Energies marines un droit en...

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    REMERCIEMENTS

    Je tiens à remercier chaleureusement toute l’équipe de l’incubateur Energies marines de la

    société DCNS à Brest qui m’a accueillie pour réaliser mon stage ainsi que les équipes des

    autres sites notamment de Lorient, pour leur contribution à la réalisation de ce mémoire, et

    pour leur sympathie.

    Je remercie Yves André pour avoir eu l’idée de proposer ce stage.

    Je remercie Christophe Chabert pour son soutien au Master TEMPRO

    Je remercie tout le personnel de la cellule éco-conception pour sa sympathie.

    Merci aussi aux stagiaires et camarades de route, Emmanuel Chabanne, Julien Halleguen,

    Jean-Julien Roche, Maxime Podeur, Paul-Henri Decamp, Guillaume Boulard pour le soutien

    mutuel partagé dans la rigueur et la bonne humeur.

    Je tiens à adresser ma gratitude à Marie Laure Lambert-Habib, directrice du Master

    TEMPRO, pour son aide dans la conception de ce mémoire.

    Un grand merci aussi à :

    Antidia Citores, doctorante à l’Université Paul Cézanne,

    Françoise Zitouni, maître de conférences à l’Université Paul Cézanne,

    Jean Reynaud, docteur d’Université

    Mathieu Wemaere, avocat inscrit au barreau de Paris et Bruxelles, représentant permanent

    auprès des Institutions européennes à Bruxelles

    Christophe Levisage, du Secrétariat général de la mer,

    Pierre Alain Favier, du département éolien offshore de la société de courtage Marsh SA

    Au personnel de la Bibliothèque La Pérouse de la Technopole Brest-Iroise à Plouzané

    Au personnel de la bibliothèque de la Faculté de droit de Brest

    pour leur contribution et leur disponibilité.

  • 3

    SOMMAIRE

    REMERCIEMENTS

    ABREVIATIONS

    INTRODUCTION

    PARTIE I- LES POLITIQUES D’INCITATION AU DEVELOPPEMENT DE LA

    PRODUCTION D’ELECTRICITE A PARTIR DES ENERGIES MARINES

    Titre I - Incitation à la production : une nécessaire intervention publique au sein d’un marché

    concurrentiel

    Chapitre I - Le financement nécessaire de démonstrateurs

    Chapitre II - Appels d’offre et mécanisme de l’obligation d’achat

    I- Appels d’offre

    II- Obligation d’achat

    Chapitre III- La question de la conformité de ces aides publiques au droit communautaire

    de la concurrence

    Titre II - Aide à l’intégration de la production d’électricité produite à partir des EMR au sein

    du réseau de distribution

    Chapitre I - La facilitation du raccordement au réseau de l’électricité- SEMR

    I- Principe de l’obligation de raccordement au réseau

    II- Principe de priorité de l’accès au réseau

    III- La problématique du coût de raccordement au réseau

    Chapitre II - La planification du raccordement au réseau de l’électricité- SEMR

    I- Le nouveau schéma de raccordement des énergies renouvelables

    II- Les réseaux transeuropéens de l’énergie (RTE-E) et autres initiatives

    européennes

  • 4

    PARTIE II – LA NECESSITE DE LEVER LES CONTRAINTES JURIDIQUES DES EMR

    SPECIFIQUES AU MILIEU MARIN

    Titre I – Conflits d’usage : les EMR à l’épreuve du droit du littoral, du droit maritime et du

    droit de l’environnement

    Chapitre I - Les aspects juridiques de l’occupation du domaine littoral

    I- La loi Littoral

    II- Le domaine public maritime

    Chapitre II - L’applicabilité du droit maritime

    I- Nature juridique des engins

    II- Conséquences de la qualification juridique de navire

    Chapitre III - L’existence de zones marines protégées

    I- Les dispositifs de protection spécifiques au milieu marin

    II- Les dispositifs de protection pouvant concerner le milieu marin

    Titre II- La planification de l’espace maritime dans la concertation

    Chapitre I - Le besoin d’une planification de l’espace maritime

    I- La planification à l’échelon international et européen

    II- La planification à l’échelon national

    III- La planification à l’échelon régional et local

    Chapitre II- Le besoin de concertation

    I- La procédure de débat public

    II- La concertation avec les pêcheurs

    Titre III - Vers une nécessaire simplification des procédures administratives d’implantation

    Chapitre I- Les premières avancées de la loi grenelle 2

    I- Allègement des autorisations demandées

    II- Réforme des études d’impact et des enquêtes publiques

    Chapitre II - Les vides juridiques à combler

    I- Réglementer l’activité au-delà de la mer territoriale

    II- La création d’un guichet unique

    III- Le problème de l’absence de droits réels sur le domaine public maritime naturel

    IV- La remise en état du site en fin d’exploitation et les garanties financières

  • 5

    CONCLUSION

    BIBLIOGRAPHIE

    ANNEXES

    TABLE DES MATIERES

  • 6

    TABLE DES ABREVIATIONS

    • ADEME: Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Energie

    • AMI : appel à manifestation d’intérêt

    • AOT : autorisation d’occupation temporaire

    • ARER : Agence Régionale de l’Energie Réunion

    • BEI : Banque européenne d’investissement

    • BOE : Bureau of Ocean Energy

    • BSH : Bundesamt für Seeschiffahrt und Hydrographie

    • CECA : Centrale Enertrag Côte d’Albâtre

    • CFE : centre de formalité des entreprises

    • CGPPP : Code général de la propriété des personnes publiques

    • CIADT : Comité interministériel d’aménagement et de développement du territoire

    • CMB : Convention de Montego Bay

    • CNDP : Commission nationale du débat public

    • CJUE: Cour de justice de l’Union européenne

    • CNUDM : Convention des Nations Unies sur le droit de la mer

    • CODERST : Conseil de l’environnement et des risques sanitaires et technologiques

    • COI : Commission Océanographique Intergouvernementale

    • CPA : Coast Protection Act

    • CRE : Commission de régulation de l’énergie

    • CRPMEM: Comité régional des pêches maritimes et des élevages marins

    • CSPE : contribution au service public de l’électricité

    • DOM-COM : départements d’outre-mer – collectivités d’outre-mer

    • DPM : domaine public maritime

    • EMR : énergies marines renouvelables

    • EPA: Environmental Protection Agency

    • ERDF : Electricité Réseau Distribution France

    • EU-OEA : European Ocean Energy Association

    • FEDER : Fonds européen de développement régional

    • FEPA : Food and Environmental Protection Act

  • 7

    • GIZC : gestion intégrée des zones côtières

    • GW : gigawatt

    • HVDC : high voltage direct current

    • ICPE: installation classée pour la protection de l'environnement

    • MAB : Man and Biosphère

    • MEEDDM: ministère de l'écologie de l'énergie, du développement durable et de la

    mer

    • MMO : Marine Management Organization

    • MMS : Minerals Management Service

    • NER : new entrant reserve

    • NTE : Nouvelles technologies de l’énergie

    • NIMBY : not in my backyard

    • ORCU: Offshore renewables consents unit

    • PACA : Provence Alpes Côte d’Azur

    • PEER : programme énergétique européen pour la relance

    • PLU: plan local d'urbanisme

    • POPE (loi) : (de) programmation de l’orientation pour la politique énergétique

    • PPI : programmation pluriannuelle des investissements

    • PRERURE : plan régional des énergies renouvelables et de l’utilisation rationnelle de

    l’énergie

    • PTF : proposition technique et financière

    • REZ : renewable energy zone

    • RTE : Réseau de transport de l’électricité

    • SAR : schéma d’aménagement régional

    • SEAREV : Système Electrique Autonome de Récupération de l’Energie des Vagues

    • SER : source d’énergie renouvelable

    • SMVM : schéma de mise en valeur de la mer

    • SREMER: schéma régional des énergies de la Mer

    • UE : Union européenne

    • UK : United Kingdom

    • UNESCO : United Nations educational scientific and cultural organization

    • WINFLO : Wind turbine with INnovative design for Floating Lightweight Offshore

  • 8

    • ZDE: zone de développement éolien

    • ZEE: zone économique exclusive

    • ZPE: zone de protection écologique

    • ZPS: zone de protection spéciale

    • ZSC: zone spéciale de conservation

  • 9

    INTRODUCTION

    La mer a toujours fait rêver, c’est d’elle qu’est venue la découverte des nouveaux mondes.

    Mais elle est aussi un extraordinaire gisement de ressources, ressources alimentaires, avec les

    algues et le plancton, ressources pharmaceutiques, et ressources énergétiques : le vent en

    milieu marin, les mouvements de l’eau par la récupération de l’énergie des courants, des

    vagues et des marées, la température de l’eau, ou énergie thermique des mers, c'est-à-dire

    l’utilisation de la différence de température entre les eaux chaudes de surface et des eaux

    froides des profondeurs, la pression osmotique ou le mélange de deux eaux de concentrations

    salines différentes, soit l’eau de mer et l’eau douce, et la biomasse marine.

    Selon une étude menée par une vingtaine de partenaires dans le domaine des EMR1, plusieurs

    raisons justifient de s’intéresser aux EMR, parmi lesquelles la nécessité de réduire les

    émissions de gaz à effet de serre (GES), les risques à court et moyen termes sur

    l’approvisionnement en hydrocarbures et la nécessité de s’intéresser à toutes les pistes de

    production énergétique renouvelable. Certes, mais les EMR constituent aussi une formidable

    opportunité de développement industriel et de créations d’emplois2. Christian Kjaer, directeur

    général de l'EWEA3, l’association européenne de l’énergie éolienne, a déclaré :"Si les

    décideurs nationaux et l'Union européenne prennent des mesures rapides, l'énergie éolienne

    offshore peut devenir une nouvelle industrie générant des milliards d'euros, offrant des

    milliers d'emplois verts et une nouvelle forme d'économie dans les énergies renouvelables4".

