Peut-on envisager en France un objectif 100 % d’électricité d’énergies renouvelables à l’horizon 2050 ?

Peut-on envisager en France un objectif 100 % d’électricité d’énergies renouvelables à l’horizon 2050 ?

Selon une étude prospective très discutée de l’Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (ADEME) intitulée « Vers un mix électrique 100% renouvelable en 2050 », la France pourrait, à l’horizon 2050, tirer 100 % de son électricité d’énergies renouvelables, sans alourdir significativement sa facture par rapport à un mix s’appuyant sur une large contribution du nucléaire. L’objectif premier de cette étude, prévue dans le cadre de réflexions sur les conditions et les impacts précis qu'aurait la mise en place d'un approvisionnement électrique à haut taux de pénétration des EnR, est de développer la connaissance sur les problématiques liées à un mix très fortement EnR, notamment pour proposer des éléments de réponses aux questions suivantes :

- Sous quelles contraintes est-il possible de fournir une électricité 100% renouvelable ?
- Quel sont les mix énergétiques optimaux, associés aux différentes projections d’évolutions technologiques, de consommation, ... ?
- Comment se répartissent géographiquement les différents moyens de production renouvelables ?
- Quels sont les impacts économiques d’un mix 100% renouvelable ?
Cette étude exploratoire, financée par l’Agence, fruit de 14 mois de travail, devait être exposée comme point d’orgue du colloque organisé par l’ADEME les 14 et 15 avril 2015 sur « La place des énergies renouvelables dans le mix électrique français ». Si cette étude ne constitue pas en soi "un projet concret de substitution", sa publication dans son format définitif a été reportée, devant laisser place à quelques ajustements…. Elle a toutefois l’avantage de relancer le débat sur le mix énergétique futur de la France, alors que la discussion sur le projet de loi sur la transition énergétique reprend au Parlement. Et c'est d'ailleurs l'absence d'un tel projet concret de substitution qui a été la principale critique portée par le Sénat au scénario actuellement prévu dans le projet de loi.
La principale contribution, dans le scénario 100 % EnR, provient de l’éolien (63 %), suivi du solaire (17 %), de l’hydraulique (13 %) et du thermique renouvelable (7 %).
Selon cette étude, un mix électrique 100% renouvelable en 2050 serait donc techniquement et économiquement possible : dans un tel scénario, le mégawattheure reviendrait, en 2050, à 119 €/MWh ; 113 €/MWh à 80 % d’EnR ; et 117 €/MWh à 40 % d’EnR. Dans ce dernier cas, 55 % de la production est assurée par le nucléaire.
L’étude souligne notamment que « la maîtrise de la demande est un élément clé pour limiter le coût d’un scénario ENR », et table sur une baisse de consommation d’un peu plus de 10 % à cet horizon.
Le scénario implique en outre une importante flexibilité dans les modèles de consommation, avec 10,7 millions de véhicules électriques ou hybrides rechargeables, des chauffe-eau pilotables, et du chauffage électrique effaçable à 75 %.
Une France sans nucléaire - Un scénario dont la France ne voudrait pas ?
par Adrien FOURMON

Projet de production d'électricité à base de géothermie sur l'île de la Dominique avec interconnexion électrique pour le raccordement par câble sous-marin de la Guadeloupe, et de la Martinique

Par un communiqué de presse du 21 mars 2014 le ministère des Outre-mer Victorin LUREL a annoncé la relance du projet de géothermie à la Dominique, un consortium formé de CDC Infrastructure, GDF SUEZ et NGE Groupe ayant officiellement mercredi fait part le 19 mars dernier au gouvernement du Commonwealth of Dominica de son intérêt à développer un projet de production d'électricité à base de géothermie sur l'île de la Dominique, qui devrait contribuer à réduire les coûts de production d'électricité et les émissions de gaz à effet de serre, tant à la Dominique que dans les Antilles françaises (Guadeloupe, Martinique).

