Inauguré le 16 avril dernier, le nouveau tramway de l'agglomération rémoise est le premier réseau de transport public en France conçu et exploité via un partenariat public-privé.
Sa réalisation s'est fait grâce à un partenariat public-privé (PPP), le premier du genre en ce qui concerne un réseau de transport public en France.
Ce projet fut évoqué dès les années 80, puis remis au placard en 1991; il aura fallu finalement attendre 2011 pour voir circuler à nouveau un tramway dans l'agglomération rémoise.
Ce contrat de partenariat a été attribué à un groupement dénommé "Mars" (Mobilité agglomération rémoise) regroupant notamment la Caisse des dépôts, Bouygues, Alstom, Colas ou encore Veolia, a pris en charge la construction et la gestion du tramway de Reims.
Les travaux, d'un coût total de près de 345 millions d'euros (413 millions d'euros si l'on inclut la reprise du réseau de bus), ont été financés à hauteur de 174 millions d'euros par Reims Métropole, 45,3 millions d'euros d'aides de l'État dans le cadre du Grenelle de l'environnement et 163 millions d'euros apportés par Mars. L'opérateur s'engage à exploiter le tramway pendant trente ans et se rémunère grâce aux 45 millions d'euros de la taxe transport payée par les entreprises complétés par les recettes de billetterie.
Avant le début des travaux, dès janvier 2008, il s'est même vu confier l'exploitation du réseau de bus de la ville. « Il y a ainsi un interlocuteur unique pour toutes les problématiques relatives aux transports publics.
D'après Christian Messelyn, président de Mars, le réseau de tram est une vraie réussite, techniquement au point et avec une fréquentation au-delà de nos espérances ».
Le financement en PPP peut se révéler une bonne couverture contre le risque pour les collectivités, certains élus mettant cependant en exergue l'envolée des coûts, comme cela s'est révélé pour le Tram-Train de la Réunion.
a noter que la société Mars a commandé un sondage Ifop sur « l'image et les pratiques en matière de partenariats public privé » auprès de 201 élus représentatif de l'ensemble des collectivités territoriales de plus de 10 000 habitants. Plus de 75% des personnes interrogées sont ainsi favorable au développement des partenariats public-privé. Si seulement 40% des collectivités déclarent avoir été engagé dans un PPP, les principales raisons invoquées sont la possibilité de monter et réaliser rapidement les projets (48%), de trouver des ressources financières autres que celles des collectivités (30%) et de partager les risques (11%). Le principal inconvénient pointé est le risque lié aux objectifs de rentabilité du concessionnaire au détriment du service public.
Surtout, ce sondage pointe la méconnaissance du dispositif par les collectivités et le manque de témoignages d'expériences réussies et des difficultés rencontrés en matière de PPP. « Le tramway de Reims est une vrai réussite, visité par les représentants d'autres agglomérations françaises ou européennes », fait remarquer Christian Messelyn.
Thierry Renaud, directeur de projets à la mission d'appui à la réalisation des contrats de partenariat (MAPPP) rattaché au ministère de l'économie se « me félicite que d'autres personnes viennent apporter leur pierre à l'édifice » de la diffusion du PPP.
Adrien FOURMON
vendredi 27 mai 2011
jeudi 26 mai 2011
GDF suez, Vinci et Areva associés pour développer l'éolien off shore
GDF suez, Vinci et Areva ont signé un accord de partenariat pour créer une filière industrielle de l’éolien en mer.
Les trois industriels annoncent un partenariat dans l'éolien offshore. C'est le deuxième consortium franco-français qui s'aligne pour répondre à l'appel d'offres de 3 000 MW en France. En particulier, ils devront affronter l'équipage formé par EDF et Alstom qui avaient annoncé leur alliance dès janvier 2011.
Cet accord officialisé le 18 mai 2011 vise à répondre de façon conjointe à l’appel d’offres annoncé par le Président de la France en janvier 2011, visant la mise en place de cinq parcs éoliens au large des côtes françaises, dans le cadre d’un programme de développement de 6000 MW offshore prévu d’ici 2020.
L’accord en question engage le groupement, qui possède des expertises complémentaires dans les domaines des énergies renouvelables et de la construction, a créer une plateforme industrielle qui sera exclusive sur trois champs de fermes éoliennes en mer : Dieppe-Le Tréport (Seine-Maritime), Courseulles-sur-Mer (Calvados) et Fécamp (Seine-Maritime).
