1. 1
Nous tenons à remercier notre maitre de mémoire,
M. Nizar Dahmane,
Ainsi que les personnes ayant consacré leur temps
pour nos entretiens permettant la réalisation de ce mémoire :
M. François-Xavier Roussel, M. Bastien Gambini,
M. Geoffroy de Clisson et M. Olivier Ascoët.

2. 2

3. 3
Qu’est-ce que l’énergie ?
Les physiciens la définissent comme une grandeur caractérisant un système
physique, gardant la même valeur au cours de toutes les transformations internes du
système (d’après la loi de conservation de l’énergie) et exprimant sa capacité à
modifier l’état d’autres systèmes avec lesquels il rentre en interaction (définition
dictionnaire Larousse).
Outre cette approche concrète, l’énergie est une préoccupation majeure dans
de nombreux autres domaines notamment en économie et en écologie. En économie,
l’enjeu d’aujourd’hui pour la plupart des nations sur notre planète est la croissance
économique, cette croissance s’obtient notamment par la production de biens et
services, or cette production requiert de facto de l’énergie, qu’elle vienne de système
mécanique (comme par exemple l’essence permettant à un véhicule d’avancer) ou
d’un être humain (les nutriments contenus dans ce que nous buvons et mangeons).
Concernant l’écologie, la grande préoccupation est l’avenir de l’énergie, en effet,
notre mode de consommation actuelle utilise principalement des ressources
polluantes que nous pouvons qualifier « à usage unique », nous pensons alors
immédiatement au pétrole, qui, même si toujours en relative abondance sur Terre,
devient au fil des années un enjeu de plus en plus important entrainant de graves
tensions géopolitiques et par extension, économiques et sociales.
L’économie et l’écologie ont alors pour objectif commun de trouver une source
d’énergie qui serait idéalement inépuisable afin que notre mode de fonctionnement
et d’organisation sociale occidentale ne soit pas gravement mis en péril, et à la fois
non-polluante afin d’empêcher les conséquences désastreuses de l’effet de serre
ainsi que sur la santé des individus. Fort heureusement, depuis que nous avons eu
conscience de la limite de nos ressources dont nous nous servons traditionnellement
(pétrole, charbon, gaz…) ainsi que de leurs effets néfastes, les scientifiques ont eu à
se demander quelles ressources pourraient ne jamais ni s’épuiser ni polluer. Les
courants d’eau, le vent et le soleil sont les premières réponses évidentes : ils ont
toujours existé, mais ils existent d’autres possibilités ingénieuses que nous ne
tarderons pas à présenter. Et aujourd’hui, nous savons exploiter ces ressources afin
de produire cette énergie dont nous semblons absolument dépendre.

4. 4
Malgré tout, nous sommes à une période charnière de notre Histoire où nous
ne faisons que commencer notre transition énergétique. Certains pays sont plus
avancés dans ce domaine que d’autres, mais globalement, illustrés par les
évènements qu’ont été les sommets de Rio (1992), Kyoto (1997), Johannesburg
(2002), Copenhague (2009) et Paris (2015), l’humanité dans son ensemble prend
conscience de l’importance de cet enjeu, ainsi de façon surprenante, même le
Pentagone a déclaré que le changement climatique est un « danger immédiat »
(devant le terrorisme contre lequel il semble pour le moment consacré une grande
partie de son budget), et dont le corps militaire se doit de pouvoir s’y adapter. La
transition énergétique est déjà au programme de la plupart des pays développés et
est une constituante majeure de la transition écologique souvent qualifiée comme le
plus grand défi de l’humanité, pour résumer : assurer la pérennité de nos modes de
vie et plus important encore, de notre existence.
Notre mémoire a pour vocation de présenter le métier de ceux qui permettent
cette transition progressive : les fonds qui investissement dans les énergies
renouvelables, aussi appelées énergies vertes (ce qui inclue la notion d’énergie non-
polluante), ou en anglais : cleantechs. Nous présenterons alors tout d’abord les
différentes énergies renouvelables existantes et quelle part celles-ci occupent dans
notre consommation énergétique. Ensuite, nous parlerons d’un aspect essentiel au
processus d’investissement : la réglementation, celle déjà en vigueur mais aussi les
projets de lois à venir, comment la tarification fonctionne en France… Enfin, nous
aborderons le cœur du sujet de notre mémoire, la partie la plus financière, qui
détaillera quel type d’énergie renouvelable est intéressant en terme de rentabilité
notamment, comment les infrastructures fournissant ces énergies sont financées, qui
sont les investisseurs… sans négliger les problèmes liés à la nature de ces
investissements.

5. 5
Sommaire
A savoir p.6
I – Présentation p.9
a) Les différentes énergies p.9
b) Point sur la situation présente des énergies renouvelables p.14
II – Réglementation p.17
a) Projet de lois & réglementation sur la transition énergétique p.17
b) Tarification des différentes énergies et leurs évolutions p.21
c) Obligations d’achat p.26
d) Appels d’offre p.32
e) Marché de gros de l’électricité p.34
f) Le réseau français et la parité réseau p.38
III – Investir dans les énergies renouvelables p.40
a) Les énergies intéressantes et les stratégies associées p.40
b) Spécificités de ces investissements & différents types de stratégies p.44
c) Quelques fonds français dans le secteur des énergies renouvelables p.48
d) Le financement (bancaire, obligataire…) p.51
e) Problème du stockage des énergies renouvelables p.57
f) Performance de ces investissements p.59
Conclusion p.79
Sources & Annexes p.80

6. 6
A savoir
L’abréviation EnR(s) signifie Energies Renouvelables.
Electricité De France (plus connu sous
son acronyme EDF) est le premier
producteur et fournisseur d’électricité
en France et dans le monde. La
compagnie produit plus de 22% de
l’électricité consommé en Europe. Celle-
ci est essentiellement d’origine nucléaire
qui représente près de 80% de sa
production.
L’entreprise bénéficie aujourd’hui de
son héritage de quasi-monopole acquis
après la seconde guerre mondiale. Sa
première introduction en Bourse ne
remonte qu’à 2005 et ne représentait
que 15% de son capital.
En 2013, son chiffre d’affaire s’élève à
près de 75 Md€ et son résultat net à plus
de 3,5 Md€.
Aujourd’hui, EDF doit faire face,
notamment due à l’essor des énergies
renouvelables et des politiques
soutenant ces énergies, de la perte
progressive de sa situation de quasi-
monopole en tant que producteur
d’énergie. Bien qu’en tant que
fournisseur, cette situation ne semble
pas près d’être remise en question.

7. 3
Qu’est-ce que l’énergie ?
Les physiciens la définissent comme une grandeur caractérisant un système
physique, gardant la même valeur au cours de toutes les transformations internes du
système (d’après la loi de conservation de l’énergie) et exprimant sa capacité à
modifier l’état d’autres systèmes avec lesquels il rentre en interaction (définition
dictionnaire Larousse).
Outre cette approche concrète, l’énergie est une préoccupation majeure dans
de nombreux autres domaines notamment en économie et en écologie. En économie,
l’enjeu d’aujourd’hui pour la plupart des nations sur notre planète est la croissance
économique, cette croissance s’obtient notamment par la production de biens et
services, or cette production requiert de facto de l’énergie, qu’elle vienne de système
mécanique (comme par exemple l’essence permettant à un véhicule d’avancer) ou
d’un être humain (les nutriments contenus dans ce que nous buvons et mangeons).
Concernant l’écologie, la grande préoccupation est l’avenir de l’énergie, en effet,
notre mode de consommation actuelle utilise principalement des ressources
polluantes que nous pouvons qualifier « à usage unique », nous pensons alors
immédiatement au pétrole, qui, même si toujours en relative abondance sur Terre,
devient au fil des années un enjeu de plus en plus important entrainant de graves
tensions géopolitiques et par extension, économiques et sociales.
L’économie et l’écologie ont alors pour objectif commun de trouver une source
d’énergie qui serait idéalement inépuisable afin que notre mode de fonctionnement
et d’organisation sociale occidentale ne soit pas gravement mis en péril, et à la fois
non-polluante afin d’empêcher les conséquences désastreuses de l’effet de serre
ainsi que sur la santé des individus. Fort heureusement, depuis que nous avons eu
conscience de la limite de nos ressources dont nous nous servons traditionnellement
(pétrole, charbon, gaz…) ainsi que de leurs effets néfastes, les scientifiques ont eu à
se demander quelles ressources pourraient ne jamais ni s’épuiser ni polluer. Les
courants d’eau, le vent et le soleil sont les premières réponses évidentes : ils ont
toujours existé, mais ils existent d’autres possibilités ingénieuses que nous ne
tarderons pas à présenter. Et aujourd’hui, nous savons exploiter ces ressources afin
de produire cette énergie dont nous semblons absolument dépendre.

8. 3
Qu’est-ce que l’énergie ?
Les physiciens la définissent comme une grandeur caractérisant un système
physique, gardant la même valeur au cours de toutes les transformations internes du
système (d’après la loi de conservation de l’énergie) et exprimant sa capacité à
modifier l’état d’autres systèmes avec lesquels il rentre en interaction (définition
dictionnaire Larousse).
Outre cette approche concrète, l’énergie est une préoccupation majeure dans
de nombreux autres domaines notamment en économie et en écologie. En économie,
l’enjeu d’aujourd’hui pour la plupart des nations sur notre planète est la croissance
économique, cette croissance s’obtient notamment par la production de biens et
services, or cette production requiert de facto de l’énergie, qu’elle vienne de système
mécanique (comme par exemple l’essence permettant à un véhicule d’avancer) ou
d’un être humain (les nutriments contenus dans ce que nous buvons et mangeons).
Concernant l’écologie, la grande préoccupation est l’avenir de l’énergie, en effet,
notre mode de consommation actuelle utilise principalement des ressources
polluantes que nous pouvons qualifier « à usage unique », nous pensons alors
immédiatement au pétrole, qui, même si toujours en relative abondance sur Terre,
devient au fil des années un enjeu de plus en plus important entrainant de graves
tensions géopolitiques et par extension, économiques et sociales.
L’économie et l’écologie ont alors pour objectif commun de trouver une source
d’énergie qui serait idéalement inépuisable afin que notre mode de fonctionnement
et d’organisation sociale occidentale ne soit pas gravement mis en péril, et à la fois
non-polluante afin d’empêcher les conséquences désastreuses de l’effet de serre
ainsi que sur la santé des individus. Fort heureusement, depuis que nous avons eu
conscience de la limite de nos ressources dont nous nous servons traditionnellement
(pétrole, charbon, gaz…) ainsi que de leurs effets néfastes, les scientifiques ont eu à
se demander quelles ressources pourraient ne jamais ni s’épuiser ni polluer. Les
courants d’eau, le vent et le soleil sont les premières réponses évidentes : ils ont
toujours existé, mais ils existent d’autres possibilités ingénieuses que nous ne
tarderons pas à présenter. Et aujourd’hui, nous savons exploiter ces ressources afin
de produire cette énergie dont nous semblons absolument dépendre.