Les études du gisement géothermique menées en Dominique ont confirmé une ressource importante suffisante pour assurer l’autosuffisance énergétique de l’Ile de la Dominique, et envisager une exportation via des câbles sous-marins de l’électricité excédentaire produite.

Ainsi, ce projet de coopération régionale en matière de développement des EnR (programme Interreg) serait ainsi développé en deux phases: 
- une première phase visant à approvisionner le marché domestique de la Dominique, et 
- une seconde phase visant à exporter de l'électricité vers les Antilles françaises (Guadeloupe, Martinique) par câble sous-marin.

Pour consulter le communiqué de presse
http://www.outre-mer.gouv.fr/?relance-du-projet-de-geothermie-a-la-dominique.html

Adrien FOURMON

Un an de jurisprudence en droit des énergies renouvelables

Vient de paraitre dans la Revue Environnement & Développement durable n° 2 - Février 2014, p. 19, la chronique que je viens de publier sur le contentieux dans le secteur des énergies renouvelables de l'année 2013 intitulée: "Un an de jurisprudence en droit des énergies renouvelables", et qui relève de nombreux faits remarquables concernant le droit des énergies renouvelables au cours des derniers mois. 

En effet, l'année 2013 a été marquée par une modification substantielle de la réglementation applicable à l'éolien avec la suppression des zones de développement éolien par la loi "Brottes" du 15 avril 2013. 

La jurisprudence de la Cour d'appel de Paris confirme les solutions et les orientations du CoRDIS de la CRE en matière de raccordement. 

On relèvera toutefois une décision importante du tribunal des conflits concernant les problématiques de responsabilité en matière de raccordement des énergies renouvelables.

Adrien FOURMON

Obligation en matière de raccordement au réseau - La Cour de cassation confirme le délai de trois mois de transmission de la PTF

Obligation en matière de raccordement au réseau - La Cour de cassation confirme le délai de trois mois de transmission de la PTF

La Cour de cassation vient de rendre un arrêt le 7 janvier 2014 (Cass com., 7 janv. 2014, GAEC de St Doué c. ERDF, pourvoi n°B 12-29.190, Inédit) sur une question vigoureusement débattue le Comité de règlement des différends et de sanction (CoRDIS) de la Commission de régulation de l'énergie (CRE)) et la Cour d'appel de Paris, concernant la question de l’obligation en matière de raccordement au réseau et du délai de trois mois de transmission de la proposition technique et financière de raccordement (« PTF »).

La Cour de cassation a simplement confirmé l'analyse de la Cour d'appel de Paris dans son arrêt remarqué rendu le 8 novembre 2012 (confirmant une décision « GAEC de Saint-Doué » en date du 26 septembre 2011 du CoRDIS de la CRE) selon laquelle, ERDF en transmettant une PTF au-delà du délai de trois mois méconnaîtrait sa propre documentation technique de référence (cf. Art. 8.2.1 de la documentation technique de référence ERDF).

La Haute juridiction dans son arrêt du 7 janvier 2014 confirme l'arrêt de la Cour d'appel de Paris rendu le 8 novembre 2012 rejetant le pourvoi d’ERDF :

« (...) en premier lieu, qu’il résulte des articles L. 134-19 et L. 134-20 du code de l’énergie que le Cordis peut être saisi des différends nés entre les gestionnaires et les utilisateurs des réseaux publics de distribution d’électricité portant sur l’accès auxdits réseaux, ouvrages et installations, notamment en cas de refus d’accès ou de désaccord sur la conclusion des contrats mentionnés aux articles L. 111-91 à L. 111-94, et que, dans sa décision de règlement de différend, le Cordis précise les conditions d’ordre technique et financier dans lesquelles l’accès aux réseaux, ouvrages et installations est, le cas échéant, assuré ; qu’ayant constaté que le GAEC faisait valoir que, faute d’avoir obtenu une PTF dans le délai de trois mois, ni ultérieurement, il n’avait pu faire raccorder son installation de production au réseau public de distribution, c’est à bon droit que la cour d’appel, qui n’avait pas à tenir compte de l’application éventuelle du décret du 9 décembre 2010, qui conditionne le bien-fondé de la demande, a retenu l’existence d’un désaccord sur la conclusion d’un contrat d’accès au réseau et a confirmé la compétence du Cordis pour connaître de sa demande de règlement de différend ;
(…) en second lieu, qu’après avoir constaté que le GAEC n’avait reçu aucune PTF, la cour d’appel a retenu que la société ERDF avait manqué à l’obligation qui s’imposait à elle, en vertu de l’article 8.2.1 de sa documentation technique de référence, de transmettre une telle proposition dans un délai n’excédant pas trois mois ; qu’ayant ainsi constaté un manquement de la société ERDF susceptible, sous réserve de l’application du décret du 9 décembre 2010, de fonder la demande du GAEC, la cour d’appel a pu rejeter le moyen faisant grief au Cordis d’avoir constaté un tel manquement ».