Ces trois projets permettraient de couvrir pour une durée moyenne de 30 ans la consommation d’électricité de plusieurs millions d’habitants. Leur installation mobiliserait des milliers d’emplois locaux directs et indirects durant les années de construction et jusqu’à 4000 emplois directs et pérennes pour les activités industrielles de production, d’exploitation et de maintenance.
Ces trois joueurs majeurs insistent sur l’importance de leur complémentarité pour ce type de projet.
Dans cette équipe, les rôles semblent bien répartis. GDF Suez a le rôle d'opérateur électrique.
GDF Suez, premier producteur éolien en France avec près de 1 000 MW installés, possède un savoir-faire sur l’ensemble de la filière, qu’il entend valoriser sur ses projets d’installation d’éoliennes en mer. Avec sa filiale La Compagnie du Vent, GDF Suez travaille sur le projet des Deux Côtes. Cette zone est située dans la zone propice de Dieppe-Le Tréport identifiée par l’État pour être mise en concurrence et prévoyant l’implantation d’un parc éolien en mer pouvant atteindre 750 MW installés.
De son côté, Vinci a développé son savoir-faire dans le montage de financement et la réalisation de grands projets d’infrastructurequi devrait mobiliser Vinci Concessions et sa branche Contracting (construction et énergies), et bénéficier de ses métiers de spécialités, d’intégrateurs, ainsi que de son fort ancrage territorial.
Puis Avera, présent dans le secteur depuis 2004, est le deuxième acteur européen de l’éolien en mer. Son éolienne M5000 de 5 MW a déjà remporté 600 MW de commandes avec des engagements fermes d’importantes banques européennes.
La France entend développer 6 000 MW d'éolien offshore sur ses côtes françaises d'ici 2020 afin de répondre, à cette date, aux exigences européennes d'au moins 20 % de production d'énergie d'origine renouvelable. Les premiers 3 000 MW de ce projet devrait entraîner un investissement de 10 milliards d'euros de la part de l'État.
Les formalités définitives de l'appel d'offres seront publiées par la commission de régulation de l'énergie (CRE) d'ici à la fin du mois de mai. Les vainqueurs de l'appel d'offres seront désignés au premier trimestre 2012 et les premiers tours de pales auront lieu en 2015.
Adrien FOURMON
Les trois industriels annoncent un partenariat dans l'éolien offshore. C'est le deuxième consortium franco-français qui s'aligne pour répondre à l'appel d'offres de 3 000 MW en France. En particulier, ils devront affronter l'équipage formé par EDF et Alstom qui avaient annoncé leur alliance dès janvier 2011.
Cet accord officialisé le 18 mai 2011 vise à répondre de façon conjointe à l’appel d’offres annoncé par le Président de la France en janvier 2011, visant la mise en place de cinq parcs éoliens au large des côtes françaises, dans le cadre d’un programme de développement de 6000 MW offshore prévu d’ici 2020.
L’accord en question engage le groupement, qui possède des expertises complémentaires dans les domaines des énergies renouvelables et de la construction, a créer une plateforme industrielle qui sera exclusive sur trois champs de fermes éoliennes en mer : Dieppe-Le Tréport (Seine-Maritime), Courseulles-sur-Mer (Calvados) et Fécamp (Seine-Maritime).
Ces trois projets permettraient de couvrir pour une durée moyenne de 30 ans la consommation d’électricité de plusieurs millions d’habitants. Leur installation mobiliserait des milliers d’emplois locaux directs et indirects durant les années de construction et jusqu’à 4000 emplois directs et pérennes pour les activités industrielles de production, d’exploitation et de maintenance.
Ces trois joueurs majeurs insistent sur l’importance de leur complémentarité pour ce type de projet.
Dans cette équipe, les rôles semblent bien répartis. GDF Suez a le rôle d'opérateur électrique.
GDF Suez, premier producteur éolien en France avec près de 1 000 MW installés, possède un savoir-faire sur l’ensemble de la filière, qu’il entend valoriser sur ses projets d’installation d’éoliennes en mer. Avec sa filiale La Compagnie du Vent, GDF Suez travaille sur le projet des Deux Côtes. Cette zone est située dans la zone propice de Dieppe-Le Tréport identifiée par l’État pour être mise en concurrence et prévoyant l’implantation d’un parc éolien en mer pouvant atteindre 750 MW installés.