9. 9
I – Présentation
a) Les différentes énergies
Comme nous l’avons dit en introduction, ils existent différentes ressources
susceptibles de fournir de l’énergie renouvelable. Il existe en réalité cinq familles :
l’énergie solaire (le photovoltaïque, le solaire thermique basse température et le
solaire thermique haute température), l’énergie éolienne, l’énergie hydraulique (la
grande hydraulique, la petite hydraulique et les énergies marines), la biomasse (le
bois énergie, le biogaz et le biocarburant) et la géothermie.
L’énergie solaire
Cette énergie consiste en la récupération de l’énergie produite par le
rayonnement solaire qui fournit lumière et chaleur. Cette énergie est déjà utilisée
depuis l’apparition de la vie sur Terre notamment par la photosynthèse réalisée par
les plantes. Il existe comme nous l’avons brièvement mentionné différentes
techniques afin de profiter de cette énergie qui, à notre échelle de vie, est éternelle.
Carte du rayonnement solaire en Europe

10. 10
Le solaire basse température consiste à la captation des rayons solaires par des
capteurs thermiques vitrés. Cela alimente des absorbeurs métalliques qui réchauffent
un réseau de tuyaux de cuivre où circule un fluide colporteur. Cet échangeur chauffe
à son tour l’eau stockée dans un cumulus. Ou à la diffusion de la chaleur au travers
d’un « plancher solaire » directement. Ou encore au travers de l’architecture
bioclimatique (maison solaire, serres, murs capteurs…).
Le solaire haute température a pour objectif de concentrer les rayons du Soleil
sur une surface de captage (entre 400°c et 1000°c). La chaleur produit de la vapeur
qui à son tour alimente une turbine, faisant tourner un générateur qui produit de
l’électricité (l’héliothermodynamie). Il existe trois technologies distinctes, les
concentrateurs paraboliques (concentration des rayons solaires sur un seul point), les
centrales à tours (des milliers de miroirs, des héliostats, suivent la course du Soleil et
concentre son rayonnement sur un récepteur centrale placé au sommet d’une tour)
et les capteurs cylindro-paraboliques qui permettent de concentrer les rayons solaires
vers un tube caloporteur situé au foyer du capteur solaire. Les installations solaires
thermodynamiques sont les fours solaires à concentration, les cheminées solaires et
les grandes centrales thermodynamiques.
L’énergie photovoltaïque correspond à une conversion de la lumière du soleil
en électricité au sein de matériaux semi-conducteurs comme le silicium ou recouvert
d’une mince couche métallique. Les matériaux photosensibles libèrent des électrons
sous l’influence d’une énergie extérieure (effet photovoltaïque). L’énergie provient
des photons qui heurtent les électrons et les libèrent induisant un courant électron.
On transforme le courant continu de micropuissance en courant alternatif grâce à un
ondulateur.
Centrale solaire en Californie

11. 11
L’énergie hydraulique
Similairement au vent, les courants aquatiques sont exploités par l’Homme
depuis longtemps. En ce qui concerne la production d’électricité, l’énergie
hydraulique est la forme d’énergie renouvelable répandue la plus exploitée. L’énergie
hydraulique représente environ 19% de la production totale d’électricité dans le
monde et environ 13% en France. On distingue la grande hydraulique (barrage) de la
petite hydraulique allant de la picocentrale (inférieure à 20kW (kilowatt)) à la petite
centrale (entre 2 et 10 kW). La petite hydraulique contrairement à la grande
hydraulique ne demande ni retenue d’eau, ni vidange ponctuelle susceptible de
perturber l’hydrologie, la biologie ou la qualité de l’eau. Le potentiel français de
création de petites centrales hydrauliques est d’au moins 1000 MW. Récemment, on
parle aussi de l’énergie des marées ou de l’énergie thermique des mers. Les
technologies misent en avant sont les usines marémotrices ou l’houlogénérateur et
l’hydroéolienne toujours en pleine expérimentation.
Barrage à voûte de Roselend en Savoie

12. 12
La biomasse
La biomasse décrit l’ensemble des matières organiques pouvant devenir source
d’énergie par différents procédés. L’exemple phare est celui de la découverte du feu
par l’Homme durant la Préhistoire, on peut donc paradoxalement considérer cette
source d’énergie relativement peu connue comme la plus ancienne et la plus
répandue pendant la majeure partie de l’Histoire de l’humanité.
Les bois énergies produisent de l’énergie via une combustion (le bois est la
principale ressource ligneuse (la lignine est un des composants essentiels du bois, qui
lui confère sa solidité) mais il existe aussi d’autres matières organiques comme la
paille, les résidus solides des récoltes, les grappes de maïs…), on les utilise pour des
chaudières à biomasses. La méthanisation est un autre procédé où le biogaz est libéré
par des matières organiques lors de leur décomposition selon un processus de
fermentation. On mélange ainsi le méthane et le gaz carbonique obtenus à d’autres
composants (sous-produits de l’industrie agro-alimentaire, boues des stations
d’épurations ou encore le lisier). Hélas, la biomasse ne devient rentable qu’au bout
de 10 ans et son développement n’est pas sans effet pervers (énergiculture…).
L’énergie éolienne
Elle se rapporte à tout ce qui utilise l’énergie produite par le vent. L’humanité
s’en sert déjà depuis longtemps afin de faire avancer des navires à voiles ou tourner
des moulins à vent, cependant, après un certain déclin, le progrès technique a permis
de produire de l’électricité à partir de cette énergie, ce qui nous intéresse ici. L’énergie
éolienne est produite par des aérogénérateurs. L’ambition de l’Europe d’ici 2020 est
que cette énergie représente entre 14% et 18% de l’énergie totale consommée en
Europe. C’est dans ce type d’énergie que les fonds d’investissement français
attribuent leurs moyens prioritairement, nous reviendrons donc dessus plus en détail
par la suite.

13. 13
La géothermie
Elle désigne l’énergie géothermique issue de l’énergie de la Terre convertible
en chaleur. Le procédé de base est connu depuis l’Antiquité, période durant laquelle
les Romains et les Chinois parviennent déjà à s’en servir pour chauffer leurs bains. Ce
procédé n’a pas changé dans les grandes lignes, il consiste toujours en la circulation
d’un fluide à température ambiante dans les profondeurs du sol terrestre qui remonte
par la suite chargée en énergie thermique constituée de calories. De nos jours on
parvient à utiliser ces calories pour produire non seulement de la chaleur, comme
antan, mais aussi de l’électricité.
Centrale géothermique de Bouillante en Guadeloupe

14. 4
Malgré tout, nous sommes à une période charnière de notre Histoire où nous
ne faisons que commencer notre transition énergétique. Certains pays sont plus
avancés dans ce domaine que d’autres, mais globalement, illustrés par les
évènements qu’ont été les sommets de Rio (1992), Kyoto (1997), Johannesburg
(2002), Copenhague (2009) et Paris (2015), l’humanité dans son ensemble prend
conscience de l’importance de cet enjeu, ainsi de façon surprenante, même le
Pentagone a déclaré que le changement climatique est un « danger immédiat »
(devant le terrorisme contre lequel il semble pour le moment consacré une grande
partie de son budget), et dont le corps militaire se doit de pouvoir s’y adapter. La
transition énergétique est déjà au programme de la plupart des pays développés et
est une constituante majeure de la transition écologique souvent qualifiée comme le
plus grand défi de l’humanité, pour résumer : assurer la pérennité de nos modes de
vie et plus important encore, de notre existence.
Notre mémoire a pour vocation de présenter le métier de ceux qui permettent
cette transition progressive : les fonds qui investissement dans les énergies
renouvelables, aussi appelées énergies vertes (ce qui inclue la notion d’énergie non-
polluante), ou en anglais : cleantechs. Nous présenterons alors tout d’abord les
différentes énergies renouvelables existantes et quelle part celles-ci occupent dans
notre consommation énergétique. Ensuite, nous parlerons d’un aspect essentiel au
processus d’investissement : la réglementation, celle déjà en vigueur mais aussi les
projets de lois à venir, comment la tarification fonctionne en France… Enfin, nous
aborderons le cœur du sujet de notre mémoire, la partie la plus financière, qui
détaillera quel type d’énergie renouvelable est intéressant en terme de rentabilité
notamment, comment les infrastructures fournissant ces énergies sont financées, qui
sont les investisseurs… sans négliger les problèmes liés à la nature de ces
investissements.

15. 15
Affiche du forum de l’énergie 2014 qui a eu lieu à Paris-Dauphine
Avec cet objectif, l’Etat français est interpellé par l’ouverture de la concurrence
sollicitée par l’Union Européenne. De plus, les investissements récents en énergies
renouvelables sont dans une partie bien supérieure à il y a quelques décennies
assurés par des fonds privés, on passe du coup d’une production centralisée à une
production décentralisée, de plus on a flexibilisé la demande puisque désormais
l’adhésion, des particuliers et des professionnels joue un rôle plus important dans la
production d’électricité (maintenant qu’ils ont cette possibilité). Désormais l’Etat ne
peut plus décider tout seul.
Le président du conseil d’administration de l’ENTSO-E, l’association
européenne des gestionnaires des réseaux de transport d’électricité, Pierre Bornard,
souligne que le problème vient du fait que chaque pays européen gère sa propre
politique énergétique alors que tous ces pays sont interdépendants. Louis Gallois,
haut fonctionnaire reconnu et ayant occupé différents postes de dirigeants dans
diverses firmes françaises, affirme qu’il ne faut pas analyser l’énergie uniquement
d’un point de vue climatique, sous-entendant qu’il y a encore un effort de recherche
énorme à réaliser sur les énergies renouvelables afin de faire des économies, ou afin
d’améliorer les conditions et capacités de stockage de l’énergie qui restent très
insuffisantes. Clara Gaymard (DG France de General Electric) rajoute que malgré tout
le charbon sera l’énergie la plus utilisée dans le monde. Elle considère aussi que l’on
peut rendre l’utilisation des énergies fossiles non dangereuses (en diminuant le risque
du nucléaire ou en rendant l’exploitation du charbon moins polluante) et que les
énergies vertes sont instables (sous-entendu imprévisibles en quantité produite) et
coûteuses.

16. 16
Il ne faut pas négliger l’importance des innovations dans le domaine du
numérique dont vont venir les plus grands changements, grâce à des applications (au
sens large) qui optimisent et optimiseraient encore davantage l’utilisation de
l’énergie afin de la rendre plus efficiente. On voit ainsi les contours de la complexité
qu’est le grand projet de la transition énergétique et comment les différents acteurs
majeurs perçoivent cette étape de notre Histoire.
Taux d’utilisation moyen au T4 2014 Données : RTE, Analyse : CRE

17. 17
II – Réglementation
a) Projet de lois & réglementation sur la transition énergétique
Projet de lois sur la transition énergétique
Face à la crise énergétique et environnementale que l’humanité doit se
préparer à affronter dans les années à venir, et grâce à l’espoir que représentent
toutes les alternatives possibles mentionnées précédemment, les gouvernements de
nombreux pays, indifféremment de leur couleur politique, cherchent à mettre en
place un programme de transition énergétique.
Cette transition énergétique a deux grands objectifs : réduire les émissions de
gaz à effet de serre afin d’arrêter le réchauffement climatique provoqué par deux
siècles d’essor industriel et réduire la consommation globale d’énergie : non pas par
une baisse de notre confort de vie, mais par une énergie utilisée de façon plus
efficiente. Cette réduction de la consommation globale d’énergie est censée se faire
principalement par une réduction de la consommation d’énergies fossiles : une
diminution de 30% de cette consommation est espérée entre 2012 et 2030. Ces deux
grands objectifs sont mentionnés clairement dans les articles L.100-1 et L.100-2 du
code l’énergie, modifié du fait du projet de loi.
Le projet de loi sur la transition énergétique en France présenté par le Ministère
de l’Ecologie, du Développement Durable et de l’Energie en septembre 2012 s’est fixé
divers objectifs chiffrés exprimés au travers des modifications apportées au code de
l’énergie, plus précisément dans l’article L.100-4 cité à la page suivante.
La dernière disposition, bien qu’appréciée, est critiquée par des personnalités
telles que Nicolas Hulot, pour ne pas fixer d’objectif intermédiaire (en 2030 a minima).