Or, la Cour d'appel de Paris avait en outre qualifié l'obligation d'ERDF d'obligation de moyen - et non de résultat tout en ne se prononçant pas sur le fait que cette méconnaissance aurait un caractère « fautif », réservant cette problématique aux juridictions saisies de demandes indemnitaires.

Ainsi, on constatera que la Cour de cassation, en jugeant que la Cour d'appel n'a pas commis d'erreur de droit en constatant ledit « manquement » à une obligation, concernant la nature de l'obligation du gestionnaire de réseau de distribution de respecter ce délai de transmission de 3 mois d'une PTF, ne remet pas en cause la qualification retenue par la Cour d'appel de Paris d’obligation de moyen, et non de résultat.

Adrien FOURMON

pour consulter l'arrêt : http://www.legifrance.gouv.fr/affichJuriJudi.do?oldAction=rechJuriJudi&idTexte=JURITEXT000028458794&fastReqId=686791017&fastPos=1

Pratiques anticoncurrentielles dans le secteur photovoltaïque : L’Autorité de la concurrence condamne EDF à une amende de 13,5 millions d’euros

Pratiques anticoncurrentielles dans le secteur photovoltaïque : L’Autorité de la concurrence condamne EDF à une amende de 13,5 millions d’euros par une décision n°13-D-20 du 17 décembre 2013.

Par une décision attendue rendue le 17 décembre 2013 (Décision n°13-D-20 du 17 décembre 2013 relative à des pratiques mises en oeuvre par EDF dans le secteur des services destinés à la production d’électricité photovoltaïque), l’Autorité de la concurrence a condamné EDF à une amende de 13,5 millions d’euros pour pratiques anticoncurrentielles dans le secteur photovoltaïque (sur le marché émergent des offres de services photovoltaïques aux particuliers) sur le fondement juridique de l'article L. 420-2 du code de commerce, et de l'article 102 du TFUE.

Cette décision est susceptible de faire l'objet d'un recours devant la cour d'appel de Paris.

On rappellera brièvement le contexte de cette affaire où saisie par la société Solaire Direct de pratiques mises en œuvre par EDF.

Les offres d'EDF dans ce secteur portent sur l'installation de panneaux solaires sur le toit d'un logement individuel, en vue de revendre l'énergie produite à EDF, auquel la loi impose une obligation d'achat de l'électricité issue de l'énergie solaire photovoltaïque.

  Cette décision au fond a été précédée, le 8 avril 2009, d'une décision de mesures conservatoires. Dans la décision rendue aujourd'hui, l'Autorité de la concurrence a établi qu'EDF avait favorisé sa filiale EDF ENR en mettant à sa disposition divers moyens non reproductibles par la concurrence :

• La marque Bleu Ciel d'EDF ainsi que des moyens de prospection, de promotion et de commercialisation des offres photovoltaïques, via le Conseil Energie Solaire,
• l'image de marque et la notoriété d'EDF,
• le logo et la marque EDF ENR, similaires à ceux utilisés par l'opérateur historique,
• et enfin le fichier client de l'ancien monopole historique, qui comporte plus de 20 millions de coordonnées.