De son côté, Vinci a développé son savoir-faire dans le montage de financement et la réalisation de grands projets d’infrastructurequi devrait mobiliser Vinci Concessions et sa branche Contracting (construction et énergies), et bénéficier de ses métiers de spécialités, d’intégrateurs, ainsi que de son fort ancrage territorial.
Puis Avera, présent dans le secteur depuis 2004, est le deuxième acteur européen de l’éolien en mer. Son éolienne M5000 de 5 MW a déjà remporté 600 MW de commandes avec des engagements fermes d’importantes banques européennes.
La France entend développer 6 000 MW d'éolien offshore sur ses côtes françaises d'ici 2020 afin de répondre, à cette date, aux exigences européennes d'au moins 20 % de production d'énergie d'origine renouvelable. Les premiers 3 000 MW de ce projet devrait entraîner un investissement de 10 milliards d'euros de la part de l'État.
Les formalités définitives de l'appel d'offres seront publiées par la commission de régulation de l'énergie (CRE) d'ici à la fin du mois de mai. Les vainqueurs de l'appel d'offres seront désignés au premier trimestre 2012 et les premiers tours de pales auront lieu en 2015.
Adrien FOURMON
Nouvel arrêté tarifaire méthanisation fixant les conditions d'achat de l'électricité issue du biogaz
L'arrêté du 19 mai 2011 fixant les noveles conditions d'achat de l'électricité produite par les installations qui valorisent le biogaz vien d'être publié au Journal officiel (JORF n°0118 du 21 mai 2011 page 8872 ; NOR: DEVR1113733A).
Sont visées par l'arrêté tarifaire d'une part, les installations qui utilisent, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de gaz résultant de la décomposition ou de la fermentation de produits, déchets et résidus provenant de l'agriculture (comprenant les substances végétales et animales), de la sylviculture et des industries connexes (comprenant les industries agroalimentaires) ou du traitement des eaux, et d'autre part, celles qui valorisent, en utilisant le biogaz, des déchets ménagers.
L'arrêté tarifaire du 19 mai 2011 fixe pour les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND) un tarif de référence, dégressif en fonction de la puissance maximale installée de la centrale (entre 150 à 2.000 KW), compris entre 8,12 et 9,74 centimes d'euros par KW/h (contre une fourchette comprise entre 7,5 et 9 centimes d'euro/kWh auparavant). Pour les autres types d'installations, la fourchette tarifaire est comprise entre 11,19 et 13,37 centimes d'euro/kWh.
La prime d'efficacité énergétique est désormais comprise entre 0 et 4 centimes d'euro/kWh (contre 0 et 3). L'arrêté prévoit en outre, une prime pour le traitement d'effluents d'élevage pour les installations hors ISDND comprise entre 0 et 2,6 centimes d'euro/kWh.
Pour les installations hors ISDND en France métropolitaine, l'augmentation tarifaire est ainsi de l'ordre de 5% à 12%, hors prime, avec une augmentation plus importante pour les très petites et très grosses installations, relève la Commission de régulation de l'énergie (CRE), consultée pour avis, dans une délibération en date du 28 avril dernier. Pour les ISDND, le tarif est identique au tarif en vigueur depuis juillet 2006 indexé au 1er janvier 2011.
Dans les DOM et la collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon, les tarifs augmentent de 3% à 10% pour les installations hors ISDND, mais diminuent de 4% pour les ISDND.
L'arrêté biogaz du 19 mai 2011 fixe en outre à quinze ans la durée du contrat d'achat, à compter de la mise en service de l'installation, laquelle doit avoir lieu dans un délai de deux ans à compter de la date de demande complète de raccordement par le producteur, sous peine de diminution de la durée du contrat.
Le précédent arrêté en date du 10 juillet 2006 est abrogé, sans préjudice de son application aux contrats d'achat en cours. Le nouvel arrêté tarifaire sera applicable à toute installation faisant l'objet d'une demande complète de raccordement à compter de son entrée en vigueur.