    « Si seulement 0,1% de l'énergie renouvelable disponible dans les océans pouvait être

    convertie en électricité, cela suffirait à satisfaire plus de cinq fois la demande du monde tel

    que nous le connaissons aujourd'hui.» a déclaré en 2000 le Marine Foresight Panel du

    gouvernement britannique.

    Le potentiel techniquement exploitable est cependant inférieur au potentiel naturel de ces

    énergies marines renouvelables (EMR). Quelles sont les sources d’EMR techniquement

    exploitables d’un point de vue industriel ?

    1 Ouvrage collectif coordonné par Michel Paillard, Denis Lacroix et Véronique Gamblin, Energies renouvelables marines, Etude prospective à l’horizon 2030, Editions Quae, 2009. 2 “Energie éolienne en mer, une chance à saisir pour l’industrie française” par Jean Michel Germa et Jean-Mathieu Kolb, Président et directeur des activités offshore de la Compagnie du Vent, La Revue Maritime n°484. 3 EWEA : European Wind Energy Association 4 Déclaration reprise dans un article du 28 septembre 2009 du blog Les énergies de la mer (lesenergiesdelamer.blogspot.com)

  • 10

    La technologie la plus mature à l’heure actuelle est l’éolien offshore : les éoliennes, aussi

    appelées aérogénérateurs, sont ancrées dans le sol sous-marin, dans des zones où la

    profondeur d’eau est faible, soit entre 20 et 50 m. Cette technologie s’est surtout développée

    dans des pays comme le Danemark, les Pays Bas, le Royaume Uni et l’Allemagne, où la

    distance des côtes peut aller jusqu’à 100 km avec moins de 40 m de profondeur. Les éoliennes

    offshore ont été conçues sur la base des éoliennes terrestres, des machines tripales en rotation

    autour d’un rotor orienté face au vent. Les efforts de développement ont surtout porté sur la

    conception des structures supports. Initialement en béton, elles ont plutôt tendance à être en

    métal. La fondation en métal est réalisée soit par un pieu enfoncé profondément dans le sol

    marin, soit par un tripode posé ou enfoncé légèrement dans le sol, se rapprochant des

    technologies utilisées par l’industrie pétrolière offshore. Au 30 juin 2010, selon un rapport de

    l’EWEA, 118 nouvelles éoliennes offshore posées ont été connectées au réseau électrique

    représentant 333 MW, c'est-à-dire plus de la moitié des 577 MW offshore installés l'année

    dernière. 151 autres éoliennes posées (440 MW) et flottantes ont été installées et sont en

    attente de connexion au réseau. En tout, 16 parcs éoliens offshore sont actuellement en

    construction, dont 4 sont entièrement opérationnels : Poséidon au Danemark qui a la

    particularité de combiner éolien flottant (avec 3 turbines expérimentales) et énergie des

    vagues, Alpha Ventus en Allemagne, et au Royaume-Uni Gunfleet Sands et Robin Rigg.

    948 éoliennes offshore posées et flottantes réparties sur 43 parcs éoliens offshore totalement

    opérationnels, totalisant une capacité de 2 396 MW existent ainsi en Europe. La capacité

    atteindra 3 972 MW au total quand les 16 projets éoliens offshore seront achevés.

    En Chine, un 1er parc de 34 éoliennes d’une capacité totale de 102 MW alimente déjà le

    réseau chinois et les autres projets sont nombreux. Aux Etats-Unis, la catastrophe de la marée

    noire dans le Golfe du Nouveau Mexique aura au moins eu l’effet positif de plaider pour la

    cause des énergies renouvelables, et notamment de l’éolien offshore1. En effet, le premier

    parc éolien offshore a enfin été autorisé. Il s’agit du projet Cape Wind, parc de 130 éoliennes,

    situé à 8 km des côtes et à 22 km de l’Ile de Nantucket. Il permettra d’assurer 75% des

    besoins en électricité de Cape Cod, Nantucket et Martha's Vineyard, le lieu de vacances

    préféré de l'aristocratie américaine. Selon l'administration Obama, le Cape Wind permettra de

    créer près d'un millier d'emplois. Le projet a un fournisseur - l'allemand Siemens qui réalisera

    ses turbines - et un client, le réseau britannique National Grid, qui distribue déjà de

    l'électricité à 3,3 millions de particuliers dans le Nord-Est des Etats-Unis. Pourtant ce projet,

    1 Article paru sur le site de La Tribune : www.latribune.fr le 3 mai 2010 : « La marée noire plaide pour la cause de l’éolien offshore. »

  • 11

    aboutissement de 9 ans d’enquête publique, a bien failli ne pas voir le jour, les opposants au

    projet, que ce soit notamment les Kennedy qui ne voulaient pas de ce parc en face de leur

    résidence secondaire, ou le lobby du pétrole, étant particulièrement virulents. La situation

    s’est enfin débloquée grâce à l’éclatement du MMS1 en 3 services dont le BOE : Bureau of

    Ocean Energy qui depuis sa création en juin 2010 aurait permis l’accélération de nombre

    projets d’EMR en sommeil jusqu’ici. Le MMS, qui était la seule autorité toute puissante à

    délivrer des permis de plates-formes offshore était en effet accusée de collusion avec le milieu

    pétrolier.

    Avec ses zones sous juridictions maritimes de 11 millions de km², la France, 2ème zone

    maritime du monde par sa taille, dispose d’un potentiel énergétique exploitable parmi les plus

    importants au monde…mais aucun MW n’est encore installé. Pourtant un porteur de projet est

    détenteur de toutes les autorisations administratives nécessaires à son implantation : la société

    Enertrag. Elle envisage d’implanter 21 éoliennes d’une puissance totale de 105 MW à 8 km

    des côtes, au large de Veulettes sur Mer en Normandie. Le projet fait toutefois l’objet de

    recours contre les arrêtés préfectoraux, notamment de la part de riverains, ce qui bloque les

    financements La Compagnie du Vent, filiale de GDF-Suez, projette d’implanter un parc de

    140 éoliennes pour une puissance totale de 705 MW, à 14 km des côtes du Tréport en

    Normandie. Un débat public est en cours. D’autres projets sont en cours sur les côtes

    normandes, bretonnes et en Loire atlantique.

    Pour éloigner les éoliennes des côtes, certains pays comme la France, la Norvège et l’Italie

    étudient des systèmes d’éoliennes flottantes, présentant l’avantage, n’étant pas construites

    dans le sol, mais ancrées par des câbles, de pouvoir s’implanter dans des fonds marins de plus

    grandes profondeurs. En matière d’éoliennes flottantes, il existe 2 systèmes de flotteurs : les

    ensembles semi-submersibles, dont la forme s’inscrit dans un polyèdre, adaptés à des fonds de

    50 à 200 mètres, et les spars, en forme de quille, pour les grandes profondeurs. Les projets

    sont multiples. En France, Winflo est une éolienne flottante développée par un consortium

    composé à 50% par la société lorientaise Nass and Wind, 25% par la société DCNS, acteur

    majeur de la construction navale de défense et 25% par la société Saipem qui repose sur un

    principe de plateforme semi-submersible. Il est prévu la fabrication d’un prototype en

    grandeur réelle, implanté au large de la Bretagne et raccordé au réseau électrique. Les enjeux

    du projet consistent à contribuer à terme à l’approvisionnement énergétique de la Bretagne par

    la création de parcs éoliens offshore flottants. A terme, il est prévu d’installer une ferme de

    1 Minerals Management Service

  • 12

    plus de 100 éoliennes à une distance comprise entre 20 et 50 km des côtes, et à une

    profondeur de plus de 50 m. Wertiwind est un projet d’éolienne flottante à axe verticale

    développée par Technip et Nenuphar, co-labellisée par 2 pôles de compétitivité : Cap

    Energies et Pole mer PACA. A l’étranger, Hywind porté par Statoil Hydro (utilisation de la

    technique « spar ») est en test pour 2 ans en Norvège. La société néerlandaise Blue H de son

    côté planche sur son éolienne Diwet. D’autres projets sont développés par les américains

    Nautica Windpower et Principle Power et le britannique SeaEnergy.

    Quant à l’énergie thermique des mers, outre son utilisation pour la climatisation, le

    dessalement de l’eau de mer, ou l’aquaculture, son utilisation la plus intéressante est la

    production d’électricité. Il faut au moins une différence de température de 20° C entre l’eau

    chaude de surface et l’eau froide de profondeur, d'où l'obligation d'exploiter cette technologie

    exclusivement dans les zones tropicales où la température des eaux de surface est constante

    peu importe le moment de l'année. La chaleur de l’eau de surface sert à vaporiser un fluide,

    comme l’ammoniac (qui passe à l’état gazeux à 28°C), afin de le faire passer sous pression (7

    bars environ) dans une turbine produisant de l’électricité. L’eau profonde à 4°C, est pompée

    et utilisée pour refaire passer l’ammoniac à l’état liquide. Le système produit plus d’énergie

    qu’il n’en consomme. L’avantage de l’ETM est qu’elle est disponible 24h/ 24, contrairement

    à l’éolien et à l’énergie des vagues. Elle est expérimentée par plusieurs pays comme les Etats-

    Unis avec la société Lockheed Martin, l’Inde, le Japon, Taiwan et la France, qui possède une

    très grande ressource en énergie thermique des mers avec son territoire ultramarin (DOM-

    COM). L’idée d’exploiter la différence de température des mers n’est pas neuve, Jules Verne

    l’évoquait déjà dans « Vingt mille lieux sous les mers », puis elle a été étudiée par nombre de

    scientifiques1. Le verrou technologique le plus important dans l’ETM consiste dans la solidité

    de la conduite eau froide dans les conditions de pression de l’environnement marin2. En effet,

    il faut qu’elle soit d’une longueur importante puisqu’elle plonge à des profondeurs jusqu’à

    1 500 m et d’un diamètre suffisant pour remonter des volumes d’eau les plus importants

    possibles, gage d’une bonne efficacité du moteur thermique. La société DCNS met au point

    une centrale pilote de 10 MW qui devrait être implantée à La Réunion d’ici 2014 dans le

    cadre du projet Espadon labellisé par le Pôle Mer Bretagne, le Pôle Mer Paca et Cap Energies,

    auquel participent Total et l’Ifremer et qui aura pour finalité de lever ce verrou, après avoir

    réalisé des tests à partir de 2011 sur un prototype à terre à Saint Pierre. Une convention a été

    1 « L’énergie thermique des mers 2009: année charnière d’une histoire industrielle française » Frédéric Le Lidec, Directeur du développement Mer de DCNS, La Revue Maritime n°484. 2 « Projet Espadon : 2 objectifs techniques pour développer l’ETM » site Les énergies de la mer, 2 juillet 2010

  • 13

    signée avec la région Réunion en avril 2009. La France deviendrait ainsi leader mondial en

    matière d’ETM1. Cette technologie pourrait à terme assurer l’indépendance énergétique de

    certaines régions insulaires.