Ainsi selon l'Autorité de la concurrence, EDF a ainsi créé une confusion dans l'esprit des consommateurs entre son activité de service public de fourniture d'électricité et l'activité de sa filiale photovoltaïque.

 1°) Pour promouvoir les services de sa filiale, EDF a entretenu une confusion dans l'esprit des consommateurs entre son activité de service public de fourniture d'électricité et son activité de services photovoltaïques, par un système de commercialisation fondé sur les moyens de communication de la maison mère et l'utilisation de l'image de marque du fournisseur d'électricité EDF.

La marque EDF a ainsi pu jouer un rôle déterminant dans le choix par un particulier de son prestataire de services photovoltaïques. Au surplus, l'avantage concurrentiel a été accru par les conditions financières de la mise à disposition de ces moyens.

2°) EDF a joué sur la similitude des logos et des marques pour favoriser sa filiale (usage de la marque et du logo EDF ENR, qui a donné à cette filiale un avantage non reproductible de nature à restreindre la concurrence).

3°) EDF a également abusé de sa position dominante (au titre de son ancien monopole) en utilisant son fichier clients pour favoriser la commercialisation des offres de sa filiale EDF ENR

Or, comme l'Autorité l'a déjà rappelé dans de précédents avis (cf. avis n° 11-A-02 du 20 janvier 2011 relatif au secteur des jeux d'argent et de hasard en ligne), « l'utilisation, par une entreprise disposant ou ayant disposé d'un monopole légal sur un marché, des informations détenues sur ce marché, pour développer son activité sur un second marché, ouvert à la concurrence, par exemple en promouvant cette activité auprès de ses clients issus du monopole légal, constitue en principe une pratique anticoncurrentielle ».

Pratiques, qui ont perturbé, vis-à-vis de concurrent dont de nombreuses PME, toute réelle possibilité de concurrence.

La décision complète de l'Autorité de la concurrence est consultable en ligne:
http://www.autoritedelaconcurrence.fr/pdf/avis/13d20.pdf

Adrien FOURMON

Développement de la géothermie dans les Caraïbes

Le projet Géothermie Caraïbes vise au développement des ressources géothermiques haute énergie de cette région pour la production d'électricité, et en particulier de celles de l'île de la Dominique située à égale distance entre la Guadeloupe et la Martinique.

Le développement de cette ressource permettrait d'alimenter la Dominique en faisant le premier pays dont l'intégralité de la production d'électricité serait d'origine électrique. Cette ressource est potentiellement suffisamment importante pour permettre d'envisager l'exportation d'électricité vers les îles voisines de la Guadeloupe et de la Martinique se substituant ainsi à l'importation de fuel et créant de nouvelles ressources financières pour la Dominique.

La Région Guadeloupe va collaborer avec la Caisse des dépôts et de consignation en signant un protocole d’intention concernant le programme INTERREG IV, « Géothermie Caraïbe-Phase 2 » destiné à voir l’émergence d'un projet phare pour le territoire guadeloupéen et les Caraîbes.

La Région Guadeloupe, en tant que chef de file du programme, poursuit son implication dans une nouvelle phase destinée à accompagner le projet de développement de la géothermie en Dominique et d’interconnexion électrique entre les îles de Guadeloupe, Dominique et Martinique par câbles sous-marins.

Au titre du programme INTERREG IV, la Caisse des Dépôts a l’intention de participer au financement d’une étude en vue de la mise en place d’un dispositif financier de garantie pour les phases initiales des projets géothermiques et de couverture du risque géologique en Caraïbes. Au-delà de cette contribution au programme INTERREG IV, la Caisse des Dépôts examinera la possibilité d’intervenir comme investisseur sur des projets de développement de la Géothermie en Guadeloupe.

Adrien FOURMON

plan national véhicule décarboné: 1ère commande publique pour la Renault Kangoo ZE et la Peugeot Ion

Le gouvernement a officialisé les résultats de la commande groupée de voitures électriques prévue par le plan national véhicule décarboné.

