Et si la réglementation financière pénalisait la transition
énergétique ?

Les enjeux écologiques de la transition énergétique sont connus. Les montants à investir fait l’objet d’estimations aussi bien au niveau Union européenne que G20 régulièrement revues à la hausse. Ils donnent le vertige tant la tâche est immense ! D’aucuns s’interrogent – non sans raison – sur la capacité de nos économies à financer cette transition.

Les difficultés pour réussir cette évolution de nos économies sont, elles aussi, de mieux en mieux identifiées. Elles donnent lieu, de la part des autorités publiques, à des efforts considérables, à grand renfort de subventions et de réglementations.

Ainsi, la réglementation européenne a cherché à faciliter le financement des investissements par le fléchage des capitaux au travers des réglementations CSDR¹, pour les sociétés, et SFDR², pour les gestionnaires et distributeurs de fonds. La réglementation, clef du succès ! Interrogeons-nous pourtant sur les potentiels obstacles susceptibles de provenir de la réglementation elle-même. Y a-t-il notamment un risque que la réglementation financière édifiée et renforcée constamment au cours des dernières années pour empêcher la résurgence d’une crise économique semblable à la grande crise financière de 2008, fasse obstacle au déploiement des capitaux nécessaires et puisse ainsi être à l’origine d’une nouvelle crise financière suscitée par une bascule climatique ?

Point de départ : la transition énergétique suppose une électrification des usages, dans le transport, le logement, l’industrie et l’agriculture. Seule la production électrique permet de décarboner massivement, l’hydrogène vert n’étant qu’un vecteur, étant lui-même produit à partir de l’électricité, et le biogaz étant contraint par la disponibilité de la biomasse avec les conflits d’usage qui en découlent. En Europe, l’électrification consiste en un doublement de la part de l’électricité dans l’énergie finale consommée.

L’accent mis sur l’électrification a plusieurs conséquences. La première : il faut développer la production d’électricité décarbonée d’une part, avec le développement de nouvelles capacités de production et d’autre part, par le remplacement de capacités existantes fonctionnant aux énergies fossiles et par l’amélioration de l’efficacité énergétique tout au long de la chaîne de valeur. La seconde : il faut assurer la collecte et la distribution de l’énergie sur des sources de plus en plus décentralisée, en ajoutant des solutions de flexibilité pour pallier l’intermittence non pilotable de la plupart des énergies renouvelables et répondre aux pics journaliers de consommation.

Ces solutions peuvent être commerciales, lorsque des clients acceptent de moduler leur consommation en échange d’avantages tarifaires, ou techniques, au moyen d’ouvrages spécifiques. Les plus répandus sont les barrages hydroélectriques à deux retenues, amont et aval, alimentées par pompage et turbinage, ou les méga-batteries. Schématiquement, au niveau européen, la quantité d’électricité nécessaire ne doublera pas du fait de l’amélioration de l’efficacité énergétique. Mais il ne faut pas négliger, en plus, les incidences de la croissance économique...

Ces investissements importants doivent être réalisés sans attendre. La décarbonation de la production électrique doit précéder celle de l’économie ; elle doit donc viser à être achevée en 2040. Outre leur rapidité, ces investissements ont une autre caractéristique. Offrir un taux de retour long ! Cela suppose par conséquent une capacité à investir sur le long terme et des garanties de débouchés stables tant en volume qu’en prix. Problème : les bourses d’électricité n’offrent pas des contrats au-delà de trois ans. Les parades pour donner un signal favorable pour les porteurs de projets ? Les dispositifs de soutien public de type obligations d’achats. Mais ceci se fait aux dépens des finances publiques, qui se retrouvent ainsi de plus en plus en première ligne. Autre solution : les contrats bilatéraux privés.

À court terme, l’ensemble de ces investissements représente une somme considérable concentrée sur un seul secteur, celui de la production électrique. Cela peut donc poser un problème de diversification du risque aux acteurs du financement, qu’ils soient banquiers, assureurs ou investisseurs institutionnels. Car les ratios de division des risques sont restés les mêmes. Aujourd’hui, ils contraignent investisseurs et banquiers.

À cet effet sur les investissements vient s’en ajouter un sur le besoin en fonds de roulement : l’électrification a pour conséquence le développement des échanges entre producteurs et consommateurs d’énergie électrique, l’un et l’autre souhaitant se donner de la visibilité sur l’évolution des prix futurs. Un paramètre très sensible à l’équilibre offre/demande du fait de l’inélasticité des courbes d’offre et de demande.

Les contrats bilatéraux de moyen terme qui en découlent font généralement appel à des garanties bancaires, dès lors que l’acheteur à une surface financière insuffisante pour conforter le producteur. L’augmentation du nombre de projets de construction s’accompagnera, elle aussi, d’une augmentation des garanties demandées par les promoteurs aux acteurs en garantie des performances contractuelles. Les banques doivent donc s’attendre à une augmentation substantielle des demandes de garanties bancaires, au moment même où l’entrée en vigueur de la nouvelle réglementation bancaire prudentielle Bâle 3 vient augmenter l’exigence de fonds propres et, par voie de conséquence, le coût de ces garanties.

L’ensemble de ces besoins de financement des investissements et du besoin de fonds de roulement sera adressé par le secteur énergétique au secteur financier. Toutefois, l’importance et la concentration de la demande posent la question de savoir si les banques seront en mesure d’y répondre, compte tenu des fortes expositions qui en découleront, quand bien même une partie des crédits pourront provenir de la réallocation du segment des énergies fossiles vers le segment de la production, transport et distribution électriques.