    L’énergie issue du mouvement des vagues quant à elle est expérimentée de multiples façons

    dans le monde. Il existe en effet plus d’une vingtaine de techniques, en surface ou immergées.

    Le système Pelamis, né en Ecosse, est une sorte de « serpent » long de 170 m composé de 4

    cylindres reliés par des articulations. Sa structure semi-émergée est positionnée dans la

    direction de propagation de la vague. Le mouvement des vagues agit dans chaque articulation,

    sur un vérin hydraulique, qui envoie du fluide haute pression, vers une turbine, pour produire

    de l’électricité. L’énergie produite est envoyée, par l’intermédiaire d’un cordon ombilical,

    dans les fonds marins et ensuite acheminée à terre. Ce système a été développé par la société

    OPD en Ecosse, et elle est expérimentée aujourd’hui dans d’autres pays notamment au

    Portugal. En Australie, un rapport de la CSIRO2 a estimé que 50% des besoins en électricité

    pourraient être couverts même si uniquement 10% de la ressource répertoriée3 était exploitée.

    La société Carnegie Wave Energy, qui est à l’origine du procédé CETO4, met en place son

    démonstrateur CETO 3. Cette technique totalement immergée consiste à disposer des

    activateurs sur les fonds marins, l'activateur ou bouée est mis en mouvement par l'énergie de

    la houle et transmet son mouvement à une pompe qui met l’eau de mer sous pression. L’eau

    de mer est ensuite transportée à terre via un système de pipe en acier vers un filtre à osmose

    inverse qui la désalinise, puis vers une turbine couplée à un alternateur qui produit de

    l’électricité.

    L’Espagne n’est pas en reste et a pour ambition de développer, grâce au géant Iberdrola

    Ingeniera un énorme projet d’énergie des vagues et des courants, Ocean Lider, au travers d’un

    consortium de 19 entreprises et 25 centre de recherche.5. DCNS en France élabore également

    un prototype d’houlomoteur immergé en partenariat avec EDF Energies Nouvelles basé sur la

    technologie CETO à la Réunion. Un autre projet nommé SEAREV (Système Electrique

    Autonome de Récupération de l’Energie des Vagues) est expérimenté par l’Ecole centrale de

    Nantes.

    L’énergie cinétique des courants de marée est exploitée par des hydroliennes, sorte

    d’éoliennes sous-marines, dont le rotor est mis en rotation par les courants qui produisent de

    1 « DCNS et la Réunion placeront la France en tête de l’ETM dès 2011. » site Les énergies de la mer, 1er juillet 2010 2 Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation 3 146 000 MW pourraient être tirés de la seule énergie des vagues disponible sur les côtes australiennes. 4 Déesse grecque de la mer, du grec Kêtôs qui désigne un gros poisson 5 Article tiré du blog Les Energies de la mer du 20 juillet 2010

  • 14

    l’électricité exportée à terre par des câbles sous-marins. L’énergie tirée des courants marins

    est 800 fois supérieure à celle du vent. En Europe, la ressource est répartie principalement

    entre le Royaume Uni (75% dont la moitié en Ecosse) et la France (20%, Bretagne et Basse-

    Normandie), le reste étant en Grèce, Italie et Norvège. Les projets sont là aussi multiples :

    l’hydrolienne Deltastream développée par la société Tydal Energy Ltd au Royaume Uni,

    Seagen en Irlande produit déjà de l’électricité. En France, le site le plus propice est celui du

    courant du raz Blanchard, au large de Cherbourg, l’un des courants de marée les plus

    puissants d’Europe. 2 sociétés étudient leur exploitation : GEOCEAN basée à Cassis, qui

    envisage de tester 2 hydroliennes et DCNS avec son projet d’hydrolienne de 20 MW.

    SABELLA1 SAS, après avoir fait un essai en mer réussi de leur prototype Sabelle D03 au

    large de Bénodet, avec pour conclusion qu’un des problèmes techniques principaux pour

    l’hydrolienne est le biofouling2 sur le rotor, va tester son modèle Sabella D10, à Ouessant,

    Bréhat ou à l’EMEC3. EDF veut tester des hydroliennes à Paimpol –Bréhat qui seraient

    fabriquées par l’irlandais Openhydro et il y a enfin le projet ORCA porté par Alstom.

    L’énergie osmotique est libérée à la rencontre d’un courant d’eau douce avec un courant

    d’eau salée, à l’embouchure d’un fleuve ou d’un delta. La Norvège teste actuellement le

    système PRO4qui pourrait fournir 10% de la consommation du pays en électricité et les Pays

    Bas planchent sur la technique de l’électrolyse inversée, moins mature5.

    L’énergie marémotrice, qui est, avec l’énergie issue de l’action des hydroliennes, un autre

    moyen d’utilisation de l’énergie de la marée, exploite les variations cycliques du niveau des

    mers et des océans par entraînement de l’eau à travers un barrage. La France a été pionnière

    dans le domaine de l’exploitation des courants de marée avec la 1ère usine marémotrice du

    monde à la Rance dans les années 60. Elle produit actuellement l’équivalent de la

    consommation annuelle d’une ville de plus de 200 000 habitants. Les perspectives de

    développement de cette technique ailleurs dans le monde sont incertaines. Le Royaume Uni et

    la Corée étudient des concepts tels que les lagons marémoteurs. Il est vrai que les impacts

    environnementaux et sociaux sont considérables.

    Enfin, l’exploitation de la biomasse marine, c'est-à-dire des algues, présente de nombreux

    avantages par rapport aux espèces terrestres : une production potentielle à l’hectare 1 « Sabella D10 : la petite hydrolienne française a maintenant tout d’une grande » site Les énergies de la mer, 11 décembre 2009. 2 Le biofouling est le fouling (incrustation sur une matière solide immergée de matériaux aquatiques) dû à des êtres vivants aquatiques. 3 European Marine Energy Center situé aux Orkney Islands au nord de l’Ecosse. 4 Pressure Retarded Osmosis ou pression osmotique retardée 5 « Statkraft et Wetsus développent 2 technologies osmotiques différentes » site Les énergies de la mer le 16 avril 2010

  • 15

    supérieure, l’absence de conflits avec l’eau douce et les terres agricoles, pas d’apport de

    phytosanitaires. On estime entre 200 000 et un million le nombre d’espèces d’algues existant

    dans le monde. Ainsi, le potentiel de production d’acides gras pour la fabrication

    d’algocarburants est immense1. Cette source d’énergie ne sera toutefois pas traitée par la

    présente étude, celle-ci se limitant aux sources de production d’électricité.

    Pour résumer le principe de l’exploitation des EMR, on peut constater qu’elles suivent

    globalement toutes le même schéma. Après exploitation de ces ressources énergétiques, ces

    flux sont récupérés par une machine pour être transformés en énergie mécanique, électrique

    ou hydraulique via un système centralisateur en mer ou à terre. Cette machine dispose d’un

    support maritime, plateforme fixe ou flottante par exemple, qui permet à la machine de

    résister aux contraintes environnementales et d’être ancrée au fond de la mer. L’énergie

    convertie est ensuite transportée à terre via des câbles sous marins. Dans certains cas, cette

    énergie est produite à terre et non en mer, comme dans le système houlomoteur CETO.

    L’électricité produite est ensuite injectée dans les réseaux de distribution via des procédures

    de raccordement électriques. Le câble est pour le moment le seul mode de transport de

    l’énergie produite, mais d’autres procédés de conditionnement sont à l’étude, comme

    l’hydrogène liquide qui pourrait offrir un autre mode de transport de l’électricité via des

    navires citernes, et faciliterait l’implantation des parcs à une distance plus éloignée des côtes.

    Il existe même des synergies possibles entre les différentes sources d’énergie : entre l’éolien

    et la houle et entre les marées et les courants. Il est possible de coupler les effets sur une

    même machine : entre la houle et la pression osmotique, en utilisant de l’énergie mécanique

    de la houle pour la production d’eau douce via l’osmose inverse, et entre la biomasse er

    l’ETM, par la récupération des eaux profondes riches en sels minéraux pour favoriser la

    croissance d’algues marines. Il serait même possible d’ajouter des panneaux solaires

    photovoltaïques sur des infrastructures en mer pour accroître la production électrique. Les

    potentiels de développement sont donc immenses, seront-ils tous traduits en potentiel réel

    industriel ? Seul l’avenir nous le dira.

    A quel prix cependant l’exploitation des EMR peut-elle se développer ? Est-elle sans

    conséquence sur l’environnement, le climat? Tout d’abord, si la production d’énergie par une

    éolienne offshore par exemple est très peu émettrice de CO², son analyse de cycle de vie

    1 On estime que cela pourrait représenter entre 20 000 et 60 000 litres d’huile par hectare par an contre 6 000 litres pour l’huile de palme, un des meilleurs rendements terrestres. Source : Ouvrage collectif coordonné par Michel Paillard, Denis Lacroix et Véronique Gamblin, op cit.

