Le point sur les énergies renouvelables

Cécile Musialski Michaël HuntLorsque Cécile Musialski et Michaël Hunt ont entrepris d’éditer un numéro spécial de la Revue du droit des industries de réseau dédié aux énergies renouvelables (EnR), ils ont délibérément choisi d’aborder les deux facettes de ce thème, à savoir la promotion des EnR et les problèmes qu’elles posent, tant d’un point de vue juridique que du point de vue du marché. Pour ce faire, ils ont réuni des auteurs spécialisés.

Ce numéro aborde des questions de droit, inévitables dans une revue de droit spécialisée. Mais en outre, il traite de questions et réflexions plus générales, liées aux aspects marché de cette problématique. Le développement important des EnR que l’on a pu observer ces dernières années, enclenché au niveau européen avec la définition d’objectifs (contraignants) de plus en plus ambitieux, entraîne en effet une transformation profonde de nos marchés de l’électricité.

1. Émergence d’un nouveau marché

La transposition des premiers objectifs européens et des politiques européennes en matière de promotion des EnR a tout d’abord contribué au développement d’une nouvelle filière, à savoir l’apparition des producteurs dits ‘verts’ (éolien sur terre et en mer, photovoltaïque, biomasse, etc.), produisant une électricité fortement avantagée – donc aussi subsidiée – par rapport à la production d’électricité conventionnelle.

En Belgique, en réponse à une législation européenne de plus en plus abondante et détaillée, cette filière/ce marché a dû se développer dans un cadre constitutionnel propre. Comme Ivan-Serge Brouhns, David Haverbeke et Florence Caillol l’examinent dans leur contribution, la promotion des EnR – et les questions juridiques qui s'y rattachent – relève de pas moins de quatre régimes juridiques distincts en Belgique. Partant, un manque d’harmonisation entre les différents régimes mis en place dans notre pays est à déplorer. Par exemple, comme le remarquent d'ailleurs les auteurs susmentionnés, la question de la reconnaissance réciproque des certificats verts octroyés par les différentes régions n'a cessé de poser problème.

Il apparaît également de cette contribution que les marchés mis en place dans certaines régions pour promouvoir les EnR, à savoir les marchés de certificats verts, n’étaient pas conçus de façon optimale à l’origine. Ainsi, comme l’illustre le cas du Plan Solwatt en Région wallonne, le marché des certificats verts, conçu de façon trop généreuse et victime de son propre succès, s’est retrouvé inondé de certificats, ce qui a engendré un surplus de l’offre par rapport à la demande et une chute vertigineuse du prix du certificat vert. Ce marché a donc dû être remplacé par un nouveau système de soutien, le Plan Qualiwatt, qui ne repose pas toujours sur l’octroi de certificats verts, et qui vise à diminuer le coût de la promotion des EnR en Région wallonne pour le consommateur final. Ce changement de cap régulatoire n’a malheureusement pas empêché de mettre en difficulté financière toute une filière de petits producteurs verts et d’installateurs de panneaux photovoltaïques, dont de nombreuses PME qui ont finalement fait faillite. Comme quoi, le respect du principe de sécurité juridique est fondamental en cas de volonté politique de soutenir un secteur particulier. Ce principe ne peut être atteint que par le développement de règles bien conçues, capables d’anticiper les chocs et de résister sur le long terme.

Dans le contexte de l'émergence d'un marché "vert" de l'énergie, le développement de  mécanismes de soutien aux EnR n’est pas non plus resté sans poser des questions de droit fondamental, en particulier de validité au regard du droit de l’UE, comme l’arrêt qui fait maintenant cas d’école PreussenElektra l’illustre. En Belgique, les évolutions récentes en la matière ne laissent pas indifférent au regard du droit de la concurrence européen, notamment au regard des règles en matière d’aides d’État. Dans leur contribution, Ivan-Serge Brouhns, David Haverbeke et Florence Caillol analysent en détail les mécanismes de soutien wallons et flamands au regard de ces règles, de la jurisprudence pertinente de la Cour de Justice et des nouvelles lignes directrices concernant les aides d'État à la protection de l'environnement et à l'énergie pour la période 2014-2020. Il découle de cette analyse que les mécanismes de soutien aux EnR doivent être constamment appréciés en tenant compte de cette matière des aides d'Etat et de son évolution. De ce fait, les autorités doivent faire preuve d’un degré complémentaire de prudence, afin d’éviter que des mécanismes de soutien ne soient considérés comme des aides illégales et/ou incompatibles, ce qui générerait encore un peu plus d’insécurité juridique pour le marché/le secteur.