Toutefois, les installations pour lesquelles une demande complète de raccordement a été déposée avant l'entrée en vigueur du présent arrêté peuvent conserver le bénéfice des conditions d'achat telles que définies par l'arrêté de 2006, dès lors que le pétitionnaire en fait la demande écrite auprès de l'acheteur dans un délai de trois mois à compter du 21 mai 2011.
Par ailleurs, à l'occasion de la publication de l'arrêté revalorisant le tarif de rachat, Nathalie Kosciusko-Morizet, ministre de l'Ecologie, et Eric Besson, ministre chargé de l'énergie, ont annoncé, en liaison avec Bruno Le Maire, ministre de l'Agriculture, un dispositif global de soutien à cette filière. "Il s'agit de faire émerger une centaine de projets chaque année, alors que la France n'en compte aujourd'hui qu'une centaine en service" (contre plus de 3.000 en Allemagne), relève le communiqué.
La méthanisation doit en effet atteindre une puissance électrique installée de 625 MW en 2020 et une production de chaleur de 555 ktep/an.
Le dispositif de soutien repose en premier lieu sur la revalorisation du tarif de rachat de l'électricité produite à partir de biogaz de 20% en moyenne pour les petites et moyennes installations agricoles, "représentant un soutien de 300 million d'euros/an et une hausse d'environ 1% de la facture d'électricité des consommateurs à l'horizon 2020", note le communiqué.
En fonction de la proximité du réseau et de la structuration des filières de traitement des déchets, "les méthaniseurs auront le choix d'utiliser le biogaz pour produire de l'électricité et de la chaleur ou de l'injecter directement dans le réseau de gaz naturel", indique le gouvernement.
On notera de plus la récente reconnaissance de la méthanisation comme une activité agricole (depuis le 16 février 2011, suivant la loi de modernisation de l'agriculture et de la pêche), ainsi que l'autorisation d'injection du biogaz issu de la méthanisation dans les réseaux de gaz naturel (cf. loi Grenelle 2).
Différentes aides territoriales à la méthanisation (Ademe, collectivités territoriales, ministère de l'Agriculture) devraient enfin compléter ces nouvelles mesures réglementaires de soutien à la filière.
Les petites installations de méthanisation trouvent également leur justification dans l'atteinte d'autres objectifs que la seule production d'électricité (aménagement du territoire, protection de l'environnement, etc.).
On retiendra toutefois que la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) a émis un avis défavorable aux tarifs ainsi fixés, estimant notamment qu'ils risquaient d'entraîner des rentabilités trop élevées pour les ISDND présentant une efficacité énergétique supérieure à 40%. La préconise une baisse du tarif de référence d'au moins 10% pour les ISDND de moins de 150 kW et d'au moins 40% pour celles de plus de 2.000 kW. Selon ses estimations, cette baisse induirait une réduction de charges annuelles de service public dues à la production d'électricité à partir de biogaz à l'horizon 2020 comprise entre 40 et 85 millions d'euros.
Pour les petites installations de méthanisation (d'une puissance installée inférieure à 150 kW), elle préconise en outre le maintien des tarifs de 2006, "d'autant plus que certains projets bénéficient d'ores et déjà de subventions allouées dans le cadre de deux appels d'offres lancés par le ministère en charge de l'agriculture et désormais clos".
Pour la Commission, la mise en oeuvre de ces projets doit être facilitée par des instruments financiers (subventions notamment) autres que ceux supportés par les consommateurs d'électricité via la contribution au service public de l'électricité (CSPE).
La CRE déplore également l'absence de dégressivité des tarifs malgré un important potentiel de baisse des coûts d'investissements. A défaut, elle préconise qu'une "révision des tarifs intervienne rapidement si le rythme des demandes de raccordement s'avère trop élevé au regard des objectifs de développement visés pour 2020", avec un dispositif similaire à celui récemment mis en œuvre pour la filière photovoltaïque.
Pour la CRE cette durée contractuelle de 15 ans pour le contrat d'achat d'électricité "n'est pas cohérente avec les durées d'exploitation usuelles de ce type d'installation", celle-ci préconisant de porter cette durée à vingt ans et d'accompagner cette modification d'une réduction des tarifs et primes de 7%.
A cet égard, il insiste sur le rôle joué par l'Ademe, laquelle "orientera les projets vers les options techniques les plus adaptées et assurera un suivi de la filière".