  • 16

    révèle certains postes très émetteurs lors de sa phase de construction. Son bilan CO² reste bien

    évidemment bon par rapport aux autres moyens de production d’électricité1, mais son

    amortissement CO² dépend du mix énergétique du pays dans lequel elle est installée. Or en

    France, étant donné la présence du nucléaire, faiblement émetteur de CO², son amortissement

    se fait sur plus de 19 ans2. Quant aux impacts sociaux et environnementaux, il ressort d'une

    enquête financée par la Commission Européenne et menée auprès des Etats membres de

    l'Union européenne3 que les principales préoccupations touchant à l'éolien offshore

    concernent la perception d'un dommage écologique potentiel, en particulier pour les oiseaux

    de mer, avec un risque de collision avec les pales, en particulier dans les zones où la visibilité

    est souvent faible, des perturbations potentielles des facultés d'orientation, en particulier des

    oiseaux migrateurs, en raison des possibles effets des champs électromagnétiques sur

    l'avifaune ; les nuisances visuelles, la hauteur des aérogénérateurs dépasse 100 m, ce qui les

    rend visibles à des distances supérieures à dix kilomètres, ainsi que les nuisances sonores, en

    particulier au regard des usages récréatifs et de la valeur du littoral ; il existe des conflits

    d'intérêt : alors qu'en zone terrestre les problèmes se posent surtout en termes d'aménagement

    du territoire (paysages, cadre de vie, nuisances à la vie quotidienne), les préoccupations les

    plus vives exprimées par les utilisateurs de la mer, face notamment à la multiplication des

    projets de parcs éoliens, ont trait aux conflits d'intérêt, les zones maritimes revendiquées pour

    l'implantation de parcs éoliens étant déjà traditionnellement le cadre de nombreuses activités ;

    En ce qui concerne le risque écologique, ou l’impact sur la biodiversité, un rapport danois4

    synthétise l’état des connaissances rassemblées sur les impacts environnementaux de deux

    parcs éoliens en mer : Horns Rev (80 éoliennes de 2 MW chacune en mer du Nord) et Nysted

    (72 éoliennes de 2,3 MW en mer Baltique) pour la période 1999-2006. La méthode employée

    suit la méthode BACI (Before, After, Control Impact). Cette étude a été financée par une taxe

    publique sur la consommation d’électricité. Il fait état d’un accroissement de 50 à 150 fois de

    la biomasse marine (moules, algues, crabes…), de la création d’un effet « récif » des

    fondations constituant une réserve de nourriture pour les poissons. Un scientifique suédois

    avance que cette augmentation de poissons peut justement être due à l’absence de navigation

    1 24 g/kWh el de CO² eq contre 400 pour une centrale à gaz en moyenne, source Oko Institut, mars 2007 2 Selon un rapport du club parlementaire sur les énergies renouvelables Prométhée du 7avril 2010 3 Offshore Wind Energy, Ready to Power a Sustainable Europe, Final Report, Concerted Action on Offshore Wind Energy in Europe, CA-OWEE, December 2001 4 Danish Offshore Wind: Key Environmental Issue, publié par Dong Energy, Vattenfall, The Danisg Energy Authority, et the Danish Forest and Nature Agency, novembre 2006.

  • 17

    et de pêche aux alentours des éoliennes1. Le rapport danois relève aussi une réaction

    d’évitement de la part des mammifères marins, comme les marsouins, et des phoques pendant

    la phase de construction, et d’une très faible mortalité des oiseaux. Les résultats de cette étude

    ne peuvent cependant pas être transposés systématiquement, les écosystèmes différant selon

    les sites. Une étude au cas par cas est bien nécessaire. Au Royaume Uni, le COWRIE :

    Collaborative Offshore Wind Research into the Environment, est dédié à la recherche et à

    l’amélioration des connaissances sur les impacts de l’éolien offshore sur l’environnement,

    financé par plusieurs porteurs de projet. Les hélices des hydroliennes quant à elles ne

    risquent-elles pas de perturber la faune et la flore sous marine ? En dehors des risques

    inhérents à l’activité normale de la production d’EMR, existe la probabilité de survenance

    d’accidents, comme une chute de pales2 par exemple dans le cas des éoliennes ou une rupture

    des ancrages de l’engin EMR au sol marin.

    Malgré toutes ces incertitudes sur les conséquences du développement des EMR, son

    caractère d’intérêt général est largement admis par la communauté internationale, qui

    reconnaît la nécessité de soutiens publics à ces énergies, dont les fondements sont notamment

    les décisions internationales sur le changement climatique. La CCNUCC (Convention Cadre

    des Nations unies sur le changement climatique) de 1992, bien qu’elle n’évoque que la

    biomasse comme seule SER (source d’énergie renouvelable), est le premier texte à imposer à

    ses signataires, dont tous les pays européens, de mettre en place des programmes nationaux de

    réduction de gaz à effet de serre. Le Protocole de Kyoto adopté le 11 décembre 1997 pose le

    principe d’une réduction globale par rapport à 1990 de 5.2% des émissions de GES pendant la

    première période d’engagement (2008-2012). Dans ce protocole, le recours aux énergies

    renouvelables est expressément cité comme l’un des moyens pour atteindre ces objectifs.

    L’accord de Copenhague signé le 18 décembre 2009 fixe comme objectif la limitation de la

    température planétaire à 2° C d’ici 2100, mais sans toutefois l’assortir de garanties.

    Au niveau européen, le changement climatique constitue l’un des 4 domaines prioritaires de

    l’action de l’Union européenne et la pleine application du Protocole de Kyoto constitue une

    première étape vers la réalisation de l’objectif à plus long terme de réduction de 70% des

    1 D’après Dan Wilhelmsson, scientifique au département de zoologie de l’Université de Stockholm, éléments repris dans un rapport de l’ADEME (Pays de la Loire) : « Quelques éléments de retour d’expérience sur l’éolien fixe en mer ». 2 Un tel accident s’est produit dans le plus grand parc d’éoliennes terrestres d’Europe, le parc Whitelee, près de Glasgow, en Ecosse le 19 mars 2010. Aucun accident a priori n’a été signalé.

  • 18

    émissions de GES1. L’Union européenne a mis en place le premier système d’échange

    multinational de quotas d’émissions de CO² entré en vigueur en 20052 pour répondre aux

    objectifs du Protocole d’une baisse globale de 8% des émissions entre 1990 et la première

    période d’engagement (2008-2012).C’est pourquoi elle soutient les énergies –SER3. Le Livre

    Vert du 20 novembre 1996 de la Commission européenne évoque précisément le thème des

    sources d’énergie renouvelables sous leurs diverses formes (énergie solaire, éolienne,

    biomasse…), ainsi que le Livre Blanc du 26 novembre 1997. La Commission européenne,

    dans sa communication du 10 janvier 2007, a établi une feuille de route intitulée : « Feuille de

    route pour les sources d’énergie renouvelables. Les sources d’énergie renouvelables au XXIe

    siècle : construire un avenir plus durable4 ». La directive5 du 26 juin 2003 abrogeant la

    directive 96/92 du 19 décembre 1996, vise à la réalisation d’un marché de l’électricité durable

    sur le plan environnemental. La directive6 du 18 janvier 2006 a pour objectif de garantir la

    sécurité de l’approvisionnement en électricité notamment provenant de SER et les

    investissements dans les infrastructures. La Commission européenne présente le 23 janvier

    2008 son « Paquet Energie Climat » qui prévoit notamment, pour les vingt sept pays

    membres, un objectif global de 20 % d’énergies renouvelables dans la consommation

    d’énergie finale d’ici à 2020 et qui a donné lieu à l’adoption de la directive du 23 avril 20097

    sur la promotion des énergies renouvelables.

    Sur le plan national, la loi du 13 juillet 20058 dite loi POPE est à l’origine du Facteur 4 à

    l’horizon 2050, c'est-à-dire un objectif de division par 4 des émissions de GES dans les pays

    développés, réaffirmé par la loi Grenelle 1 du 3 août 20099. Dans son rapport relatif à la

    Décision10 européenne du 11 février 2004 sur le mécanisme de surveillance des émissions de

    GES dans la Communauté et à la mise en œuvre du Protocole de Kyoto, la France indique que

    « l’énergie éolienne est la plus mature et possède le plus fort potentiel de développement en

    matière de production d’électricité EnR11 en France ». A l'issue du Grenelle de la mer, le

    ministre de l'Écologie, de l'Énergie, du Développement durable et de la Mer (MEEDDM) a

    1 Décision n°1600/2002. 2 Directive 2003/87/CE du 13 octobre 2003, relative au système communautaire d’échanges de quotas d’émission de GES, modifiée par la directive n°2009/29/CE du 23 avril 2009. 3 Sources d’énergie renouvelables 4 COM (2006) 848 5 2003/54/CE concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité 6 2005/89 7 2009/28/CE 8 2005-781 9 N°2009-967 relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’environnement. 10 Décision n°280/2004/CE du Parlement européen et du Conseil, art 3 § 2 11 Energie renouvelable

  • 19

    rendu un livre bleu contenant 138 recommandations ayant pour objectif de préserver et

    valoriser les potentialités de la mer et de contribuer au développement d'activités durables en

    mer. « Au XXIe siècle, c’est la mer qui sauvera la terre » a déclaré Jean Louis Borloo. Quatre

    groupes de travail, réunissant l'État, les collectivités territoriales, les acteurs de l'économie

    maritime et la société civile, ont ainsi été réunis, dont un visant à « promouvoir le

    développement d'activités maritimes compétitives et soutenables sur le plan

    environnemental » et abordant les thématiques relatives aux énergies renouvelables, aux

    ressources énergétiques maritimes.