18. 18
Ce contexte favorable à l’essor des énergies renouvelables le devient encore
plus pour les investisseurs privées qui peuvent désormais participer à la production
nationale d’électricité du fait de la loi mais aussi de la nature des investissements à
réaliser. Cependant, ce sujet étant particulièrement d’actualité, les réglementations
en place sont encore susceptibles d’être modifiées ce qui crée une certaine instabilité.
A cela s’ajoute le souci de cohésion entre les politiques nationales et les directives
européennes.
Malgré tout, l’Etat français a réaffirmé sa volonté de parvenir à son
indépendance énergétique, tout en y associant sa politique de mix-énergétique avec
le soutien aux énergies renouvelables et au respect de l’environnement, comme
spécifié à l’article L.100-2, ce qui reste, légalement parlant, encourageant. Cette
volonté est notamment appuyée par des personnes telles que Fabien Roque,
directeur de l’IHS-CERA-Cambridge Energy Research Associates, qui affirme que
désormais il faut raisonner en termes de mix-énergétique et de réseau électrique où
se rejoignent des kWH produits par des centrales devenues toutes interdépendantes.
Dans l’essentiel, le projet de lois se contente d’adapter encore davantage le
code de l’énergie encore récent (donc avec la notion de supporter les énergies
renouvelables déjà bien intégrée), sans réellement ajouter quoique ce soit de
révolutionnaire dans l’approche. Paradoxalement, le soutien au financement de ces
III. L’article L.100-4 du code de l’énergie est remplacé par les dispositions
suivantes :
« Art. L.100-4. –I - La politique énergétique internationale a pour objectifs :
« 1° De réduire les émissions de gaz à effet de serre de 40% entre 1990 et 2030 et de
diviser par 4 les émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2050. […] ;
« 2° De réduire la consommation énergétique finale de 50% en 2050 par rapport à la
référence de 2012 et de porter le rythme annuel de baisse de l’intensité énergétique
finale à 2,5% d’ici à 2030 ;
« 3° De réduire la consommation énergétique finale des énergies fossiles de 30% en
2030 par rapport à 2012 ;
« 4° De porter la part des énergies renouvelables à 23% de la consommation finale
brute d’énergie en 2020 et à 32% de cette consommation en 2030 ;
« 5° De réduire la part du nucléaire dans la production d’électricité à 50% à l’horizon
2025. »

19. 5
Sommaire
A savoir p.6
I – Présentation p.9
a) Les différentes énergies p.9
b) Point sur la situation présente des énergies renouvelables p.14
II – Réglementation p.17
a) Projet de lois & réglementation sur la transition énergétique p.17
b) Tarification des différentes énergies et leurs évolutions p.21
c) Obligations d’achat p.26
d) Appels d’offre p.32
e) Marché de gros de l’électricité p.34
f) Le réseau français et la parité réseau p.38
III – Investir dans les énergies renouvelables p.40
a) Les énergies intéressantes et les stratégies associées p.40
b) Spécificités de ces investissements & différents types de stratégies p.44
c) Quelques fonds français dans le secteur des énergies renouvelables p.48
d) Le financement (bancaire, obligataire…) p.51
e) Problème du stockage des énergies renouvelables p.57
f) Performance de ces investissements p.59
Conclusion p.79
Sources & Annexes p.80

20. 20
Depuis le 1er
janvier 2015 les mécanismes d’aide publique aux énergies
renouvelables électriques doivent respecter deux conditions :
- le producteur doit assurer des obligations en matière d’équilibre de réseau,
- la prime ne peut pas être versée quand le marché aura des prix négatifs.
Le projet prévoit ainsi une période de transition en 2015 et 2016 où les aides
publiques accordées par appels d’offres devront correspondre à au moins 5% des
nouvelles installations de capacités de production électrique renouvelable planifiée.
En 2017, les appels d’offres deviennent obligatoires pour l’attribution des aides
publiques. Exception faite avec les installations inférieures à 1 MW ou les parcs
éoliens dont la puissance est inférieure à 6 MW.
Quant aux énergies renouvelables non électriques, il existe une aide au
fonctionnement pour combler l’écart entre le cout complet de production et le prix
de marché. Avec une réévaluation au moins une fois par an des coûts de production.
Et l’aide ne pourra plus être versée une fois l’installation amortie. Par contre pour la
biomasse, afin d’éviter la fermeture des installations dès leurs amortissements, on
prévoit de subventionner sous condition les sites concernés après amortissement.

21. 21
b)Tarifications des différentes énergies et leurs évolutions
Le système de tarification en France & alternatives
Du point des producteurs d’électricité, la législation en France sur les tarifs
d’achat de l’électricité produite par les énergies renouvelables est favorable aux
investissements dans le domaine, en effet, l’article 10 de la loi n°2000-108 du 10
février 2000 assure que ces tarifs doivent assurer une « rentabilité normale » d’où
l’intervention étatique abordé précédemment. Le distributeur (EDF en France
principalement) doit donc racheter l’électricité à un prix fixé, souvent supérieur au
prix de marché.
Le problème de la politique européenne est que la réglementation est
différente en fonction des pays. On observe par exemple en Allemagne, l’utilisation
de tarifs d’achat dégressifs et garanties dans le temps. En Espagne, dans l’optique de
développer les renouvelables, a rencontré récemment des soucis, les forçant à user
d’une stratégie rétroactive très controversée sur le système de rachat de l’énergie.
Tandis que la France essaie de généraliser le système d’appels d’offres, dans le but de
prendre en compte l’impact de l’évolution des technologies sur les prix.
L’Union européenne abandonne les tarifs d’achat en 2015 dans le but de
généraliser les appels d’offres d’ici 2017. Il y a une volonté de créer un « système
énergétique compétitif » dans le cadre d’un marché de l’énergie européenne.

22. 22
Prix à terme Y+1 en Base et pointe en France et en Allemagne, moyennes trimestrielles,
Prix en €/MWH, différentiel en €/MWH
Prix à terme Y+1 en Base en Europe, moyennes trimestrielles
€0
€10
€20
€30
€40
€50
€60
€70
€80
€90
1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
2010 2011 2012 2013 2014
France Allemagne Nord Pool Italie

23. 23
Tarification des différentes énergies
Il est difficile de dire aujourd’hui s’il existe une source d’énergie vraiment
compétitive pour produire de l’électricité car il y a tant de paramètres qui varient
chaque jour. La France offre globalement un bon prix du kilowatt, le prix hors-taxe du
kilowatt heure (kWh) facturé à un ménage moyen attient en 2011 environ 0,0994€
contre 0,1275€ en moyenne en Europe. Seules la Bulgarie, l’Estonie la Lettonie ou
encore la Croatie affichent des tarifs quasi-similaires à la France. En plus de cela, il ne
faut pas oublier de prendre en compte l’évolution des taux d’intérêts dont le niveau
joue un rôle crucial pour toutes les centrales où l’investissement constitue l’essentiel
des frais.
Le solaire est une énergie abondante mais encore chère (150-400€ le MWH),
malgré une baisse des prix des panneaux qui ont permis de diminuer le prix d’achat.
Ces tarifs ont diminué d’environ de 10% par trimestre et dépendant de la puissance
installée et du type de bâtiment. Selon l’EPIA, les coûts devraient passer de leur
niveau de 2010 (160-350€ du MWH) à 80-180€ du MWH en 2020.
Le pétrole est une énergie hors de prix en moyenne (150-300€ du MWH) mais
très précieuse pour les pointes de consommations.
Le charbon au contraire est une énergie peu coûteuse (50-100€ du MWH) et
abondante. Elle est soumise à des quotas de CO2 qui augmentent modestement son
coût. L’Allemagne a encore des mines à charbon et ses centrales à charbon seront
d’autant plus utiles depuis sa politique d’abandon du nucléaire. La France utilise ses
centrales à charbon essentiellement en l’hiver.
L’éolien devient un renouvelable presque compétitif (70-200€ du MWH).
Aujourd’hui l’énergie éolienne affiche des coûts quasiment en ligne avec ceux du
marché. Les tarifs de rachat octroyés aux producteurs et payés par EDF sont de 82€
du MWH pendant dix ans, autrement dit, à peu près comparable aux coûts du
nucléaire de nouvelle génération. Une fois cette période de dix ans passée, les tarifs
de rachats sont revus entre 28 et 82€ du MWH. Il est donc fort probable qu’une partie
du parc préférera approvisionner directement le marché de l’électricité, en se faisant
rémunérer au prix courant, sans bénéficier de l’obligation de rachat. Le problème est
que les éoliennes produisent de l’électricité environ 25% du temps (nous reviendrons

24. 24
sur ce point), il faut donc chercher d’autres moyens de substitution. L’éolien maritime
reste encore coûteux, le tarif d’achat est de 130€ du MWH et les experts estiment le
coût réel à environ 120-250€ du MWH.
Parc éolien en Provence Alpes Côte d’Azur
La biomasse, les déchets et le biogaz ne sont pas hors de prix mais restent
encore marginaux (43-133€ du MWH). La biomasse sert encore peu à produire de
l’électricité à cause par exemple de l’éloignement des centres de consommations et
des centrales d’incinération des déchets.
Le nucléaire en revanche est de plus en plus coûteux (30-120€ du MWH). Les
concurrents d’EDF peuvent désormais lui acheter des capacités nucléaires à 42€ du
MWH selon la récente loi NOME. Un tarif qui prend en compte une augmentation
prévisible des coûts du nucléaire pour prolonger la vie des centrales, pour les mesures
supplémentaires de protection à la suite de l’accident de Fukushima. Pour les
nouvelles centrales de type EPR, le coût d’achat est de 60€ du MWH. De plus le
nombre d’heures de fonctionnement des centrales françaises risquent fort de baisser
à l’avenir, augmentant ainsi le coût unitaire. La faute à la taille du parc nucléaire, plus
il est important et plus il est contraint de fonctionner de façon flexible pour répondre
aux fluctuations de la consommation. Enfin, l’avenir est incertain concernant le coût
des démantèlements ainsi que le coût indirect provoqué par l’abandon des déchets.

25. 25
L’European Pressurized Reactor (EPR) de Flamanville
Le gaz est aujourd’hui la source de production d’électricité la moins chère. Cela
est dû à la grande flexibilité de ses centrales à cycle combiné qui peuvent être grandes
ou petites, qui peuvent fonctionner longtemps ou de temps en temps. Elles
répondent à tous les besoins du marché. Cependant les prix (60-80€ du MWH)
devraient augmenter à cause de la raréfaction de la ressource. De plus 60% du coût
du mégawatt heure vient du coût du carburant, ce qui rend cette énergie très sensible
à la volatilité du marché.
La grande hydraulique est l’électricité la moins chère (15-20€ du MWH). Une
fois les installations amorties, produire de l’hydro-électricité ne coûte quasiment rien
puisque l’eau est gratuite. De plus l’hydro-électricité est extrêmement flexible. Alors
que la petite hydraulique est plus chère (65-85€ du MWH).
Il est bien de préciser que l’électricité est une énergie de luxe, puisqu’elle est
compliquée à produire et beaucoup d’énergie disparaît dans le processus de
fabrication et de transport. Le rendement d’une centrale nucléaire n’est que
d’environ 30%. En revanche, celui d’une chaudière à gaz à condensation atteint tout
de même les 90%.