Au niveau européen, et dans le même ordre d’idées, Pierre de Bandt et Jeroen Dewispelaere examinent les difficultés que posent les mécanismes de soutien aux EnR, développés sur la base du droit secondaire européen et plus récemment de la directive 2009/28/CE, et ce, au regard des libertés fondamentales du TFEU et des règles en matière d’aide d’État, sur lesquelles reposent par ailleurs la création d’un marché intégré européen de l’énergie. Comme l’indiquent ces auteurs, le simple fait pour un État Membre de limiter l’avantage financier découlant du mécanisme de soutien aux installations de production situées sur son propre territoire est susceptible de constituer une entrave aux échanges transfrontaliers d’énergie/d’EnR. Ceci peut donc contribuer à la formation de nouvelles situations de dominance, voire de monopoles, et au final mettre à mal la création du marché intérieur de l’énergie, pourtant si ardemment défendue par l’UE. Les arrêts Alands vindkraft et Essent Belgium, analysés de façon pointue et critique dans cette contribution, illustrent les tensions qui peuvent exister entre différents corps de règles (mécanismes de soutien national, droit secondaire de l’UE et droit primaire de l’UE). Encore une fois, il apparaît de cette analyse que le besoin d’assurer la sécurité juridique et la nécessité de ne pas mettre à mal le projet européen d’intégration des marchés de l’énergie est clé, et en tout cas au cœur du processus décisionnel de la Cour de Justice.

2. Nouvelles contraintes et opportunités

Contrairement aux sources d’électricité conventionnelles (centrales à gaz, énergie nucléaire, etc.), les EnR, dont font notamment partie l’éolien et le photovoltaïque, de plus en plus présentes aujourd’hui, se caractérisent par leur intermittence et leur décentralisation. Le vent, par exemple, souffle de façon difficilement prévisible. Ceci rend difficile la mission du gestionnaire de réseau de transport (GRT), en Belgique Elia, de maintenir en tout temps l’équilibre entre la production/l’offre et la consommation/la demande. Le vent est également et généralement plus fort la nuit, lorsque la demande est au plus bas. Comme l'électricité se stocke encore difficilement aujourd'hui, l'électricité ainsi produite en abondance en pleine nuit ne trouve donc pas nécessairement acquéreur. L’on dit en outre des EnR qu’elles sont décentralisées car, contrairement aux unités de production plus classiques, généralement rassemblées en quelques grandes unités raccordées au réseau de transport national d’électricité, on les retrouve un peu partout sur le territoire, et surtout au niveau local, c.à.d. raccordées aux réseaux de distribution. Ceci complexifie encore plus la tâche du GRT de maintenir l’équilibre national en temps réel. En outre, au niveau local, l’on observe que les unités de production décentralisées, en particulier les parcs éoliens, se développent – contraintes urbanistiques obligent – surtout dans des zones moins peuplées, encore une fois là où la demande est faible.  Ceci pose des problèmes d’acheminement de cette électricité vers les zones de consommations plus importantes; les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) doivent donc faire face à une problématique inédite, à savoir la gestion des congestions locales de leurs réseaux.

Comme dans tout système qui se transforme, ces contraintes sont à l’origine d’opportunités, qui ne sont pas sans poser des questions juridiques nouvelles.