    En vertu de la loi dite Grenelle 1, la France s'est donnée pour objectif d'atteindre 23 %

    d'énergies renouvelables dans la consommation d'énergie finale à l'horizon 2020. Afin de

    réaliser cet objectif, il serait envisagé d'installer des parcs éoliens maritimes de 1 000 MW au

    31 décembre 2012 et de 6 000 MW sur un total de 25 000 MW de production d'énergie

    éolienne au 31 décembre 2020. D’après le Syndicat des énergies renouvelables, cela

    correspond concrètement à une installation de 100 à 120 éoliennes par an pendant dix ans,

    représentant plus de 1,5 milliard d’euros d’investissement chaque année. Les Programmations

    Pluriannuelles des Investissements (PPI) sont issues de la loi électricité du 10 Février 20001.

    L’arrêté du 15 décembre 2009 fixe la PPI 2009-2010. Celle-ci souligne le potentiel de

    développement des énergies marines, encourage à ce titre le soutien à la recherche et au

    développement. Elle prévoit en France pour 2020 un potentiel de production d’électricité par

    l’énergie éolienne en mer de 6 000 MW, par l’énergie thermique des mers de 200 MW dans

    les DOM-COM, par les hydroliennes de 400 MW et de 200 MW par l’énergie des vagues. Le

    Livre Bleu « Stratégie nationale pour la mer et les océans »de décembre 2009, issu du

    Grenelle de la mer de Juillet 2009 amorce le lancement d’un Plan Energies Bleues pour le

    développement des énergies marines. On pourra peut être prochainement évoquer, à côté de

    l’électricité SER, l’électricité SEMR (de sources d’énergie marine renouvelables).

    L’Initiative PArtenariale Nationale pour l’émergence des Energies Marines (IPANEMA)

    matérialisée par une Charte signée à Brest le 17 Octobre 2008 par 12 acteurs (MEEDDM,

    IFREMER2, ADEME, les régions, EDF et DCNS) et approuvée par Jean Louis Borloo le 8

    Juin 2009 s’est fixée pour objectifs notamment de promouvoir le développement d’une filière

    scientifique et industrielle dans le domaine des EMR et de faciliter le développement de

    démonstrateurs. C’est la raison pour laquelle le gouvernement a décidé de mettre en place une

    plateforme technologique sur les énergies marines à Brest en décembre 2009 au sein de

    1 N°2000-108 2 Institut français de recherche pour l’exploitation de la mer

  • 20

    l’IFREMER1. ''Cette localisation permettra à la plate-forme de bénéficier d'un environnement

    industriel et de recherche de premier plan, avec entre autres la présence du pôle mer Bretagne

    et la moitié du potentiel français de recherche en sciences et technologies marines'', a déclaré

    le Premier ministre à Brest, en clôture des assises de l'économie marine. C’est dans ce

    contexte que DCNS a créé, à la fin de l'année 2009, un incubateur à Brest afin de développer

    ses activités dans le domaine des énergies renouvelables de la mer. La création de cet

    incubateur s’inscrit dans la continuité des initiatives prises par le gouvernement français lors

    du Grenelle de la Mer.

    L’essor de cette nouvelle filière va soulever une multitude de problématiques juridiques.

    Parmi elles, la question de la responsabilité des ports. En effet, les infrastructures portuaires

    sont en cours d’évolution afin de proposer une offre adaptée à l’éolien offshore, comme le fait

    déjà le port de Bremerhaven par exemple en Allemagne. Ce port connaît en effet une

    formidable reconversion vers l’activité offshore, sauvant ainsi des emplois. Le géant allemand

    des énergies renouvelables RWE Innogy a en effet signé un accord avec le port pour utiliser

    ses installations comme base pour la construction de la ferme éolienne offshore Nordsee Ost.

    Certains ports français comme celui du Havre par exemple seront spécialisés dans

    l’assemblage, la maintenance et la mise en place test des éoliennes.

    D’autre part, comment les compagnies d’assurance vont-elles appréhender la façon d’assurer

    les différents risques qui pourront survenir tant pendant la phase de construction, que pendant

    l’implantation et l’exploitation des engins EMR, si tant est qu’elles puissent les assurer en

    totalité. Il est fort probable que les porteurs de projets se voient appliquer de fortes franchises.

    Les risques ne sont pas strictement comparables aux risques offshore traditionnels. Les

    assureurs vont bien évidemment s’inspirer des contrats tous risques offshore classiques, mais

    en intégrant les problématiques spécifiques aux EMR, tels que les risques de pertes

    d’exploitation liées à un problème de raccordement au réseau électrique notamment. Les

    acteurs n'ont pas la même taille non plus. Lorsqu' un pétrolier peut supporter une part de

    risques très élevée en rétention, dispose d'une mutuelle d'assurance pour une partie des risques

    et de plusieurs captives, le développeur d'un parc EMR en financement externe ne pourra pas

    se permettre de supporter une forte rétention, à supposer que les banquiers lui en laissent le

    loisir, et il ne dispose pas des mêmes outils. Enfin, une autre problématique juridique

    concerne la phase de démantèlement des engins en fin d’exploitation. Le régime juridique des

    1 « La plateforme technologique sur les énergies marines sera située à Brest » Actu-environnement, 3 décembre 2009

  • 21

    déchets s’appliquera t-il ? Toutes ces questions ne feront pas l’objet de la présente étude mais

    mériteront d’être traitées rapidement.

    L’Avis du Conseil Supérieur de l’Energie de juin 2009 dans le cadre du grenelle de la Mer,

    soulignant que l’atteinte des objectifs de 2020 passe notamment par un développement

    significatif de l’éolien offshore et des énergies marines, rappelle que les tarifs d’achat adaptés

    de l’électricité d’origine renouvelable restent un moyen de développement efficace de ces

    énergies, ainsi que le soutien aux projets de démonstration de technologies, et qu’il ne peut se

    faire sans un développement tout aussi significatif du réseau terrestre de grand transport

    d’électricité, encourage la concertation en vue de la détermination de zones favorables à

    l’implantation d’éoliennes en mer et autres EMR et partage le constat d’une nécessaire

    simplification et clarification des procédures administratives applicables aux énergies

    marines. Sont ainsi énoncés les principaux éléments clés du développement des EMR, et

    notamment la nécessité d’adapter le régime juridique de leur implantation, afin de sécuriser

    les développeurs tout en protégeant l’environnement.

    Ainsi, il existe une réelle volonté gouvernementale de développement des EMR, notamment

    au travers de politiques d’incitation à la production d’électricité, de soutien à l’intégration de

    cette production au réseau public de distribution d’électricité (Partie I). Néanmoins, la

    particularité du milieu dans lequel elles sont exploitées, le milieu marin, soulève des

    problématiques juridiques qui leur sont propres touchant à plusieurs branches du droit,

    appelant des mesures de planification et de concertation en vue d’un partage intelligent de

    l’espace maritime. Une fois le lieu d’implantation localisé, commence pour le porteur de

    projet l’étape difficile de l’obtention des autorisations, certes récemment simplifiées, mais qui

    nécessite encore des clarifications législatives. (Partie II).

  • 22

    PARTIE I- LES POLITIQUES D’INCITATION AU DEVELOPPEM ENT DE LA

    PRODUCTION D’ELECTRICITE A PARTIR DES ENERGIES MARI NES

    La libéralisation du marché des énergies de réseaux a permis d’ouvrir à la concurrence les

    activités de production et de fourniture d’énergie, permettant à de nouveaux producteurs de

    s’installer sur le marché. La directive électricité du 26 juin 2003 a permis de créer un marché

    intérieur unique dans le secteur de l’énergie, ayant pour but notamment de diminuer la facture

    énergétique des pays européens et d’améliorer la sécurité des approvisionnements. En France,

    c’est la loi du 10 février 20001qui a permis de mettre en œuvre cette libéralisation, qui s’avère

    plutôt favorable aux énergies renouvelables. Les consommateurs ont ainsi le droit de choisir

    le fournisseur de leur choix, faisant tomber le monopole d’EDF. Néanmoins, cette

    libéralisation n’est pas totale et, dans le domaine des énergies marines, l’intervention publique

    reste particulièrement nécessaire pour inciter les nouveaux producteurs à investir dans ce

    marché (Titre I) et à intégrer leur production d’électricité dans le réseau (Titre II).

    Titre I- Incitation à la production : une nécessaire intervention publique au sein d’un

    marché concurrentiel

    La première étape d’une politique incitative pour le développement des EMR consiste à

    mettre en place des financements de démonstrateurs et de sites d’essais en mer dans toutes les

    filières afin d’accélérer la maturation des technologies et de sélectionner les plus prometteuses

    pour la phase de déploiement (Chapitre I). La deuxième étape consiste ensuite à accélérer le

    déploiement par le jeu des mécanismes d’appel d’offre et d’obligation d’achat (Chapitre II).

    Se pose néanmoins la question de la conformité de ces aides publiques au droit

    communautaire de la concurrence (Chapitre III).

    Chapitre I - Le financement nécessaire de démonstrateurs

    L’exploitation des énergies marines renouvelables ne peut se développer sans une intervention

    publique. Elle se justifie, outre les considérations environnementales, par le coût

    d’investissement initial pour ces énergies qui est en moyenne cinq fois plus élevé que les

    énergies fossiles. D’autre part, le retour sur investissement est très long.

    1 N°2000-108 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité

  • 23

    C’est pourquoi le gouvernement a décidé, suite aux recommandations du Comop Recherche

    du Grenelle de l’Environnement1 la création d’un fonds de soutien à la mise au point de

    démonstrateurs de recherche sur les nouvelles technologies de l’énergie (NTE) géré par

    l’ADEME, qui a ainsi lancé le 20 juillet 2009 un appel à manifestation d’intérêt (AMI)

    concernant les énergies marines. Ce Fonds démonstrateur de l’ADEME, dont les capacités

    financières ont été portées à 3,8 milliards d’euros dans le cadre du Grand emprunt, permet

    d’assumer une prise de risque technologique et financière pour des recherches très en amont

    sur le marché. Il est centré sur 4 filières clés : les hydroliennes, les éoliennes flottantes,

    l’énergie des vagues et l’énergie thermique des mers. Les projets de démonstrateurs de

    recherche déposés doivent apporter la preuve de leur capacité à lever les verrous

    technologiques et non technologiques, comme les conflits d’usage, les impacts

    environnementaux. L’ADEME a ainsi émis une feuille de route que les développeurs de

    projets doivent respecter.