26. 26
c) Obligations d’achat
Le contrat d’achat & de complément de rémunération
Les contrats d’achat sont des contrats que les entreprises de distribution
(principalement EDF) sont tenues de faire envers ceux produisant de l’électricité
d’une façon définie par l’Etat, autrement dit désormais, ceux produisant de
l’électricité de façon renouvelable. Lors de la signature d’un contrat d’achat, un
producteur éolien bénéficie pendant les 10 premières années d’un tarif constant fixé
à l’issue duquel on détermine la durée annuelle de fonctionnement de référence
(DAFR), puis pendant les 5 années suivantes d’une rémunération en fonction de la
DAFR. C’est une façon logique, via le principe d’obligation d’achat que nous
détaillerons par la suite, d’encourager le développement de ces énergies à partir de
l’impulsion du secteur privé. Ce volet est réaffirmé dans la réécriture de l’article L.
314-1 du code de l’énergie en du projet de lois sur la transition énergétique comme
énoncé ci-dessous.
Cependant ce projet rajoute un nouveau type de contrat administratif : le
contrat de complément de rémunération. Ce contrat est encore critiqué pour être
flou dans sa définition et dans ses caractéristiques. Quoiqu’il en soit, le gouvernement
a tenu à annoncer ce contrat avait divers objectifs, notamment : la possibilité pour le
propriétaire d’une installation précise de recourir à un dispositif (non cumulable avec
Titre V : Favoriser les énergies renouvelables pour diversifier nos énergies et
valoriser les ressources de nos territoires
Chapitre Ier : Dispositions Communes
Article 23
I. - Le premier alinéa de l’article L. 314-1 du code de l’énergie est remplacé par les
dispositions suivantes :
« Sous réserve de la nécessité de préserver le fonctionnement des réseaux,
Electricité de France et, si les installations de production sont raccordées aux
réseaux publics de distribution dans leur zone de desserte, les entreprises locales de
distribution chargées de la fourniture, sont tenues de conclure, lorsque les
producteurs intéressés en font la demande, un contrat pour l’achat de l’électricité
produite sur le territoire national par les installations dont la liste est définie par
décret parmi les installations suivantes. »

27. 27
le contrat d’achat) « complémentaire et plus intégré au marché, et consistant en la
possibilité de vendre directement sur le marché l’électricité produite tout en
bénéficiant du versement d’une prime » dans le cas où cette installation ne serait pas
sélectionné après une procédure d’appel d’offres, tout cela dans le but d’atteindre
certains objectifs fixés dans la recherche d’un mix énergétique « vert » européen.
Similairement au contrat d’achat, il ne s’applique que pour l’électricité produite par
certains types d’installations prédéfinies. Le complément de rémunération est défini
dans le nouveau code de l’énergie comme montré à la page suivante.
Aussi, et comme le contrat d’achat, ce contrat de complément de rémunération
pourra être résilié ou suspendu en accord avec l’article L. 311-14 du code de l’énergie.
De plus, une même installation ne peut être l’objet d’un contrat d’achat et d’un
contrat de complément de rémunération à la fois. Le contrat de complément de
rémunération implique une modification du régime d’appels d’offres qui s’apprêtent
à être favoriser du fait des décisions de Bruxelles, alors que la méthode du « guichet
ouvert » serait de plus en plus négligé. Pour plus de détails sur le système d’appels
d’offres, merci de vous referez à la section du même nom plus bas.
Le Sénat s’est emparé le 17 février 2015 de l’examen du titre consacré aux
énergies renouvelables dans le projet de lois. Cette séance a eu pour but d’encadrer
la réforme aux mécanismes de soutien aux énergies renouvelables conformément aux
directives de Bruxelles, notamment quelles installations (en prenant en compte la
filière, la puissance, les émissions de gaz à effet de serre…) pourront bénéficier à partir
de 2016 des contrats d’achat ou de complément de rémunération.
Le projet de lois prévoit aussi que les installations ayant bénéficié d’un contrat
d’achat pourront obtenir un complément de rémunération supplémentaire accordé
en fonction des investissements de rénovation réalisés. Les sénateurs souhaitent
contraindre cette possibilité à une seule fois afin d’éviter toutes formes d’abus envers
le soutien public. En revanche, la ministre Ségolène Royal souhaite envoyer de forts
signaux aux producteurs afin de les encourager à moderniser leurs installations, pour
que l’énergie soit produite de manière plus écologique et plus efficiente. Cependant,
la rémunération se doit d’être raisonnable, elle annonce en effet que « le taux de
rentabilité visé est 8% ». Pour conclure, un contrat de complément de rémunération
aura une durée maximale de 20ans en France métropolitaine et de 25ans pour
l’Outre-mer.

28. 28
« Section 3 : le Complément de Rémunération
« Art. L. 314-18. – Sous réserve de la nécessité de préserver le fonctionnement des
réseaux, Electricité de France est tenue de conclure, lorsque les producteurs
intéressés en font la demande, un contrat offrant un complément de rémunération
pour les installations implantées sur le territoire national dont la liste est définie
par décret parmi les installations mentionnées au 1° à 7° de l’article L. 314-1.
« Art. L. 314-19. – Les installations qui bénéficient d’un contrat d’achat au titre de
l’article L. 121-27, de l’article L. 314-1 ou de l’article L. 311-12 ne peuvent
bénéficier de complément de rémunération prévu à l’article L. 314-18.
« Le décret mentionné à l’article L.314-23 précise les conditions dans lesquelles
certaines installations qui ont bénéficié d’un contrat d’achat au titre de l’article L.
121-27, de l’article L. 314-1 ou de l’article L. 311-12, peuvent ultérieurement
bénéficier d’un complément de rémunération prévu à l’article L. 314-18. La
réalisation d’un programme d’investissement est une des conditions à respecter
pour pouvoir bénéficier de ce complément.
« Art. L. 314-20. – Les conditions du complément de rémunération pour les
installations mentionnées à l’article L. 314-18 sont établies en tenant compte
notamment :
« 1° Des investissements et charges d’exploitation d’installations performantes,
représentatives de chaque filière ;
« 2° Du cout d’intégration de l’installation dans le système électrique ;
« 3° Des recettes de l’installation et notamment la valorisation de l’électricité
produite et la valorisation des garanties de capacité prévues à l’article L. 335-3 ;
« 4° De l’impact de ses installations sur l’atteinte des objectifs mentionnés aux
articles L. 100-1 et L.100-2 ;
« 5° Des cas dans lesquels les producteurs sont également consommateurs de tout
ou partie de l’électricité produite par les installations mentionnées dans l’article L.
314-18 ;
« Le niveau de ce complément ne peut conduire à ce que la rémunération totale
des capitaux immobilisés, résultant du cumul de toutes les recettes de l’installation
et les aides financières ou fiscales, excède une rémunération raisonnable des
capitaux, compte tenu des risques inhérents à ces activités.
« Les conditions de complément de rémunération font l’objet d’une révision
périodique afin de tenir compte de la baisse des coûts des installations nouvelles
bénéficiant de cette rémunération.
« […] »

29. 29
Limitations
Le contrat d’achat va de pair avec le principe d’obligation d’achat. A la vue
d’une législation en pleine mutation sur le sujet, l’Etat tient, comme il est dit
indirectement dans le projet de lois sur la transition énergétique, à confirmer son
soutien aux énergies renouvelables, même si ce soutien va faire face à conditions plus
strictes, plus régulées, plus contrôlées, et donc de fait, moins souvent octroyées. Ces
limitations passent par des critères plus précis en termes d’installations pouvant
bénéficier des termes d’un contrat d’achat (comme définit dans l’article L. 314-1 du
code de l’énergie), ainsi le gouvernement se donne le droit de réduire les candidats
potentiels à cette forme de contrat.
En plus de cela, le projet de lois prévoit de modifier l’article L. 311-14 du code
de l’énergie dans le sens où un contrat d’achat résultant d’un appel d’offres peut être
suspendu ou résilié, notamment dans le cas : où une installation n’est pas
régulièrement autorisée ou concédé, où l’exploitant ne respecte pas certaines
prescriptions définies par l’autorisation, les textes réglementaires…, où l’installation
et son exploitation sont la cause d’une infraction délictuelle,… Le projet de lois prévoit
parallèlement à cela un remboursement de la part de l’exploitant de tout ou d’une
partie des sommes perçues en application du contrat, dans certaines limites. Un
décret du 9 décembre 2010 avait déjà ajouté la possibilité de suspension du contrat
d’achat dans le cas où une installation exploitant l’énergie solaire ne répondait plus
aux objectifs pluriannuels déterminés. Comme il est précisé dans la suite de l’article
L. 314-1, l’obligation d’achat va s’appliquer à un cadre plus restreint, en effet, les
installations concernées devront répondre à un certain nombre de critères.

30. 30
1° Les installations qui valorisent des déchets ménagers ou assimilés mentionnés
aux articles L. 2224-13 et L. 2224-14 du code général des collectivités
territoriales ou qui visent l'alimentation d'un réseau de chaleur ; dans ce dernier
cas, la puissance installée de ces installations doit être en rapport avec la taille
du réseau existant ou à créer ;
2° Les installations de production d'électricité qui utilisent des énergies
renouvelables, à l'exception des énergies mentionnées au 3°, les installations
situées à terre utilisant l'énergie mécanique du vent dans une zone non
interconnectée au réseau métropolitain continental ou les installations qui
mettent en œuvre des techniques performantes en termes d'efficacité énergétique
telles que la cogénération. Un décret en Conseil d'Etat fixe les limites de
puissance installée des installations de production qui peuvent bénéficier de
l'obligation d'achat. Ces limites, qui ne peuvent excéder 12 mégawatts, sont
fixées pour chaque catégorie d'installation pouvant bénéficier de l'obligation
d'achat sur un site de production. Pour apprécier le respect de ces limites, deux
machines électrogènes, appartenant à une même catégorie d'installations,
exploitées par une même personne ou par les sociétés qu'elle contrôle
directement ou indirectement au sens de l'article L. 233-3 du code de commerce,
ne peuvent être considérées comme situées sur deux sites distincts si la distance
qui les sépare est inférieure à une distance minimale fixée par voie
réglementaire. Ces limites sont révisées pour prendre en compte l'ouverture
progressive du marché national de l'électricité.
Les nouvelles installations destinées au turbinage des débits minimaux
mentionnés à l'article L. 214-18 du code de l'environnement réalisées par le
titulaire d'une autorisation ou d'une concession hydroélectrique en cours
bénéficient de l'obligation d'achat indépendamment de l'ouvrage principal à la
condition que leur puissance installée respecte les limites prévues à l'alinéa
précédent ;

31. 31
3° Les installations de production d'électricité utilisant l'énergie mécanique du vent
qui sont implantées dans le périmètre d'une zone de développement de l'éolien
terrestre définie selon les modalités fixées à l'article L. 314-9 ou qui sont
implantées sur le domaine public maritime ou dans la zone économique exclusive
et les installations qui utilisent l'énergie marine, l'énergie solaire thermique ou
l'énergie géothermique ou hydrothermique. Pour l'éolien, ces installations doivent
constituer des unités de production composées d'un nombre de machines
électrogènes au moins égal à cinq, à l'exception de celles pour lesquelles une
demande de permis de construire a été déposée avant le 14 juillet 2010 et de celles
composées d'une machine électrogène de puissance inférieure ou égale à 250
kilowatts et dont la hauteur du mât est inférieure à trente mètres.
Toutefois, en zone non interconnectée au réseau métropolitain continental, un
producteur utilisant l'énergie mécanique du vent peut choisir de relever du 2° ou
du 3°. Une fois son choix effectué, il ne peut prétendre bénéficier des dispositions
alternatives;
4° Les moulins à vent réhabilités pour la production d'électricité ;
5° Les moulins à eaux réhabilités pour la production d'électricité ;
6° Les installations qui valorisent des énergies de récupération dans les limites et
conditions définies au présent article, notamment au 2° ;
7° Dans les départements d'outre-mer, les installations électriques qui produisent
de l'électricité à partir de la biomasse, dont celle issue de la canne à sucre.