L'arrêté du 19 mai dernier précise la procédure d'enregistrement des candidats auprès de l'Ademe, qui délivre le récépissé qui doit être joint à la demande de contrat d'achat faite auprès de l'acheteur obligé. Selon la CRE, cette procédure "permet aux pouvoirs publics d'avoir une meilleure connaissance des usages actuels de la biomasse et, ainsi, de mieux apprécier les risques de conflits d'usage entre filières".
Par ailleurs, l'enregistrement auprès de l'Ademe des projets biogaz à la ferme, pour lesquelles de nombreuses subventions sont versées, pourrait permettre à l'Ademe d'identifier les projets à soutenir et leur rôle dans la politique d'aménagement durable des territoires.
Toutefois, l'Ademe n'ayant pas de pouvoir d'autorisation dans le cadre du mécanisme d'obligation d'achat, le délai de trois mois accordé pour la délivrance du récépissé peut paraître excessif.
Adrien FOURMON
Sont visées par l'arrêté tarifaire d'une part, les installations qui utilisent, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de gaz résultant de la décomposition ou de la fermentation de produits, déchets et résidus provenant de l'agriculture (comprenant les substances végétales et animales), de la sylviculture et des industries connexes (comprenant les industries agroalimentaires) ou du traitement des eaux, et d'autre part, celles qui valorisent, en utilisant le biogaz, des déchets ménagers.
L'arrêté tarifaire du 19 mai 2011 fixe pour les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND) un tarif de référence, dégressif en fonction de la puissance maximale installée de la centrale (entre 150 à 2.000 KW), compris entre 8,12 et 9,74 centimes d'euros par KW/h (contre une fourchette comprise entre 7,5 et 9 centimes d'euro/kWh auparavant). Pour les autres types d'installations, la fourchette tarifaire est comprise entre 11,19 et 13,37 centimes d'euro/kWh.
La prime d'efficacité énergétique est désormais comprise entre 0 et 4 centimes d'euro/kWh (contre 0 et 3). L'arrêté prévoit en outre, une prime pour le traitement d'effluents d'élevage pour les installations hors ISDND comprise entre 0 et 2,6 centimes d'euro/kWh.
Pour les installations hors ISDND en France métropolitaine, l'augmentation tarifaire est ainsi de l'ordre de 5% à 12%, hors prime, avec une augmentation plus importante pour les très petites et très grosses installations, relève la Commission de régulation de l'énergie (CRE), consultée pour avis, dans une délibération en date du 28 avril dernier. Pour les ISDND, le tarif est identique au tarif en vigueur depuis juillet 2006 indexé au 1er janvier 2011.
Dans les DOM et la collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon, les tarifs augmentent de 3% à 10% pour les installations hors ISDND, mais diminuent de 4% pour les ISDND.
L'arrêté biogaz du 19 mai 2011 fixe en outre à quinze ans la durée du contrat d'achat, à compter de la mise en service de l'installation, laquelle doit avoir lieu dans un délai de deux ans à compter de la date de demande complète de raccordement par le producteur, sous peine de diminution de la durée du contrat.
Le précédent arrêté en date du 10 juillet 2006 est abrogé, sans préjudice de son application aux contrats d'achat en cours. Le nouvel arrêté tarifaire sera applicable à toute installation faisant l'objet d'une demande complète de raccordement à compter de son entrée en vigueur.
Toutefois, les installations pour lesquelles une demande complète de raccordement a été déposée avant l'entrée en vigueur du présent arrêté peuvent conserver le bénéfice des conditions d'achat telles que définies par l'arrêté de 2006, dès lors que le pétitionnaire en fait la demande écrite auprès de l'acheteur dans un délai de trois mois à compter du 21 mai 2011.
Par ailleurs, à l'occasion de la publication de l'arrêté revalorisant le tarif de rachat, Nathalie Kosciusko-Morizet, ministre de l'Ecologie, et Eric Besson, ministre chargé de l'énergie, ont annoncé, en liaison avec Bruno Le Maire, ministre de l'Agriculture, un dispositif global de soutien à cette filière. "Il s'agit de faire émerger une centaine de projets chaque année, alors que la France n'en compte aujourd'hui qu'une centaine en service" (contre plus de 3.000 en Allemagne), relève le communiqué.
La méthanisation doit en effet atteindre une puissance électrique installée de 625 MW en 2020 et une production de chaleur de 555 ktep/an.