    L’ADEME favorise 4 projets candidats parmi les 19 projets présentés : Winflo, le projet

    d’éoliennes flottantes développé par le consortium composé à 50% par Nass and Wind, 25%

    par DCNS, acteur majeur de la construction navale de défense et 25% par la société Saipem,

    le projet d’hydrolienne Sabella D10 de la société quimpéroise Sabella SAS, Wertiwind,

    l’éolienne flottante de la société lilloise Nenuphar et le projet d’hydrolienne ORCA, porté par

    Alstom.

    Un autre appel à manifestation d’intérêt lancé par l’ADEME en 2010 concerne les projets

    éligibles au dispositif européen NER 3002 (New Entrant Reserve).Parmi les mesures

    envisagées pour réduire les émissions de GES, le nouvel article 10 bis de la directive

    européenne du 13 octobre 20033 annonce la création d’un mécanisme de financement destiné

    notamment aux démonstrateurs d’énergies renouvelables innovantes, doté de 300 millions de

    quotas d’émission provenant de la réserve des nouveaux entrants du système d’échange

    communautaire, soit entre 4.5 et 9 milliards d’euros pour un cours du CO² situé entre 15 et 30

    euros la tonne. En effet, 5 % de l'ensemble des quotas qui seront délivrés sur la période de

    2013-2020 seront réservés à de nouveaux entrants sur le marché du carbone. Leur allocation

    est subordonnée à la condition que les émissions de CO² soient évitées de façon avérée. Ce

    mécanisme de financement est géré conjointement par la Commission européenne, la Banque

    1 Article 19 de la loi n°2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’environnement, dite loi Grenelle I 2 Approuvé par le Comité de changement climatique de l’Union Européenne le 2 février 2010 3 n°2003/87/CE relative au système communautaire d’échanges de quotas d’émission de GES, modifiée par la directive n°2009/29/CE du 23 avril 2009.

  • 24

    européenne d’investissement (BEI) et les Etats Membres. L'idée est de vendre aux enchères

    une partie de cette réserve pour financer des technologiques innovantes dans les domaines des

    énergies renouvelables et de la Capture et le Stockage du CO2 (CSC). C'est la BEI qui va

    vendre aux enchères et les revenus seront alloués pour financer les projets sélectionnés dans le

    cadre de l’appel à propositions NER300 qui financera à hauteur de 50% des frais éligibles des

    projets : les frais d’investissement additionnels, ainsi que les frais d’exploitation moins les

    avantages d’exploitation La Commission européenne a émis un projet de décision1 pour la

    fixation des critères d’admissibilité des projets. Dans son annexe 1, elle vise 2 catégories de

    technologies éligibles : l’éolien, dont l’éolien offshore, y compris flottant et les énergies

    marines, c’est à dire l’énergie thermique des mers, l’énergie des vagues et des courants. Un

    seul projet de chacune des catégories sera retenu. Les technologies doivent avoir atteint un

    stade suffisant pour accéder à la phase de démonstration avant commercialisation, celle-ci

    devant intervenir à compter du 31 décembre 2015.

    Le dispositif ne peut concerner que 3 projets au maximum par pays. Le versement du

    financement a lieu chaque année en fonction de la quantité d’énergie produite multipliée par

    le taux de financement et est limitée à une période de 5 ans. Il est à craindre que le 1er

    versement n’intervienne pas suffisamment en amont dans la réalisation des démonstrateurs,

    les industriels ayant besoin du financement le plus tôt possible. Dans l’éventualité où le projet

    connaîtrait des difficultés, il suffit que 75% de la production totale envisagée au départ soit

    produite sur les 5 premières années pour recevoir la subvention dans sa totalité.

    Le projet de décision dans son 5e considérant précise que ce système de financement peut se

    cumuler avec le dispositif de financement PEER : Programme énergétique européen pour la

    relance, mais celui-ci se déduit du dispositif NER 300. Le PEER a été adopté par le règlement

    européen n°663/2009. Il s’agit d’un dispositif financier sans précédent2 au regard de son

    montant, destiné à favoriser la reprise après la crise économique ayant touché l’Union

    européenne, en aidant notamment le secteur énergétique. C’est ainsi que le PEER a alloué un

    budget de 565 millions d’euros à des projets d’éoliennes en mer. Les candidats avaient

    jusqu’au 15 juillet 2009 pour soumettre leurs propositions. Sur 29 projets de parcs éoliens

    offshore, 9 ont été sélectionnés, dont aucun situé en France. Fin mars 2010, la Commission

    avait effectué des paiements de préfinancement de plus de 65 millions d’euros et de 155

    millions d’euros entre avril et juin 2010.

    1 n°D0077 du 21 février 2010 2 Budget global du PEER : 3 980 millions d’euros

  • 25

    Chapitre II – Appels d’offre et Mécanisme de l’obligation d’achat

    I – Appels d’offre

    L’intervention publique se justifie ici pour ajuster l’offre en énergies marines aux objectifs

    quantitatifs de production déterminés notamment par la PPI (Programmation Pluriannuelle

    des Investissements) .En effet, ceux-ci ne peuvent être pleinement réalisés par la seule

    initiative privée. Le principe de l’appel d’offres dans le domaine de la production

    d’électricité-SER1 trouve son origine dans la première directive électricité2. Son article 4

    prévoit une mise en concurrence pour la construction de nouvelles installations de production.

    Il est renforcé ensuite par l’article 7 de la seconde directive électricité3.C’est la loi du 10

    février 20004 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité

    qui a intégré dans le droit français de l’électricité le système des appels d’offre. En effet, selon

    l’article 8, le ministre chargé de l’énergie peut recourir à la procédure d’appel d’offres dans le

    cas où « les capacités de production d’électricité ne répondent pas aux objectifs de la PPI ». Il

    a vocation à soutenir les filières émergentes et non encore matures.

    Un appel d’offres a ainsi été lancé en 20045 dans le secteur de l’éolien offshore. Un seul

    projet de ferme éolienne en mer, celui de la société Enertrag a été retenu par le ministre parmi

    10 projets en lice. Enertrag envisage d’installer un parc de 21 éoliennes représentant une

    capacité totale de production de 105 MW à 8 km des côtes de Veulettes sur Mer, en

    Normandie. Parmi les critères de sélection des candidats, celui de l’impact environnemental

    est ici primordial, contrairement à d’autres appels d’offres. Le candidat doit ainsi réaliser un

    bilan complet des émissions de gaz à effet de serre dues tant à la construction des éoliennes,

    qu’à leur exploitation et leur démantèlement. L’avantage pour un développeur de projets

    d’être retenu à un appel d’offres est qu’il bénéficie de facto de l’autorisation d’exploiter une

    unité de production d’électricité délivrée par le ministre de l’énergie. Cette autorisation

    d’exploiter est régie par l’article 7 de la loi n°2000-108 et par le décret n°2000-877 du 7

    septembre 2000 et concerne les installations dont la puissance installée est supérieure à 4.5

    MW. Le gouvernement devrait lancer à partir de septembre 2010 une série d’appels d’offres

    pour l’implantation de 600 éoliennes en mer représentant 3 000 MW dans des zones

    1 SER: Sources d’énergie renouvelables 2 n°96/92 3 n°2003/54 4 n°2000-108 5 Publié au Journal Officiel de l’Union Européenne de juin 2004

  • 26

    identifiées comme propices, au large des pays de la Loire, du nord de la Bretagne, du

    Languedoc Roussillon, et de la Normandie. La sélection des projets commencera au 3ème

    trimestre 2011 sur la base du prix d’achat de l’électricité proposé et du délai de mise en

    service des installations1et les parcs ne devraient pas voir le jour avant 2015. Les

    constructeurs de turbines, mâts et de câbles sous marins, sont débordés et les navires

    spécialisés dans l’installation d’éoliennes sont peu nombreux. Si la France ne commence à

    installer ces 3 000 MW d’éolien offshore qu’en 2015, comment fera t-elle pour respecter

    l’objectif de la PPI de 6 000 MW en 2020 2?

    II- Obligation d’achat

    Si les pouvoirs publics souhaitent réellement encourager les développeurs de projets d’énergie

    marine, les seules incitations à la production ne suffisent pas. Encore faut-il que ces derniers

    soient assurés de trouver un débouché rentable à leur production d’électricité. C’est la raison

    pour laquelle l’obligation d’achat, dispositif relativement ancien, profite en majorité à la

    production d’électricité –SER et aux énergies marines en particulier. Il a été consacré par la

    loi du 10 février 2000 et confirmé par d’autres lois plus récentes comme la loi POPE du 13

    juillet 20053. Il impose ainsi à certains opérateurs comme EDF d’acheter l’électricité produite

    à un prix supérieur à la valeur économique de cette énergie.

    Il existe deux systèmes d’obligation d’achat : l’un fondé sur l’article 8 de la loi du 10 février

    2000 et l’autre reposant sur l’article 10 de cette même loi. Le premier système d’obligation

    d’achat est la conséquence automatique du succès remporté par un développeur à un appel

    d’offres. Le deuxième mécanisme, basé sur l’article 10, prévoit une obligation pour EDF et

    les autres distributeurs non nationalisés de conclure, si les producteurs en font la demande, un

    contrat d’achat de l’électricité produite. La nouvelle loi portant engagement national pour

    l’environnement, dite loi Grenelle 24, promulguée le 12 juillet 2010, a modifié l’article 10 en

    ajoutant au nombre des bénéficiaires de cette obligation d’achat les producteurs d’énergie

    éolienne dont les installations sont situées sur le domaine public maritime ou la ZEE (zone

    économique exclusive), et les producteurs d’énergie marine.