32. 32
d)Appels d’offres
Un appel d’offres est un processus au travers duquel un commanditaire choisit
une entreprise dont il pense sera la plus à même de réaliser un projet. C’est une
pratique devenu de plus en plus courante et en accord, en théorie, avec le principe
de concurrence nécessaire au bon fonctionnement de l’économie. Cependant,
lorsqu’il est question des marchés publics, les règles de mise en concurrence sont
souvent très variables d’un pays à l’autre.
Dans le cas des énergies renouvelables, les pouvoirs publics se sentent investis,
si besoin il y a, de réaliser des appels d’offres pour la mise en place d’installations
productrices d’électricité d’origine renouvelable. Cela arrive essentiellement afin que
les Etats puissent être sûrs d’atteindre les objectifs de part d’énergies renouvelables
fixés à diverses dates dans le cadre du projet de transition écologique, dans le cas où
l’initiative privée ne suffirait pas à atteindre ces objectifs. On assiste alors à une
véritable « enchère inversée ».
Les appels d’offres sont mis en œuvre par le CRE qui gère les dossiers de
candidature, les cahiers des charges et le classement, qui finit dans les mains du
ministre qui désigne les lauréats.

33. 33
Lors d’un appel d’offres, le prix résulte de la mise en concurrence des
producteurs et du volume d’installations pouvant bénéficier du soutien public, il n’est
pas administré comme lors du dispositif d’obligation d’achat via le « guichet ouvert ».
L’annexe 2 du rapport de la CRE révèle le tableau ci-dessous qui montre
l’importance des appels d’offres pour le développement de la filière biomasse, alors
que pour l’éolien, l’impact est plus minime, même si on trouve une évolution
importante entre 2004 et 2011 pour l’éolien en mer.
Source : Rapport de la CRE

34. 6
A savoir
L’abréviation EnR(s) signifie Energies Renouvelables.
Electricité De France (plus connu sous
son acronyme EDF) est le premier
producteur et fournisseur d’électricité
en France et dans le monde. La
compagnie produit plus de 22% de
l’électricité consommé en Europe. Celle-
ci est essentiellement d’origine nucléaire
qui représente près de 80% de sa
production.
L’entreprise bénéficie aujourd’hui de
son héritage de quasi-monopole acquis
après la seconde guerre mondiale. Sa
première introduction en Bourse ne
remonte qu’à 2005 et ne représentait
que 15% de son capital.
En 2013, son chiffre d’affaire s’élève à
près de 75 Md€ et son résultat net à plus
de 3,5 Md€.
Aujourd’hui, EDF doit faire face,
notamment due à l’essor des énergies
renouvelables et des politiques
soutenant ces énergies, de la perte
progressive de sa situation de quasi-
monopole en tant que producteur
d’énergie. Bien qu’en tant que
fournisseur, cette situation ne semble
pas près d’être remise en question.

35. 35
valorisent la consommation évitée de leurs clients. Auparavant, EDF offrait l’accès à
5400 MW de sa capacité de production française sous forme d’enchères trimestrielles
(Virtual Power Plants, souvent abrégé par VPP), or depuis le 30 novembre 2011, la
Commission Européenne a mis fin à ce programme ce qui entraine une disparition
progressive des capacités VPP disponibles.
De même façon, les échanges se font comme toutes transactions au sens
classique du terme : en Bourse sur Epex Spot SE à Paris pour les produits spot (en
2013, un total de 346 TWH y ont été négocié, une augmentation de 2% par rapport à
l’année précédente) et dans sa succursale à Leipzig pour les produits futures. Epex
Spot SE est régie par le droit européen et concerne la France, l’Allemagne, l’Autriche
et la Suisse. Ces quatre pays représentent environ un tiers de la consommation totale
d’électricité en Europe. Evidemment, l’électricité peut aussi s’échanger de gré à gré
avec ou sans courtier. Ces transactions peuvent aboutir à une livraison sur le réseau
ou sur une transaction financière pure (achat puis revente).
Source : RTE (chiffres 2011)
Les différents segments amont et aval en 2012 (et 2011)

36. 36
Les produits spot de l’électricité peuvent être des produits journaliers, aussi
appelé day-ahead, ou weekend, caractérisés par une livraison « base » (24h/24, 7j/7)
ou en « pointe » (de 8h à 20h les jours ouvrés), ou des produits demi-horaires,
horaires ou par blocs de plusieurs jours. Le prix du produit day-ahead (littéralement
traduit par « jour suivant ») sur Epex Spot, déterminé tous les jours entre 12h30 et
13h après un mécanisme d’enchères est le prix de référence du spot.
Cela revient à dire que le prix à la livraison au jour j est négocié la veille et qu’il
reflète un équilibre offre-demande de court-terme, avant l’ajustement réalisé par RTE
en temps réel. Ce prix de court-terme est extrêmement volatile, en effet, il est bon de
rappeler que l’électricité ne peut être stocké de façon efficace, que les piques de
consommation et de production ne coïncident pas toujours, qu’une soudaine absence
de vent peut drastiquement réduire la production d’électricité (en Allemagne
notamment), qu’une baisse inattendue des températures provoquent une hausse de
la consommation, qu’une panne peut toujours se produire…
Source : EPEX SPOT
On rejoint là une pure logique de marché lorsque les produits à terme (futures
et forward) sont sollicités pour pallier à la volatilité des produits spot. Ces contrats
peuvent s’étendre pour les quelques semaines à venir jusqu’à quelques années. Le
prix est négocié lors de la signature du contrat pour un forward. Les futures sont des
produits standardisés, les échanges sont donc facilités mais le prix n’est pas
négociable.

37. 37
Comme ces produits à terme ont des prix qui sont issus d’une moyenne des prix
spot anticipés, ils sont moins volatiles, et sont donc favorisés par les fournisseurs qui
préfèrent se couvrir pour le prix dont ils factureront leurs clients finaux, qui est lui
aussi peu volatile.
Source : EEX Power Derivatives France

38. 38
f) Le réseau français et la parité réseau
Majoritairement, l’électricité est acheminée de là où elle est produite à là où
elle est consommée par un réseau public de distribution formé par un ensemble de
postes électriques et de conducteurs (les câbles aériens et souterrains, les câblages
des infrastructures recouvrant l’ensemble des zones occupées). La longueur cumulée
du réseau français est estimée à 100000km. Approximativement 80% de l’électricité
produite en France sert pour la consommation nationale, les 20% restants sont
partagés entre exportations vers les autres pays européens et pertes lors de
l’acheminement des lieux de production vers les lieux de consommation : plus la
tension des lignes est faible, plus les pertes sont importantes.
Techniquement, l’article 2 de la loi du 10 février 2000 sépare en deux activités
l’usage du réseau :
• le transport au travers des lignes à haute et très haute tension : le réseau de
grand transport et d’interconnexion (aussi appelés « autoroute de l’énergie »)
supportant des tensions de 225kV ou 400kV et les réseaux régionaux de
répartition supportant des tensions de 225kV, 90kV ou 63kV,
• la distribution au travers des lignes à moyenne et basse tension que forment le
réseau de distribution supportant des tensions de 20kV ou 400V.
EDF est, via ses filiales RTE (Réseau de Transport d’Electricité) et ERDF
(Electricité Réseau Distribution France), le principal gestionnaire français, bien qu’il y
ait des exceptions locales (réunies, ces Entreprises Locales de Distribution (ELD) et
régies ne gèrent que 5% du réseau) ; cette activité de monopole est régulée par la
CRE.
Lignes à haute tension, « les autoroutes de l’énergie »

39. 39
La parité réseau est un concept, qui concerne davantage les professionnels du
photovoltaïque, avançant que lorsque les coûts de production seront au prix de
l’électricité sur les marchés, les tarifs de rachat deviendront alors obsolètes. Cette
parité réseau n’est pas utopique dans la mesure où les coûts de production, par
exemple, du solaire ont été diminués par 3 en 5 ans. Elle reste un objectif majeur à
atteindre. Dans le sud de la France, on pense atteindre cette parité pour l’énergie
solaire dès 2016.

40. 40
III – Investir dans les énergies renouvelables
a) Les énergies intéressantes et les stratégies associées
Malgré une situation qui semble difficile pour le secteur des énergies
renouvelables, les investissements dans les énergies vertes en 2014 ont augmenté de
16 % par rapport à l’année précédente au niveau mondial, avec 262,4 milliards
d’euros d’après les chiffres publiés par Bloomberg New Energy Finance (BNEF). « La
bonne santé des investissements dans les énergies vertes peut surprendre certains
observateurs qui prédisaient des difficultés pour les ENR suite à la baisse du pétrole.
Nous pensons qu’il est trop tôt pour voir des conséquences en 2014 et que l’impact
se fera plus sentir dans le transport que dans la production d’électricité », a souligné
Michael Liebreich, directeur de BNEF.
Par exemple le solaire représente environ la moitié des investissements (149,6
milliards de dollars) avec une croissance de 25% entre 2013 et 2014, dont l’un des
enjeux réside en partie dans le développement d’infrastructures avec des besoins de
financement en fond propres et en dette. Tandis que l’investissement dans l’éolien
connait une hausse de 11% ce qui représente 99,5 milliards de dollars principalement
grâce à l’éolien offshore. De plus depuis 2013, l’éolien on shore devient une énergie
intéressante pour les investisseurs, représentant trois projets sur cinq en moyenne.
On observe aussi depuis 2011 un intérêt grandissant autour des projets de
méthanisation et de biomasse.
On retrouve parmi les grands projets de développement de nouvelles
capacités EnR représentant plus de 170 milliards de dollars (Md$), sept projets
offshore européens, mais également les grands projets solaires comme ceux de Xina
Solar One en Afrique du Sud (100MW pour 1 Md$) ou de Setouchi au Japon (250 MW
pour 1,1 Md$). En parallèle, les petites installations de production décentralisée
d’électricité affichent une croissance de 34% et atteignent 73,5 Md$.
Enfin, les investissements dans les technologies innovantes (stockage
d’énergie, réseaux intelligents, etc.) augmentent de 10% représentant ainsi 37 Md$.
En revanche, trois secteurs enregistrent des baisses notables : les agrocarburants (-
7%), la biomasse (-10%) et la petite hydroélectricité (-17%).