Le dispositif de soutien repose en premier lieu sur la revalorisation du tarif de rachat de l'électricité produite à partir de biogaz de 20% en moyenne pour les petites et moyennes installations agricoles, "représentant un soutien de 300 million d'euros/an et une hausse d'environ 1% de la facture d'électricité des consommateurs à l'horizon 2020", note le communiqué.
En fonction de la proximité du réseau et de la structuration des filières de traitement des déchets, "les méthaniseurs auront le choix d'utiliser le biogaz pour produire de l'électricité et de la chaleur ou de l'injecter directement dans le réseau de gaz naturel", indique le gouvernement.
On notera de plus la récente reconnaissance de la méthanisation comme une activité agricole (depuis le 16 février 2011, suivant la loi de modernisation de l'agriculture et de la pêche), ainsi que l'autorisation d'injection du biogaz issu de la méthanisation dans les réseaux de gaz naturel (cf. loi Grenelle 2).
Différentes aides territoriales à la méthanisation (Ademe, collectivités territoriales, ministère de l'Agriculture) devraient enfin compléter ces nouvelles mesures réglementaires de soutien à la filière.
Les petites installations de méthanisation trouvent également leur justification dans l'atteinte d'autres objectifs que la seule production d'électricité (aménagement du territoire, protection de l'environnement, etc.).
On retiendra toutefois que la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) a émis un avis défavorable aux tarifs ainsi fixés, estimant notamment qu'ils risquaient d'entraîner des rentabilités trop élevées pour les ISDND présentant une efficacité énergétique supérieure à 40%. La préconise une baisse du tarif de référence d'au moins 10% pour les ISDND de moins de 150 kW et d'au moins 40% pour celles de plus de 2.000 kW. Selon ses estimations, cette baisse induirait une réduction de charges annuelles de service public dues à la production d'électricité à partir de biogaz à l'horizon 2020 comprise entre 40 et 85 millions d'euros.
Pour les petites installations de méthanisation (d'une puissance installée inférieure à 150 kW), elle préconise en outre le maintien des tarifs de 2006, "d'autant plus que certains projets bénéficient d'ores et déjà de subventions allouées dans le cadre de deux appels d'offres lancés par le ministère en charge de l'agriculture et désormais clos".
Pour la Commission, la mise en oeuvre de ces projets doit être facilitée par des instruments financiers (subventions notamment) autres que ceux supportés par les consommateurs d'électricité via la contribution au service public de l'électricité (CSPE).
La CRE déplore également l'absence de dégressivité des tarifs malgré un important potentiel de baisse des coûts d'investissements. A défaut, elle préconise qu'une "révision des tarifs intervienne rapidement si le rythme des demandes de raccordement s'avère trop élevé au regard des objectifs de développement visés pour 2020", avec un dispositif similaire à celui récemment mis en œuvre pour la filière photovoltaïque.
Pour la CRE cette durée contractuelle de 15 ans pour le contrat d'achat d'électricité "n'est pas cohérente avec les durées d'exploitation usuelles de ce type d'installation", celle-ci préconisant de porter cette durée à vingt ans et d'accompagner cette modification d'une réduction des tarifs et primes de 7%.
A cet égard, il insiste sur le rôle joué par l'Ademe, laquelle "orientera les projets vers les options techniques les plus adaptées et assurera un suivi de la filière".
L'arrêté du 19 mai dernier précise la procédure d'enregistrement des candidats auprès de l'Ademe, qui délivre le récépissé qui doit être joint à la demande de contrat d'achat faite auprès de l'acheteur obligé. Selon la CRE, cette procédure "permet aux pouvoirs publics d'avoir une meilleure connaissance des usages actuels de la biomasse et, ainsi, de mieux apprécier les risques de conflits d'usage entre filières".
Par ailleurs, l'enregistrement auprès de l'Ademe des projets biogaz à la ferme, pour lesquelles de nombreuses subventions sont versées, pourrait permettre à l'Ademe d'identifier les projets à soutenir et leur rôle dans la politique d'aménagement durable des territoires.
Toutefois, l'Ademe n'ayant pas de pouvoir d'autorisation dans le cadre du mécanisme d'obligation d'achat, le délai de trois mois accordé pour la délivrance du récépissé peut paraître excessif.
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