    1 « Eolien offshore : l’Etat lancera un appel d’offre de 3 000 MW en septembre. » Actu-environnement, 25 août 2010. 2 « L’éolien français se jettera t-il à l’eau ? » Journal de l’environnement, 24 août 2010 3 n°2005-781 4 n°2010-788

  • 27

    On peut noter ici une avancée législative significative en faveur des énergies marines et de

    l’énergie éolienne en mer, par rapport à l’éolien terrestre notamment. En effet, la loi n’impose

    pas au producteur d’être installé dans une ZDE : zone de développement de l’éolien pour

    bénéficier du tarif d’achat, comme c’est le cas pour l’énergie éolienne terrestre.

    Que l’obligation d’achat découle de l’article 8 ou de l’article 10 de la loi électricité, elle se

    matérialise dans les 2 cas par un contrat d’achat et un tarif d’achat. L’article 10 prévoit en

    outre l’obtention, avant de conclure le contrat d’achat, par les producteurs d’énergie marine,

    d’un certificat délivré par le préfet et ouvrant droit à l’obligation d’achat.

    Le tarif d’achat est soit un prix contractuel proposé par le producteur et approuvé par EDF ou

    un autre distributeur non nationalisé dans le cas d’un appel d’offres, soit un prix réglementé et

    décidé par l’administration dans le cadre de l’article 10.

    En cas de litige éventuel entre un producteur d’électricité et EDF par exemple, la situation

    n’est pas claire. En effet, le Conseil d’Etat vient récemment de décider, dans un arrêt du 1er

    juillet 20101, que le contrat d’achat de l’électricité par EDF fondé sur l’article 8 de la loi

    2000-108 est de droit privé et relève donc de la compétence du juge privé, bien que les parties

    contribuent au service public de l’électricité et qu’elles n’aient pas de marge de manœuvre

    dans la négociation du contrat, dont le contenu est fixé par l’Etat. Les contrats conclus dans le

    cadre de l’article 10 quant à eux ont été qualifiés récemment par la Loi Grenelle 2 de contrats

    administratifs, relevant donc du juge administratif. Une harmonisation serait ici nécessaire

    pour simplifier la situation.

    Le prix d’achat qui a été fixé dans le cas de la société Enertrag, lauréat de l’appel d’offres de

    2004, est de 105 € du MWh avec un contrat d’une durée de 20 ans. Dans le cadre de l’article

    10, un premier arrêté du 10 juillet 2006 avait créé un tarif de rachat pour l’éolien en mer de

    130 € le MWh les 10 premières années, et un tarif compris entre 30 et 130 € les 10 années

    suivantes selon la durée annuelle de fonctionnement, et ce malgré un avis défavorable rendu

    par la CRE (Commission de régulation de l’énergie). En effet, elle estimait que ce tarif

    proposé était nettement supérieur à ceux qui avaient été présentés pas les candidats à l’appel

    d’offres de 2004. C’est d’ailleurs la raison pour laquelle elle recommandait vivement le

    recours au mécanisme de l’appel d’offres afin de mettre les opérateurs en concurrence et faire

    ainsi baisser les prix. Cet arrêté ayant été annulé par le Conseil d’Etat dans un arrêt rendu le 6

    1 GOSSEMENT Arnaud, « Energie : Le Conseil d’Etat statue sur la qualification juridique du contrat d’achat d’électricité », Blog d’Arnaud Gossement 18 juillet 2010

  • 28

    août 2008 pour vice de forme1, un autre arrêté a été pris le 17 novembre 2008, maintenant le

    même tarif pour l’éolien en mer, complété par un autre arrêté du 23 décembre 2008, et ce

    malgré un autre avis défavorable de la CRE rendu le 30 octobre 2008.

    L’article 10 de la loi électricité précise que les conditions d’achat obligatoire par EDF et les

    distributeurs non nationalisés de l’électricité produite doivent tenir compte des coûts

    d’investissements et d’exploitation évités par les acheteurs obligés, auxquels peuvent s’ajouter

    une prime rétribuant la contribution de la production livrée à la réalisation des objectifs

    légaux tels que la qualité de l’air et la lutte contre l’effet de serre, la sécurité et l’indépendance

    de l’approvisionnement… Or la CRE estime que le tarif de rachat proposé est bien supérieur

    aux coûts évités aux acheteurs obligés augmentés de cette prime. Il risque donc de contrevenir

    au principe de l’article 10 de la loi du 10 février 2000, à savoir que le niveau de cette prime ne

    peut conduire à ce que la rémunération des capitaux immobilisés dans les installations

    bénéficiant de ces conditions d'achat excède une rémunération normale des capitaux. Dans la

    mesure où le surcoût induit par le système d’obligation d’achat de l’électricité est compensé

    par la CSPE : contribution au service public de l’électricité, ces tarifs attractifs offriraient en

    quelque sorte une « rente de situation payée par les consommateurs2 », d’autant que le

    système de l’obligation d’achat ne tient pas compte des éventuelles subventions reçues par les

    producteurs, qui pèsent aussi sur la collectivité.

    Les industriels réclament pourtant un tarif de rachat de l’électricité tirée des EMR plus élevé

    arguant du fait qu’il est par exemple compris entre 27 et 30 centimes le Kwh au Royaume

    Uni3. Dans le domaine de l’énergie des vagues, le seuil de rentabilité est estimé par les

    développeurs à 22 centimes le kWh (le tarif en France, publié en mars 2007, est de 15c €/

    kWh, alors qu’il est de 23 c au Portugal). D’autre part, la question se pose aussi de savoir si ce

    système de tarif de rachat, ainsi que toute autre forme d’aide publique dans le domaine des

    énergies marines, sont conformes aux règles communautaires de droit de la concurrence.

    1 CE 6 août 2008, Association Vent de colère, req n°297723 : le gouvernement n’avait en effet consulté que le Conseil supérieur de l’électricité et du gaz alors qu’il devait consulter le conseil supérieur de l’énergie. 2 Expression du ministre délégué à l’industrie lors des débats parlementaires à l’occasion du vote de la loi POPE du 13 juillet 2005. 3 Hausse du tarif réclamée notamment par le sénateur Roland Courteau dans sa question écrite au gouvernement n°09691 publiée dans le JO Sénat du 23/07/2009 page 1823

  • 29

    Chapitre III- La question de la conformité de ces aides publiques au droit communautaire de

    la concurrence

    La directive 2001/771 sur l’électricité-SER dans son 12e considérant indique que « la nécessité

    d’une aide publique en faveur des sources d’énergie renouvelables est admise dans

    l’encadrement communautaire des aides d’Etat pour la protection de l’environnement (…).Les

    dispositions du traité, et notamment ses articles 87 et 88 continueront toutefois à s’appliquer à

    ces aides publiques ».A partir du 1er décembre 2009, date d’entrée en vigueur du traité de

    Lisbonne, le traité instituant la Communauté européenne est devenu le traité sur le

    fonctionnement de l’Union européenne et les articles 87 et 88 sont devenus les articles 107 et

    108 de ce nouveau traité. Selon l’article 107, « sauf dérogations prévues par les traités, sont

    incompatibles avec le marché intérieur, dans la mesure où elles affectent les échanges entre

    les Etats membres, les aides accordées par les Etats ou au moyen de ressources d’Etat sous

    quelque forme que ce soit qui faussent ou qui menacent de fausser la concurrence en

    favorisant certaines entreprises ou certaines productions. »

    Quatre conditions cumulatives sont donc nécessaires pour identifier une aide d’Etat2 : une

    intervention de l’Etat ou au moyen de ressources de l’Etat ; celle-ci étant susceptible

    d’affecter les échanges entre les Etats ; elle doit accorder un avantage à son bénéficiaire en

    favorisant certaines entreprises ou certaines productions ; et elle doit fausser ou risquer de

    fausser la concurrence.

    La doctrine dominante3 semble dénier la qualification d’aide d’Etat à l’obligation d’achat en

    se fondant sur l’arrêt Preussen-Elektra AG et Schleswag AG4. En effet, dans cet arrêt la Cour

    de justice de l’Union européenne5 considère que seuls « les avantages qui sont accordés

    directement par l’Etat ainsi que ceux qui le sont par l’intermédiaire d’un organisme public ou

    privé, désigné ou institué par cet Etat » seront constitutifs d’aides d’Etat. Or le financement du

    surcoût de l’obligation d’achat est assuré par les consommateurs via la CSPE et non par une

    aide d’Etat. Pourtant, dans une décision du 23 octobre 2002 relative au système de

    compensation luxembourgeois, la Commission européenne a considéré que les obligations

    d’achat constituent des aides d’Etat, « dès lors qu’elles sont financées par des prélèvements

    1 Du 27 septembre 2001, abrogée par la directive 2009/28/CE à partir du 1er janvier 2012. 2 Cour de justice de l’Union européenne, 21 mars 1990, Belgique c/ Commission, dit « Tubemeuse », aff. C-142/87. 3 Voir notamment BOITEAU Claudie, « Le prix controversé du rachat de l’énergie éolienne ou l’énergie renouvelable à quel prix ? » AJDA 2009, p.2105. 4 Cour de justice de l’Union européenne, 13 mars 2001, C-379/98, Rec CJCE p.I-2099 5 Nouvelle appellation de l’ancienne Cour de justice de la Communauté européenne (CJCE)

  • 30

    obligatoires. ». La CSPE constituant bien un prélèvement obligatoire, l’obligation d’achat

    n’est-elle donc pas alors une aide d’Etat ? La discussion reste ouverte. D’autant plus qu’un

    des autres critères de l’article 107 du traité pour déterminer une aide d’Etat est la sélection de

    certaines entreprises ou certaines productions. Or l’obligation d’achat de l’article 10 de la loi

    électricité ne concerne exclusivement que les entreprises qui produisent de l’électricité à partir

    de sources renouvelables. Elle risque donc de fausser la concurrence. Au vu de ces critères,

    l’obligation d’achat d’électricité aurait du faire l’objet d’une notification préalable et s’expose

    ainsi à être déclarée contraire aux dispositions du traité1.