Ainsi, apparaissent progressivement de nouveaux acteurs de marché et de nouveaux services de marché, dont par exemple des services de gestion active de la demande, offerts par de nouveaux acteurs, tels les agrégateurs, ou par d’autres acteurs commerciaux, tels les fournisseurs. La gestion active de la demande consiste à réduire ou déplacer dans le temps la consommation d’électricité des consommateurs finaux (plutôt que d’augmenter la production nationale ou locale) lorsque la demande est importante (en heure de pointe par exemple ou en cas de congestion). Ce service est utile au GRT – dans sa mission de maintien de l’équilibre du réseau – mais également aux GRD, pour la gestion/réduction des congestions locales. Comme la contribution d’I. GERKENS l’illustre, l’émergence de ce nouveau type d’acteurs/de services en Belgique en est toutefois au stade embryonnaire : seule Elia a développé quelques produits de gestion active de la demande à ce jour, ouverts aux grands consommateurs industriels et à certains acteurs commerciaux, dont les agrégateurs. Néanmoins, aucune véritable filière n’a pu actuellement se développer dans notre pays, faute d’une volonté politique claire et forte et d’un cadre régulatoire compréhensif (ce qui pourrait s’expliquer notamment de par le fait que la mise en place d’un tel cadre relève de compétences fédérales et régionales dans notre pays). La Belgique apparaît donc à la traîne de ce point de vue, notamment par rapport à la France, où il existe depuis des années une volonté politique claire de développer cette nouvelle filière économique. Le développement à grande échelle de la gestion active de la demande pose de nouvelles questions juridiques, dont l’accès au marché de ces opérateurs, qui entrent en concurrence directe avec la production. En outre, des potentiels conflits entre les fournisseurs et les agrégateurs peuvent surgir, lorsque les agrégateurs agissent de façon indépendante par rapport aux fournisseurs. Leurs actions réduisent en effet la quantité d'électricité censée être livrée par les fournisseurs, réduisant par conséquent les marges de ces derniers.

Dans le même ordre d’idées, le stockage de l’électricité est un nouveau service émergeant sur le marché de l’électricité, dont d’aucuns lui vouent un avenir prometteur. Le stockage, qu’il soit décentralisé (par exemple sur un site industriel) ou centralisé (CAES par exemple), permet en effet de stocker l’électricité produite lorsque l’on en a le moins besoin (ou lorsqu’elle est la plus chère, par exemple en heure de pointe), pour la consommer à un moment plus opportun. Il représente donc une technologie particulièrement utile pour faire face au problème d’intermittence que posent les EnR. Dans leur contribution, Cedric Degreef et Wouter Geldhof donnent un état des lieux de la règlementation applicable au développement de ce que l’on nomme en Belgique ‘l’Atoll en mer’, une unité de stockage en mer censée permettre d’intégrer au mieux l’électricité produite par nos parcs éoliens offshore. Les projets de développement de grandes unités de stockage en Europe (CAES notamment) posent, en outre, d’autres types de questions juridiques, dont les questions de la propriété des infrastructures et de leur gestion. Certains GRT en Europe souhaitent en effet pouvoir être impliqués dans de telles installations, alors que les règles de découplage des GRT (unbundling) du Troisième Paquet semblent s’y opposer. Enfin, le stockage de l’électricité nécessite le développement de produits de marché de gestion active de la demande qui puissent intégrer la flexibilité de consommation que cette technologie permet.

Si la Belgique est à la traîne du point de vue de la gestion active de la demande, la Région wallonne – suivie par la Flandre – est, par contre, à la pointe en termes d’exploitation de la flexibilité de production des EnR. Comme Isabelle Gerkens le rapporte dans sa contribution, un nouveau cadre régulatoire compréhensif est en plein développement dans cette région pour tenter d’accommoder au mieux l’intégration des unités de production vertes locales, raccordées essentiellement aux réseaux de distribution. Le but est d’aider les gestionnaires de réseau à faire face aux problèmes de congestion identifiés ci-dessus. Le nouveau contrat de raccordement avec accès flexible permet aux gestionnaires de réseau d’interrompre le producteur vert dans certaines conditions, moyennant, dans certains cas, compensation financière du producteur vert pour la perte de revenus engendrée. Du point de vue du droit comparé, cette législation est unique en son genre. Les conditions d’activation de cette flexibilité, ainsi que les conditions de compensation doivent encore être fixées. Le tout sera de trouver un compromis acceptable pour l’ensemble des acteurs de marché impliqués, compte tenu notamment des besoins de sécurité juridique et de stabilité des investissements, bien légitimes, comme d’autres contributions le soulèvent dans ce numéro spécial.

En conséquence, que ce soit en raison du développement de la flexibilité de la demande ou de celui de la flexibilité de production, en ce compris la flexibilité permise par le stockage à grande échelle de l’électricité, l’accès aux réseaux de ces nouveaux acteurs et/ou services deviendra encore plus clé – et sensible – dans le futur. Comme le marché est amené à se décentraliser, l’importance des gestionnaires de réseau de distribution – et leur action indépendante – est amenée à croître dans les années à venir également.