41. 41
Selon les intervenants le potentiel de développement des pays africains est
bien plus important que celui des pays européens. Des pays comme l’Afrique du Sud
constituent un choix stratégique pour les entreprises. A l’échelle européenne, la
question du financement s’inscrit dans le programme Horizon 2020 incluant les
énergies renouvelables. De même à l’échelle locale les projets de type crossborders
permettent des innovations localisées à l’instar de la voiture à hydrogène. A l’échelle
internationale des pays comme la Chine réalisent des investissements supérieurs aux
Etats-Unis ou à l’Europe dans le secteur.
Il convient de plus de souligner que la BEI n’investit pas seulement en Europe,
10% des prêts sont réalisés hors de l’Europe, et 20% dans le cadre des énergies
renouvelables. Cette banque est le plus gros émetteur de green bonds avec un stock
de 3 milliards d’euros. En 2014, la BEI prêtera près de 9 milliards d’euros à la France.
De même les fonds d’investissement dans les énergies renouvelables ont
certaines spécificités : 80% proviennent de particuliers et ils sont très souvent dirigés
vers des PME. Le cas de l’éolien, qui a connu quatre changements de réglementation
en 2010, représente un domaine d’activité jeune qui s’est professionnalisé. Le
développement de ce secteur a permis entre autres une baisse du risque ainsi qu’une
meilleure gestion technique de cette énergie (développement de sociétés de
maintenance, modularité temporelle du fonctionnement etc…). Cependant les
nouvelles réglementations appliquées par l’Etat tendent néanmoins à ralentir le
développement du secteur car elles posent des contraintes rendant l’adaptation
difficile, à même de faire fuir les investisseurs.
Ainsi s’intéresser aux stratégies des investisseurs privés revient à s’intéresser
à la question de la rentabilité. Les attentes sont d’environ 10 à 15% dans ce secteur.
L’Europe tend par ailleurs vers un mécanisme similaire à celui qui existe en Suède : le
prix du marché est fixé sur une période inférieure à celle du crédit. Cette phase
transitoire avec des tarifs plus fixes conduit à un environnement moins sécurisé mais
à terme plus intéressant.
On observe aussi un intérêt croissant dans le département de la recherche et
développement des énergies renouvelables. Par exemple environ 20% du montant
en R&D chez EDF est consacré aux énergies renouvelables, et 500 millions d’euros
rien que pour le stockage de l’énergie.

42. 42
Cependant le secteur connait des problèmes liés notamment à la recherche,
puisqu’il y a des difficultés de passer de projet conçus en laboratoire à la mise en place
sur le marché, cela limitant le nombre de projets réellement efficaces et rentables.
On observe en revanche un intérêt grandissant au sujet des applications sur
smartphone par exemple.
De même pour le fond d’investissement Energy Asset Management qui base
dorénavant sa stratégie autour de la recherche et développement, plus
particulièrement au sujet du stockage de l’énergie afin de pouvoir à l’avenir définir un
prix sans le problème de volatilité. Il investit aussi dans les éoliennes off-shore,
puisque cette partie des énergies renouvelables est soumise à une réglementation
plus souple, par exemple contrairement à l’on-shore la puissance maximale autorisée
est infinie.
Concernant la filière éolienne terrestre qui est une filière mature, présentant
de bonnes conditions de concurrence entre les acteurs. Le coût d’investissement est
très largement prédominant dans le coût de production, celui-ci étant composé aux
trois-quarts du coût des éoliennes, suivant actuellement une tendance à la baisse.
Ensuite la faible différenciation tarifaire en fonction du productible des installations
éoliennes terrestres offre aux installations les mieux situées un niveau de rentabilité
très supérieur au CMPC (Cout Moyen Pondéré du Capital) de référence défini par la
CRE.
Le mécanisme d’obligation d’achat est dimensionné pour rentabiliser les
installations qui en bénéficient sur la durée du contrat. Celle-ci est de 15 ans dans le
cas de l’éolien terrestre, alors que les retours d’expérience montrent que les
installations peuvent fonctionner 20 voire 25 ans sans requérir d’autres
investissements que ceux de maintenance courante. Dès lors, les installations, après
avoir été intégralement amorties et rémunérées sur 15 ans, continueront à valoriser
l’électricité qu’elles produisent sur les marchés pendant 5 à 10 années
supplémentaires.
La filière photovoltaïque a connu une baisse significative de ses coûts
d’investissement et d’exploitation depuis 2010, principalement due à la diminution
du prix des modules, qui représente à lui seul près de la moitié des dépenses
d’investissement. Les taux de rentabilité de cette filière, supérieurs au CMPC de

43. 43
référence, sont en nette baisse depuis la mise en œuvre d’une tarification dynamique.
Le développement de la filière photovoltaïque a conduit à une diminution des coûts
de production, qui s’explique par un effet d’échelle, les parcs les plus puissants étant
généralement moins chers, et par un effet d’apprentissage. La mise en œuvre
d’appels d’offres sur les segments les plus concurrentiels de la filière a également
permis de ramener les rentabilités à des niveaux proches du CMPC de référence.
La filière de la biomasse connait un développement irrégulier qui s’explique
par l’impossibilité de déterminer ex ante un dispositif de soutien national, alors même
que les installations sont très diverses, tant en termes de puissance que de plan
d’approvisionnement ou de débouché chaleur.
L’appel d’offres pourrait être un mécanisme efficace pour développer des
installations avec une rentabilité raisonnable, dès lors qu’il prend en compte leur
dimension régionale.
Un tarif d’achat régionalisé, comportant des clauses contraignantes en matière
notamment de contrôle des plans d’approvisionnement de l’installation, pourrait
également constituer une solution appropriée au développement de la filière, mais
présente toutefois l’inconvénient d’une complexité de construction des grilles
tarifaires.

44. 44
b)Spécificités de ces investissements et les différents types
de stratégies
Contrairement aux sources classiques d’énergie dont les dépenses
d’exploitation (OPEX) sont élevées et les dépenses d’investissement de capital
(CAPEX) faibles, les énergies renouvelables ont un CAPEX élevé et un OPEX faible. En
effet les coûts d’installations représentent des charges importantes tandis que la
production d’énergie est quasi-gratuite, l’essentiel des coûts opérationnels
reviennent à la maintenance et aux loyers. Cependant le prix de ces énergies est
encore trop cher, de plus le député F.-M. Lambert souligne également le manque
d’informations concernant le coût de la filière. Au final cela constitue un frein
important à l’investissement.
La commission du développement durable de l’Assemblée nationale a ainsi
lancé une analyse auprès de plusieurs installation afin d’évaluer ces coûts. Les
gisements offshores sont des filières risquées dont l’installation peut être longue,
nécessitant 35 milliards d’euros (Md€) étalés sur vingt ans dans un objectif de
produire 3000 mégawatts. Aussi, Vincent Champain, économiste diplômé notamment
de Paris-Dauphine, cadre dirigeant et haut fonctionnaire, promeut l’idée de privilégier
et raisonner la concurrence entre les acteurs du secteur, cela dans la nécessité de
l’Etat.
Ensuite il apparait plus logique et plus stratégique que les petits projets aillent
aux petits opérateurs afin que les risques auxquels ils s’exposent puissent être
supportables par ces derniers, réduisant par la même occasion une intervention
publique en cas de fluctuations des prix, notamment dans le secteur éolien.
Aussi, de nouvelles énergies renouvelables ont émergé depuis une vingtaine
d’années. Leur CAPEX a tendance à baisser, elles s’avèrent plus rentables. La CRE
estime un taux d’emprunt de 3,5% pour le photovoltaïque. La filière a su développer
un marché rentable avec un risque maitrisé. La diminution du CAPEX a pour effet de
diminuer les tarifs d’achat permettant d’obtenir de meilleurs prix pour l’électricité
issue des énergies renouvelables. Cela impliquerait une modification de la politique
menée en matière de tarifs d’achats sur lesquels pèsent actuellement de nombreuses
contraintes.

45. 45
La régionalisation de ces tarifs et la délimitation des zones d’appel d’offres sont
des hypothèses émises dans l’intérêt d’améliorer la tarification de ces énergies et
d’accroître par la même occasion les investissements dans le secteur des
renouvelables.
De plus avec le retrait des financeurs traditionnels dans les infrastructures, les
innovations deviennent de plus en plus cruciales. On n’estime qu’un retrait de 1%
conduit à un manque de financement d’un milliard d’euros. Afin de combler cet écart,
des intermédiaires sont nécessaires ainsi que le recours aux marchés institutionnels.
On observe ainsi le développement de green bonds, obligations fléchées, qui
permettrait de se substituer aux financements bancaires classiques.
Les contextes géographique, économique et réglementaire sont par ailleurs des
aspects importants à prendre en compte. Par exemple au Moyen Orient et en Afrique
du Nord il existe un important potentiel en matière d’énergie renouvelable, on
observe en effet dans les pays du sud une véritable demande.
De façon générale le secteur rencontre beaucoup d’acteurs contraignant
comme les mairies, les associations, les concurrents ou même les clients. De plus le
temps d’installation des infrastructures reste lent tandis que la mise en place
technique va désormais assez vite. L’investissement dépend surtout de
l’environnement, on privilégie les endroits isolés, les îles sont des lieux très
bénéfiques.
L’énergie hydraulique est la principale énergie renouvelable en termes de
production électrique en France, cela provient surtout du fait qu’elle ait été la
première énergie renouvelable exploitée à l’aide des barrages. Contrôlés
majoritairement par EDF et GDF ce type de production connaît une évolution lente en
Europe. Les nouveaux investissements se portent essentiellement sur l’énergie
éolienne puis sur l‘énergie solaire.
Le rapport du GIEC (Groupe Intergouvernemental d’Experts sur l’Evolution du
Climat) alerte sur la nécessité de prendre des mesures rapides en termes de mix
énergétique en conséquence des problèmes environnementaux présents et à venir,
mais le développement des énergies renouvelables se heurtent aux pouvoirs d’achats
des particuliers. Les emplois générés par ce secteur restent faible : 6,5 millions de

46. 46
personnes dans le monde travaillent dans ce domaine. Ainsi les renouvelables ne
semblent pas être une priorité. De même pour les questions de rentabilités : ces
énergies ont un aspect volatile et non-immédiat, cela n’encourage donc pas les Etats
européens à développer leurs politiques de soutien aux énergies renouvelables.
De plus le lobbying mené par les groupes énergétiques à Bruxelles à l’encontre
du développement des énergies renouvelables n’a que pour effet de ralentir d’autant
plus la volonté politique du mix-énergétique européen.
Depuis les années 2000, à cause de la faible rentabilité des énergies
renouvelables, les grands groupes se sont concentrés autour d’autres types
d’énergies, notamment thermoélectrique avec la construction de centrales à gaz.
Cependant, le développement de l’exploitation du gaz de schiste américain et la chute
du cours du charbon ont rendu ce type de stratégie moins rentable.
De plus avec une surproduction énergétique liée à la performance accrue des
centrales nucléaires et avec le développement des centrales solaires pouvant
désormais un prix du MWH plus compétitif (environ 10€), les grands groupes
énergétiques tentent de limiter le développement des énergies renouvelables.
Les questions de rentabilité paraissent importantes, puisqu’en effet de
nombreuses entreprises ferment. Les bénéfices sont souvent orientés vers le
développement des infrastructures. Les fermetures, observées notamment dans le
photovoltaïque sont liées à des changements de cap auxquels ces filières sont
particulièrement vulnérables. Le fameux choc de simplification administrative
pourrait permettre de baisser les tarifs et réduire ce type de risque. Par ailleurs les
bénéfices sont souvent réinvestis vers le développement des infrastructures.
Ce secteur a connu des problèmes au niveau de la cohérence des politiques
publiques et a dû faire face à la rétroactivité de certaines d’entre elles à l’exemple de
l’Espagne, de la République chèque et de la Belgique. Ce type d’action est
particulièrement défavorable et limite la prise de risque des investisseurs.

