevoir également pas uniquement au moment l’élaboration et du développement  du projet mais aussi pendant l’exploitation de la centrale éolienne. Cette offre de participation présente plusieurs avantages :

Elle sécurise les habitants résidants investisseurs par un retour d’exploitation validé par rapport au modèle prévisionnel.

Elle permet  au sponsor du projet de récupérer de la trésorerie excédentaire afin de financer d’autres projets de développement.

GreenFee , expert, structure cette démarche de financement en mettant en relation les porteurs de projets avec les résidents et les banques de son réseau qui œuvrent pour le financement participatif.