La mutation du marché que l’on observe actuellement ne résulte pas du seul fait des opérateurs commerciaux  actifs sur le marché de l’électricité. Les gestionnaires de réseau doivent également moderniser leurs réseaux pour faire face à l’importance croissante des EnR. Ainsi, par exemple, ceux-ci doivent gérer de façon plus fine ou ‘active’ leurs réseaux pour faire face au mieux au caractère intermittent des EnR, comme Isabelle Gerkens  le rapporte dans sa contribution. Il s’agit là de la mise en place du fameux ‘smart grid’ (au sens strict), où les technologies de l’information et de la communication permettent la modernisation de la gestion des réseaux/infrastructures physiques.

Les GRT font également face à la nécessité de renforcer leurs réseaux. Ce besoin se matérialise en particulier au niveau des interconnections transfrontalières mais également au niveau des infrastructures situées en mer. Comme l'expliquent Cedric Degreef et Wouter Geldhof dans leur contribution, c'est en Belgique le cas du ‘Belgian Offshore Grid'’ ou BOG dont le développement permettrait d'assurer le transport de l'énergie produite par les parcs éoliens en mer.

À cet égard, ces auteurs constatent d'ailleurs que le cadre régulatoire belge nécessaire aux développements d’infrastructure en mer (parcs éoliens, Atoll, infrastructure de transport d’électricité) est relativement bien développé à ce jour. Toutefois, ces auteurs insistent sur l’importance du principe de sécurité juridique, dont découle le principe d'attente légitime des investisseurs et des acteurs de marché. Ces renforcements/développements nécessitent en effet d’importantes ressources financières en amont (capital intensive), ressources difficiles à rassembler sans le respect de ce principe fondamental de droit et sans un cadre régulatoire stable sur le long terme. Ceci est également vrai, selon eux, pour les projets d’infrastructure en mer d’envergure européenne, tel le projet paneuropéen de ‘Friends of the Supergrid’, destiné à faciliter le transport de l’électricité produite dans les grandes zones de production d’énergie éolienne en mer du Nord vers les grandes zones de consommation en Europe continentale. Toutes ces initiatives requièrent donc un cadre juridique et régulatoire stable et mature en vue d’attirer les fonds privés nécessaires à de tels projets. Sans cela, il sera difficile pour la Belgique et les États Membres de l’Union européenne de remplir leurs obligations en termes d’EnR.

Enfin, avec sa contribution sur les tarifs d’électricité et dans notre logique d’un examen des contraintes et opportunités, Alec Van Vaerenbergh pose les questions des tarifs d’injection : l’importance accrue des EnR dans notre mix énergétique national justifie-t-elle la généralisation de tarifs d’injection dans notre pays et, si oui, quels tarifs appliquer aux EnR en raison de leur spécificités (intermittence, décentralisation, etc.) ? De façon intéressante, l’auteur plaide en faveur d’une tarification plus intelligente (smarter tariffs) dans un contexte de réseaux intelligents (smart grids).La question a le mérite d’être posée !

3. Conclusion

Il apparaît de ce qui précède que l’émergence des EnR a soulevé – et continue de soulever – d’intéressantes questions juridiques, réévaluées et parfois ajustées à mesure que le marché se développe. Le maître mot qui ressort clairement ou en filigrane des contributions de ce numéro spécial est la sécurité juridique, nécessaire à l’attractivité et à la pérennité des investissements. Celle-ci a parfois fait défaut et devrait toujours guider l’action des législateurs et des régulateurs en la matière. En outre, on le voit, l’importance croissante des EnR contraint le marché à s’adapter et à se réorganiser : celui-ci s’efforce de se renforcer et de répondre à de nouveaux besoins par l’offre de nouveaux services rendus possibles grâces aux développements technologiques (technologie de l’information et de la communication). Ce n’est donc pas qu’un réseau qui devient plus intelligent, mais un marché dans son ensemble (smart grid au sens large), avec à la clé et pour le juriste une foulitude de nouvelles questions juridiques passionnantes.

 

 

Michaël Hunt et Cécile Musialski

Source : Dossier «Les énergies renouvelables», Revue du droit des industries de réseau, 2015/1, pp. 13-79.

Voyez aussi:

Découvrez la Revue du droit des industries de réseau 

L’article de Nicolas Petit, publié dans la RDIR, sélectionné pour les Antitrust Writing Awards 

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La Revue du droit des industries de réseau (RDIR) – Tijdschrift voor het recht van netwerkindustrieën (TRNI) est la première revue juridique consacrée, en Belgique, aux industries de réseau.

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Publié 10-07-2015

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