47. 47
Jean-Philippe Olivier, participant à la conférence sur le financement des
énergies renouvelables à l’Assemblée Nationale le 15 mai 2014, indique par ailleurs
que le coût du carbone n’est pas assez élevé pour permettre le développement de
véritables réseaux d’énergies renouvelables.
La situation actuelle révèle bien que la transition énergétique a besoin de
financement pour développer des projets qui sont encore immatures, ce qui peut
freiner les investisseurs. Les pouvoirs publics jouent un rôle en termes de protection
face aux risques. Ainsi la création d’un fond de garantie permettrait de limiter le
risque de faillite et d’aider à l’innovation énergétique. De même, le développement
d’un fonds de partenariat public-privé dans le but de partager le risque et de ne pas
freiner les investissements.
Enfin, Vianney de l’Estang, autre participant de la conférence sur le
financement des énergies renouvelables, rappelle que les grands groupes industriels
restent réticents au développement d’activités dans les énergies renouvelables.
En ce sens, les réflexions sur le financement des énergies renouvelables
appellent à un questionnement plus large concernant le développement d’une
véritable bulle autour de l’investissement dans le domaine des énergies
renouvelables, un risque croissant en France.
Malgré une évolution dans l’évaluation des risques, le secteur fait face à une
crise de liquidité liée aux nouvelles exigences imposées aux banques en termes de
réserves et de sécurité des investissements.

48. 48
c) Quelques fonds dans le secteur des énergies renouvelables
Ces fonds d’investissement sont financés principalement par les institutionnels
(en tête), par la caisse des dépôts puis par des industriels. Les banques et assurances
représentent 50% des investisseurs en private equity dans le milieu, mais montrent
des signes de baisse récemment.
Eurofideme2 est un fond d’une taille de 250 millions d’euros appartenant à Natixis.
Les principaux investissements se font dans des projets avant la phase de
construction prenant en compte le risque de ressource et d’approvisionnement en
période d’exploitation. Le financement se fait par des fonds propres et de la dette
subordonnée associée à des instruments de conversions en capital.
Ce fond intervient sur des projets de plus de 20 millions d’euros avec un
investissement minimum de 2 millions pour le fond, dans les secteurs suivants :
éolien, solaire (photovoltaïque et thermique), hydraulique, valorisation de la
biomasse, méthanisation de la biomasse, biocarburants….
Omnes Capital est un fond de 500 millions d’euros de capital sous gestion, avec plus
d’un GW en exploitation, investissant dans des énergies renouvelables qui
proposent des coûts compétitifs pour la production d’électricité et de chaleur
comme l’éolien terrestre, le solaire, l’hydro-électricité et les réseaux chaleur.
Ils investissent essentiellement en Europe (France, Allemagne, Royaume-Uni,
Scandinavie, Italie).
Omnes Capital se composent de trois fonds, Capenergie 1 et 2 dédiés aux
investissements en actifs de production d’énergie verte et dans les producteurs
d’énergie indépendants, et Capenergie Infrastructure dédié aux actifs de
production d’énergie verte.

49. 49
Energy Asset Management est une société qui gère un montant représentant 113
millions d’euros ou conseille des fonds d’investissement spécialisés dans les
énergies renouvelables, en particulier dans les énergies éolienne et solaire (132
millions d’euros de fonds propres au total).
EAM investit avec une stratégie défensive, dans des actifs d’infrastructures de
longue durée et de premier ordre qui génèrent des flux de trésorerie stables et
croissants, avec à l’entrée de hautes barrières et de faibles besoins en fonds de
roulement.
Ils interviennent pour la négociation et l’obtention des financements bancaires, la
négociation pour les contrats d’approvisionnement, la construction, l’exploitation
et la maintenance.
Demeter Partners détient 400 millions d’euros sous gestion, investi en France, en
Espagne et en Allemagne principalement.
Composé de quatre fonds d’investissement avec Demeter et Demeter 2 qui
interviennent principalement en capital développement et en early stage auprès
des entreprises en croissance.
Demeter 3 Amorçage accompagne les startups, généralement positionnées sur des
barrières technologiques fortes. Et le fonds Demeter 4 INFRA investit dans des
projets d’infrastructures (Greenfield et Brownfield) dans les secteurs liés à
l’environnement et à la transition énergétique (principalement énergie
renouvelable, efficacité énergétique et traitement des eaux ou des déchets).

50. 50
Green Cape Finance est un cabinet de conseil financier pour les cleantech et
l’énergie qui propose un accompagnement pour le montage et le financement de
dossiers pour l’acquisition d’actifs EnR, la cession d’actifs EnR ou d’entreprises du
secteur, la levée de fonds auprès d’investisseurs de type venture capital, la levée de
dette projet ou corporate (financement de projet sans recours, cession de
créances…).
Green Cape Finance se focalise plus particulièrement sur les métiers de l’énergie,
de l’environnement et des énergies renouvelables comme la biomasse, le gaz et le
biogaz, la chimie verte, la géothermie, l’éolien, les énergies marines et
hydrauliques, les énergies solaires thermodynamiques et photovoltaïques, les
smart grids, le stockage de l’énergie, l’efficacité énergétique…
Electranova Capital est un fond créé par EDF avec environ 60 millions d’euros sous
gestion ayant pour objectif de soutenir les sociétés innovantes à forte composante
technologique dans les secteurs des énergies nouvelles et de l’environnement.
Ils investissent en Europe, en Amérique du Nord et en Asie du nord-est (Chine,
Corée et Japon) dans les énergies renouvelables, le stockage de l’énergie, les
réseaux électriques intelligents, l’efficacité énergétique et les technologies
environnementales.

51. 51
d)Le financement (bancaire, obligataire…)
Le système de soutien aux énergies renouvelables est régulièrement remis en
cause : le 27 mars dernier la Commission européenne a reconnu que les tarifs d’achat,
notamment ceux relatifs à la production d’électricité à partir d’éolienne étaient
compatibles avec la législation communautaire relative aux aides d’Etat.
On constate un ralentissement des politiques de soutien européen et national
aux énergies renouvelables, en constatant que le charbon est l’énergie qui a le plus
progressé en France en 2012 dans le mix énergétique, avec une hausse de 35%. Cette
évolution n’est pas liée au coût intrinsèque des énergies renouvelables, mais surtout
à des erreurs politiques et économiques entrainant un manque de hiérarchisation et
de clarté dans les choix afférents à ce secteur.
Malgré une période de hausse du coût du baril de pétrole (supérieur à 100
dollars) et une remise en cause du choix du nucléaire, on constate un ralentissement
du progrès en matière d’énergies renouvelables.
Cependant cela n’empêche pas les pays de continuer à investir dans ce secteur
de manière conséquente. Comme les investissements dans les énergies vertes sont
encore très dépendants des politiques publiques, la Chine arrive loin devant les autres
avec 89 milliards investis en 2014 soit une hausse de 32 % par rapport à 2013. Le pays
est ainsi devenu le premier marché du solaire et un des premiers pour l’éolien.
Les États-Unis viennent ensuite avec une croissance de 8 % des investissements
pour arriver à 51,8 milliards, tandis que le Japon est devenu le deuxième plus
important marché du solaire et a augmenté ses investissements dans les ENR de 12
% l’année dernière pour atteindre 41,3 milliards.
La loi d’amorçage des sociétés assure l’aide au financement des très jeunes
entreprises, prise en charge par le Fond National d’Amorçage.
Puis la BEI, qui intervient après la période d’amorçage où l’entreprise présente
moins de risque d’investissement, a redéfinit récemment ses critères de financement
de projets. Elle joue un rôle prépondérant dans le financement bancaire des énergies
renouvelables.

52. 52
Entre 2008 et 2013, la BEI a prêté environ 100 milliards d’euros pour des projets
liés au développement durable, dont un tiers concernant les énergies renouvelables.
Cela s’inscrit dans les objectifs redéfinis par l’Union européenne en matière d’énergie
notamment avec le Paquet Energie Climat 2030. La BEI a ainsi soutenu les innovations
en matière de stockage, d’énergie éolienne et de développement offshore. Elle met
de même l’accent sur la notion d’efficacité énergétique lors de ses investissements
dans les infrastructures (rénovation d’immeubles notamment). Alors que les prêts de
la BEI concernent généralement des projets d’envergure (entre 100 millions et 100
milliards d’euros), elle tente désormais de développer des outils au niveau national
afin de financer des projets plus modestes. Cela impliquerait un cofinancement de la
part des Etats ainsi que le développement de fonds européens à la disposition des
banques.
A l’échelle nationale, le Crédit Agricole, dans la même lancée que la BEI,
s’efforcent de donner la priorité aux énergies renouvelables afin de participer au
développement de ces filières, essentiellement avec le financement d’infrastructures
dans le domaine énergétique et environnemental. Elle développe ainsi depuis 2010
des projets à dix ans et intervient au service des caisses régionales (clients régionaux,
sponsors nationaux et européens). L’approche du Crédit Agricole est triple : étude des
aspects techniques, juridiques et économiques, éventuellement complété par des
conseils extérieurs. Cependant la réglementation bancaire sur les passifs à long terme
a freiné les investissements des banques impactant de fait, le secteur des énergies
renouvelables. Cela conduisant à une plus grande sélectivité des projets financés.
On observe ensuite des types de financement différents suivant les pays. Alors
qu’en France le financement de projets résulte de prêts de banques et de fonds
d’investissement, les Etats-Unis favorisent le financement par des actifs. Ces modèles
sont en changement du fait de la transition énergétique mais aussi bancaire en cours.
L’évolution du secteur permet de même une évolution des modes de financements.
On prévoit dans le but de favoriser le financement bancaire de cette filière, la
création d’une société de financement de la transition énergétique qui bénéficierait
d’une garantie d’Etat à hauteur de 50% des financements mis en place. Le
crowdfunding constitue aussi une piste supplémentaire mais encore peu développée.

53. 53
On observe aussi un regain d’intérêts des marchés financiers pour les énergies
vertes. Les émissions d’actions des entreprises du secteur ont augmenté de 52 % à
18,7 milliards en 2014, un niveau record depuis 7 ans, tandis que les émissions
d’obligations dites vertes ont permis de lever 38 milliards, plus de 2 fois et demi le
niveau de 2013 (15 milliards de dollars).
De nombreux moyens de financements sont recherchés. On observe un fort
intérêt à l’égard des banques allemandes, qui ont fait le succès du renouvelable dans
le pays avec un rendement d’environ 5%. En France, l’importante épargne des
ménages constituerait un levier d’action afin d’investir dans le secteur.
J.-P. Olivier rappelle de même l’important potentiel des assurances vies
comme source de financement. Ou à l’exemple du Royaume Uni, des fonds côtés
pourraient également être développés. Cette stratégie est néanmoins limitée par la
frilosité des marchés, influencés par les analystes qui ont du mal à estimer la
pertinence du secteur des renouvelables. En parallèle à cela, le marché américain
semble s’effondrer comme le remarque G. Auger.
Enfin la disponibilité des liquidités constituent une des nombreuses limites
auxquelles les investisseurs doivent faire face. Ces derniers doivent ainsi être capables
d’affronter les retraits massifs et soudains de liquidité, c'est à-dire les revers du
marché.
Plus précisément, nous allons analyser le financement des éoliennes et
photovoltaïques qui sont les énergies renouvelables les plus intéressantes en termes
d’investissement.