    Outre l’obligation d’achat, les aides aux investissements évoquées ci-dessus ne risquent-elles

    pas de tomber aussi sous le coup de cette qualification. La Commission européenne, dans son

    projet de décision du 21 février 2010 concernant le dispositif NER 300, indique qu’ « il

    convient que les financements accordés en application de la présente décision soient

    subordonnés à l’autorisation par la Commission de tout élément d’aide d’État contenu dans

    l’apport financier global provenant de sources publiques, conformément aux articles 107 et

    108 du traité, afin de garantir que lesdits financements sont limités à ce qui est nécessaire pour

    mettre en œuvre et exécuter le projet, compte tenu de leurs effets négatifs potentiels sur la

    concurrence. En conséquence, il est nécessaire que les États membres notifient à la

    Commission tout financement comportant une aide d’État conformément à l’article 108,

    paragraphe 3, du traité afin que la procédure de sélection au titre de la présente décision

    puisse être coordonnée avec l’évaluation de l’aide d’État en question. ». Voilà qui promet de

    vifs débats à venir sur la qualification ou non de ces aides comme aides d’Etat.

    Titre II- Aide à l’intégration de la production d’é lectricité produite à partir des EMR au

    sein du réseau de distribution

    Une des conditions essentielles à une véritable concurrence sur le marché consiste à faciliter

    le raccordement aux réseaux de distribution de l’électricité produite par les exploitants EMR

    (Chapitre I), nécessitant toutefois une planification préalable, tant au plan national

    qu’européen, pour mutualiser les coûts et éviter le mitage du paysage électrique (Chapitre II).

    1 BOUQUET Gael, « Les mécanismes de soutien de la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables à l’épreuve des articles 87 et 88 du traité relatifs aux aides d’Etat », AJDA 2006, p.697.

  • 31

    Chapitre I- La facilitation du raccordement au réseau de l’électricité- SEMR

    I- Principe de l’obligation de raccordement au réseau

    Les deux systèmes d’obligations d’achat, qu’ils soient issus de l’article 8 ou de l’article10 de

    la loi du 10 février 2000 nécessitent le raccordement de l’installation aux réseaux publics de

    distribution de l’électricité. L’article 8 alinéa 5 et l’article 10 alinéa 1 disposent en effet

    qu’EDF et les distributeurs non nationalisés sont tenus de conclure le contrat d’achat « dès

    lors que les installations de production sont raccordées à leur réseau de distribution ». Le

    décret du 10 mai 20011 pris en application de l’article 10 de la loi du 10 février 2000 précise

    que la prise d’effet du contrat d’achat est subordonnée au raccordement de l’installation au

    réseau. Toutefois dans la pratique, la règle est appliquée de façon plus souple. En effet, la

    CRE dans sa communication du 22 mai 2003 indique que l’absence d’un raccordement direct

    n’empêche pas un site de production de bénéficier de l’obligation d’achat.

    II- Principe de priorité d’accès au réseau

    La loi du 9 août 20042 dans son article 5 indique que « la gestion d’un réseau de transport

    d’électricité ou de gaz est assurée par des personnes morales distinctes de celles qui exercent

    des activités de production ou de fourniture d’électricité ou de gaz ».Cette disposition a été

    prise en application des directives électricité et gaz de 2003 : il s’agit du principe du

    dégroupage ou découplage, sensé assurer le principe de non discrimination dans l’accès au

    réseau. Ainsi depuis la libéralisation du marché électrique, c’est à RTE, société juridiquement

    distincte d’EDF, ou à EDF-réseau de distribution ou un distributeur local qu’a été confiée la

    gestion des réseaux d’électricité. C’est donc à l’une de ces entités qu’un producteur

    d’électricité doit s’adresser pour être raccordé. Le gestionnaire statue sur sa demande en

    respectant une obligation de transparence et de non discrimination. Il lui propose d’abord une

    étude exploratoire définissant le schéma de raccordement puis lui fait signer une convention

    de raccordement dans laquelle sont indiqués notamment les délais et coûts de raccordement et

    une convention d’exploitation. Ensuite les parties concluent un contrat d’accès aux réseaux

    1 N°2001-410 2 N°2004-803

  • 32

    public d’électricité. Ainsi en 2008, une quinzaine de demandes d’études exploratoires ont été

    déposées auprès de RTE pour des projets de fermes éoliennes offshore de 100 à 600 MW.

    Comme en matière de production d’électricité, une intervention étatique peut s’avérer

    nécessaire, dans un contexte de libéralisation du marché, pour aider les énergies renouvelables

    à s’intégrer aux réseaux de distribution d’électricité.

    Outre le principe de l’accès des tiers aux réseaux, rappelé par l’article 32 de la directive

    électricité 2009/72/CE du 13 juillet 2009, qui impose aux Etats membres de mettre le réseau

    d’électricité, anciennement réservé aux monopoles nationaux ou régionaux, à la disposition

    des tiers, une discrimination positive peut être pratiquée en faveur des fournisseurs

    d’électricité-SER1. L’article 25.4 indique en effet que « un Etat membre peut imposer au

    gestionnaire d’un réseau de distribution, lorsqu’il appelle les installations de production, de

    donner la priorité à celles qui utilisent des sources d’énergie renouvelables ». Le respect du

    principe de non discrimination est assuré par la CRE. La directive du 23 avril 20092 relative à

    la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables pose

    également le principe d’accès prioritaire3.

    III – La problématique du coût de raccordement au réseau

    Il ne suffit pas de poser le principe d’une discrimination positive en faveur des énergies

    renouvelables dans les textes. En pratique, cette intégration au réseau se heurte à plusieurs

    problèmes. Tout d’abord, les réseaux électriques ont été conçus dans le principe d’une

    production essentiellement centralisée d’électricité et ne sont donc pas adaptés pour le

    raccordement de moult petits producteurs. Selon Jean-Yves Grandidier, le vice-président du

    SER, syndicat des énergies renouvelables, évoquant les travaux des commissions

    raccordement et offshore du SER, les projets offshore représentent 13 GW, pour un objectif

    de la PPI de 6 GW en 2020, alors que la capacité d’accueil du réseau est de 2 GW4.

    Le renforcement des réseaux et leur développement devraient prendre plusieurs années et être

    confrontés à une possible pénurie de matériaux. Seuls deux ou trois constructeurs en

    fabriquent en Europe et ceux-ci n'ont pas anticipé la demande croissante. En outre, le coût de

    raccordement est d’autant plus important que les parcs de production d’énergie marine sont

    1 C’est le système qui a été adopté en Espagne. Voir à ce propos MODERNE Franck « Le droit des énergies renouvelables, Observations sur le modèle espagnol » Mélanges en l’honneur de Michel Prieur, Dalloz 2005 2 N°2009/28/CE 3 Dans son 60ème considérant 4 Déclaration du 3 mars 2010 lors du 1er « Carrefour ‘in énergie » consacré à l’éolien offshore organisé par la SEM (société d’économie mixte) régionale des pays de la Loire.

  • 33

    éloignés par rapport à la côte1. C’est d’ailleurs un des obstacles à l’installation dans la zone

    économique exclusive.

    Qui prend en charge ce coût ? Le raccordement d’un parc éolien jusqu’au point de livraison,

    c'est-à-dire à un transformateur, est mis à la charge de l’exploitant par contrat avec le

    gestionnaire de réseau. Ce dernier établit un devis pour le coût de raccordement, appelé PTF :

    proposition technique et financière dont l’exploitant tient compte dans son calcul budgétaire

    global. Certains travaux nécessaires peuvent être effectués par le gestionnaire de réseau,

    comme dans le cas du futur parc éolien offshore de Veulettes sur Mer, qui sera exploité par la

    société Enertrag. En effet, les travaux de construction d’une liaison électrique souterraine de

    90 000 volts pour le raccordement du parc éolien offshore entre Veulettes sur Mer et le poste

    RTE de Fécamp ont été déclarés d’utilité publique par arrêté du Préfet de Seine-Maritime le

    29 octobre 2008 au profit de RTE EDF Transport SA, gestionnaire du réseau de transport

    d’électricité. Le coût de ces travaux sera par contre pris en charge par Enertrag2. Si le réseau

    nécessite des travaux d’amélioration en aval, ceux-ci sont pris en charge le gestionnaire du

    réseau et répercutés dans le tarif. Il faut préciser qu’en France c’est RTE principalement qui

    est en charge du transport de l’électricité jusqu’aux principaux postes de transformation et

    ERDF3 qui en assure la distribution jusqu’aux consommateurs finaux.

    Certains exploitants évoquent le cas de l’Allemagne pour réclamer une prise en charge du

    coût de raccordement par le gestionnaire du réseau. En effet, la plupart des parcs éoliens

    offshore allemands se situant dans la zone économique exclusive, augmentant ainsi

    considérablement le coût du raccordement, la loi pour l’accélération de la planification des

    infrastructures4de décembre 2006 contraint désormais le gestionnaire de réseaux à réaliser le

    raccordement des centrales offshore dont la construction a commencé avant fin 2015 de la

    station de transformation au point de raccordement à terre le plus proche et à en supporter les

    coûts.

    Il est intéressant de noter que le paragraphe III de l’article 25 du projet de loi portant

    engagement national pour l’environnement avait prévu une contribution des communes à la

    prise en charge d’une partie des coûts liés au renforcement des réseaux, donc au-delà des

    seuls coûts de branchement et d’extension, mais il a été supprimé.

    1 Ce coût est évalué à un million d’euros du kilomètre. 2 Déclaration de Philippe Gouverneur, directeur d’Enertrag France dans l’Usine Nouvelle du 28 avril 2008 3 Electricité réseau Distribution France : Les réseaux de distribution appartiennent aux communes qui en concèdent la gestion à ERDF 4 Infrastrukturplanungsbeschleunigun