54. 54
Structure de financement pour l’éolien
Les parcs éoliens à terre sont généralement développés par une société de
projet dédiée avec un financement sans recours, pour lequel la majorité des
investissements est financée par dette bancaire tandis que le solde l’est par un apport
en fonds propres des actionnaires.
Ratio dette / fonds propres pour les parcs du panel
En jaune :
Part dette
(%)
En bleu :
Part FP (%)
Le ratio moyen entre dette et fonds propres de 80 % – 20 % induit un effet de
levier important. Cependant, certains parcs ont bénéficié d’un financement
particulier centralisé au niveau de leur maison mère ou de leur groupe, soit sous
forme d’une dette intra-groupe assimilable à un apport en fonds propres, soit sous
forme d’une dette bancaire garantie par la maison mère autorisant un apport en
fonds propres quasi-nul. Ces cas particuliers font l’objet d’une analyse de rentabilité
spécifique.
Enfin, quelques développeurs procèdent à des regroupements de leurs parcs
leur permettant de réaliser des optimisations de financement ou fiscales qui tendent
à accroître leur rentabilité. La plupart des producteurs du panel ont contracté un
emprunt sur une durée de 15 ans, égale à celle de leur contrat d’obligation d’achat.
Les taux d’emprunt varient de 2,5 à 5%. On estime le coût de la dette à un taux
d’emprunt normatif de 3,5 %.
%0
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Ensemble des projets audités, ordonnés selon leur part de fonds propres

55. 55
Structure financière pour le photovoltaïque
La majorité des investissements est financée par dette bancaire, et le solde, par
un apport en fonds propres des actionnaires.
Ratio dette/fonds propres pour les installations photovoltaïques analysées
Les développeurs ont recours à un financement de projet classique, avec un
ratio moyen entre dette et fonds propres de 80 % - 20 %. Près des trois-quarts des
projets ont un niveau de fonds propres compris entre 10 et 25 %.
Certaines installations bénéficient d’un financement particulier, quasi-
exclusivement en fonds propres ou en dette. Il s’agit d’installations financées de
manière centralisée par leur maison mère ou leur groupe (dette intra-groupe
considérée comme des fonds propres ou à l’inverse dette bancaire garantie par la
maison mère). Les installations financées à 100 % par des fonds propres sont portées
par des entreprises importantes de la filière. Les puissances de ces installations sont
inférieures à 250 kWc et les coûts d’investissement représentent moins d’un million
d’euros.
Dans le cadre de l’appel d’offres de 2013 portant sur les installations de
puissance supérieure à 250 kWh, les projets se financent généralement auprès des
grandes banques françaises comme le Crédit Agricole, Natixis ou encore la BPI France.

56. 56
Les recours à des établissements étrangers sont plus rares. Les engagements à se
porter garantie financière sont réalisés pour 80 % des projets par le Crédit Agricole,
la BPI France, le CIC, la Société Générale et la Caisse d'épargne. En termes
d’actionnariat, 20 des 75 actionnaires identifiés portent 70 % des projets, et 5 d’entre
eux, qui sont de grands groupes du secteur des énergies renouvelables, en portent
plus de la moitié. Cette situation illustre le haut degré de concentration du secteur.
Coût de la dette
La plupart des développeurs interrogés contractent un emprunt sur une durée
inférieure à celle de leur contrat d’obligation d’achat qui s’étale sur vingt ans. Elle est
comprise entre treize et vingt ans, avec une durée moyenne de dix-sept ans.
Pour ces installations, les taux s’échelonnent de 2,17 à 6,35 % pour une
moyenne de 4,19 % (exception faite de deux projets financés à taux zéro).
Coût moyen pondéré du capital
Les résultats transmis par les producteurs à cet égard sont très hétérogènes
(entre 4,8 et 10,8 %).
Durée d’exploitation prévue
La durée d’exploitation des installations est un facteur important de la
rentabilité des projets. 5 % des installations seulement ont prévu de fonctionner 25
ans, soit 5 ans de plus que l’obligation d’achat. Les producteurs évaluent
généralement la rentabilité de leur installation sur la durée de l’obligation d’achat, en
raison des incertitudes qui pèsent sur l’évolution du rendement des panneaux.

57. 7
La Commission de Régulation de
l’Energie (ou CRE) est une autorité
administrative indépendante, créée en
2000, chargée de s’assurer du bon
fonctionnement du marché de l’énergie
(électricité et gaz), d’arbitrer les
différends entre producteurs et
fournisseurs, de veiller aux bonnes
conditions pour le développement de la
concurrence, de superviser les appels
d’offres…
La Banque Européenne
d’Investissement (ou BEI) est
l’institution financière des Etats
membres de l’Union Européenne. Créée
en 1957, elle a pour but d’emprunter sur
les marchés financiers pour financer des
projets dans et hors de l’Union
Européenne. Elle bénéficie, par sa note
AAA, de conditions d’emprunt très
avantageuses, et investit notamment
dans les énergies renouvelables.

58. 58
Une autre voie possible serait le power-to-gas qui consiste en la conversion de
l’électricité en gaz. La première étape de ce procédé serait la conversion de
l’électricité en hydrogène par électrolyse de l’eau : l’hydrogène pourrait servir à
alimenter des piles à combustible (qui vont se développer dans le futur) et le réseau
de gaz plus généralement. Les débouchés risquant de manquer, une autre étape
s’ajouterait : la méthanisation (hydrogène en méthane). Cette solution permettrait,
sous certaines conditions, « un approvisionnement en gaz 100% renouvelable », mais
aussi permet d’approcher différemment le problème du stockage de l’électricité. A ce
jour, 16 installations expérimentent ce procédé en Europe, dont 10 en Allemagne, et
une première en France qui ouvrira en 2015.
Source : Alternatives Economiques

59. 59
f) Performance de ces investissements
L’Europe représente un investissement plutôt sûr, avec par exemple un Taux
de rendement interne égale à 7%, tandis que dans des pays en développent, le risque
y est plus important mais comme au Kazakhstan le TRI est de 25%.
Ensuite les projets d’infrastructure présentent de façon générale un ROE
compris entre 8 et 12% sur des durées relativement longues. Par exemple les
concessions de barrages peuvent durer cinquante ans. En revanche en ce qui
concerne les investissements dans les starts-up, deux projets sur dix sont rentables,
le ROE vaut environ 5%, la durée s’étalant sur cinq ou six ans.
Eoliennes offshore
Projet de station d’éolienne offshore par les suédois d’Hexicon

60. 60
L’énergie éolienne
Coûts d’investissement, d’exploitation et de maintenance
On peut visualiser sur le graphique ci-dessous la répartition moyenne des
principaux postes de coûts constituant l’investissement (éoliennes en bleu puis dans
le sens des aiguilles d’une montre).
Répartition des investissements pour l’éolien terrestre
(Cout des éoliennes en bleu, puis dans le sens horaire)
Les coûts d’investissement ou CAPEX (pour capital expenditure) représentent
la majeure partie des coûts d’un parc éolien à terre. Et l’achat des aérogénérateurs
en constitue le premier poste, pour près des trois-quarts de l’investissement total.
Le coût des éoliennes a augmenté autour de 2008, pour des raisons
traditionnellement attribuées à l’évolution du cours des matières premières (acier
principalement) et à la tension qui s’est manifestée au niveau de l’offre, puis est
reparti à la baisse. C’est cet effet qui explique en grande partie l’évolution des CAPEX
sur la période de temps considérée.
72%
8%
%10
%4
3%
%1
%2
Eoliennes
Etudes
Génie civil
Raccordement
Divers construction
Provisions pour
démantèlement
Frais financiers

61. 61
Le montant total d’investissement est resté relativement stable depuis 2008,
entre 1 400 et 1 600 k€/MW. Le coût des éoliennes est globalement à la baisse depuis
2010.
Évolution des CAPEX pour l’éolien terrestre, en k€/MW, 2007-2012
Les coûts d’exploitation ou OPEX (pour operational expenditure) représentent
une part relativement faible des coûts de production des parcs éoliens.
Répartition des OPEX pour l’éolien terrestre
(Cout de la maintenance en bleu, puis dans le sens horaire)
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
2007 2008 2009 2010 2011 2012
Investissement
Secondaire
Eoliennes
%51
6%
6%
4%
9%
16%
%8
Maintenance
Opération
Loyer
Assurances
Frais de fonctionnement
IFER
Autres taxes

62. 62
On constate que les principaux postes de l’OPEX sont la maintenance et le loyer.
La maintenance technique de l’installation de production représente la moitié du coût
d’exploitation. Cette prestation fait généralement l’objet d’un contrat avec le
constructeur. Sa rémunération peut intégrer une part fixe par éolienne et une part
variable, qui évolue au cours de la durée du contrat.
Le loyer présente d’importantes fluctuations d’un parc à l’autre : le loyer
acquitté par un producteur pour l’utilisation du terrain sur lequel son installation est
construite varie ainsi de 2 à 6 k€/MW sur l’ensemble du panel.
Évolution des OPEX pour l’éolien terrestre, en k€/MW/an, 2007-2012
Le coût d’exploitation total est relativement stable depuis 2008. Il est de l’ordre
de 45 k€/MW/an, soit un peu moins de 3 % des CAPEX totaux par an. Le coût de la
prestation de maintenance est globalement corrélé au coût des éoliennes.
0
10
20
30
40
50
2007 2008 2009 2010 2011 2012
Autres coûts
d'exploitation
Maintenance

63. 63
Coût de production
Il est évalué sur la durée d’exploitation prévisionnelle des parcs, estimée à 20
ans par la quasi-totalité des producteurs, soit 5 ans de plus que la durée de leur
contrat d’obligation d’achat.
Le coût de production est très sensible au taux d’actualisation ; il augmente
ainsi de 40 % en moyenne quand le taux d’actualisation progresse de 5 points. Pour
un taux d’actualisation de 8 %, le coût de production s’échelonne de 49 à 110 €/MWH,
avec un écart-type de 16,2 €/MWH autour d’une moyenne à 85,6 €/MWH. Cette
importante dispersion s’explique principalement par l’influence du productible
annuel.
Coût de production des parcs éoliens à terre du panel
Durée annuelle de fonctionnement (h/an)
Taux d'actualisation
à 10 % (rouge)
Taux d'actualisation
à 8 % (orange)
Taux d'actualisation
à 5 % (vert)

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Courbe de tendance des coûts de production des parcs éoliens à terre calculés
pour un taux d’actualisation de 8 %
Les coûts d’investissement, très largement prépondérants devant tout autre
poste de coût d’un parc éolien à terre, représentent à eux seuls près des trois-quarts
du coût de production. C’est le deuxième facteur de sensibilité après le productible
annuel.
Le tableau de sensibilité indique les coûts de production du panel classés par
niveau de CAPEX croissant et par productible décroissant. La moyenne des coûts de
production calculés est indiquée dans chaque case.
Moyenne des coûts de production des parcs éoliens à terre du panel en fonction
du niveau d’investissement et du productible (en €/MWh)
CAPEX (k€/MWh) +2900 2900-2550 2550-2200 2200-1850 1850-1500
1200-1400 - 60,7 71,4 82,7 97,1
1400-1600 51,6 73,9 78,3 93,8 108,8
1600-1800 - 80,4 93,9 100,8 -
1800-2000 - 83,9 96,2 105,1 -