Le ministère du Développement durable avait ainsi présenté, le 1er octobre 2009, un plan national avec 14 actions concrètes pour favoriser le développement de voitures électriques et hybrides rechargeables, dont l'une des actions phares était l'achat de véhicules électriques massif d’ici 2015 par les entreprises et l’administration.

Cette commande a été réalisée sous le pilotage de Jean-Paul Bailly, Pdg du groupe La Poste, et coordonnée par l’Ugap, centrale d’achat public. Elle a rassemblé les besoins des organismes publics, de 18 entreprises privées (ADP, Air France, Areva, Bouygues, EDF, ERDF, Eiffage, France Telecom Orange, GDF Suez, Suez environnement, GRT Gaz, GrDF, RATP, Saur, SNCF, Spie, Vinci et Veolia), des collectivités locales et de l’Etat. L’objectif était d’atteindre un volume suffisant pour faire émerger une offre de véhicules électriques, dont le cahier des charges orienté usages, en vue du lancement de véhicules électriques d’une autonomie d’au moins 150 km.

La commande a abouti à l’attribution de deux lots. La voiture électrique proposée par Renault sort vainqueur, devant celle de PSA. Le premier lot a en effet été attribué à Renault. Il consiste en une commande de 15.637 Kangoo ZE sur 4 ans, dont 10.000 pour la Poste, 1500 pour ERDF, 1200 pour l’Ugap, 510 pour Veolia Environnement, 450 pour GDF-Suez et 330 pour Spie.

Le deuxième lot a été attribué à PSA, celui-ci portant sur un volume de 3.074 Peugeot Ion, là-aussi sur 4 ans.

Une première partie de cette commande devrait être livrée fin 2011.

Un troisième lot concernant 3.937 voitures 4 ou 5 places était prévu, mais aucune offre n’a convaincu; le marché a donc été déclaré infructueux. Pour ce lot, une nouvelle procédure doit être lancée.

Le marché du véhicule décarboné est actuellement estimé à 4,5 millions de véhicules par an à l'horizon 2025. Ainsi, la filière française commence enfin à se structurer, mais il reste toujours quelques incertitudes.

La première reste le prix des véhicules, notamment pour les particuliers. et le devenir du bonus après les élections législatives et présidentielles. Autre problématique la technologie de recharge des batteries et le calendrier de mise en place de ces infrastructures de recharge.

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

Rapport Charpin sur le solaire PV

Rapport Charpin sur le solaire PV - Analyse de Maître Fourmon [10/02/2011] - par Richard HUITELEC

publié sur l'ARER:
http://www.arer.org/news/affiche_news.php?article=618

Le « projet de rapport de la concertation avec les acteurs concernés par le développement de la filière photovoltaïque », réalisé par Jean-Michel Charpin et Claude Trinck à la demande du gouvernement sera présenté vendredi 11 février 2011.

Le « projet de rapport de la concertation avec les acteurs concernés par le développement de la filière photovoltaïque » (Version provisoire du 9 février 2011), réalisé par Jean-Michel Charpin et Claude Trinck à la demande du gouvernement sera présenté vendredi 11 février 2011 lors de la dernière réunion de la commission de concertation sur la filière photovoltaïque.

Ce rapport a pour objectif de mettre en place le nouveau dispositif de régulation et la politique de développement de la filière photovoltaïque avant la fin de la période de suspension de trois mois déclenchée par le décret n° 2010-1510 du 9 décembre 2010 « suspendant l’obligation d’achat de l’électricité produite par certaines installations utilisant l’énergie radiative du soleil ».

Le projet de rapport souligne que les projets développés dans les zones non interconnectées (ZNI)[1] doivent susciter une attention particulière dans le nouveau cadre de régulation de la filière photovoltaïque.

En raison des dimensions restreintes de leurs marchés électriques, les ZNI bénéficient d’une dérogation à l’obligation de séparation des activités de réseau et de production prévue par le droit européen. L’opérateur intégré historique a donc été maintenu dans les ZNI françaises, incarné par EDF SEI, l’une des directions d’EDF SA. Les coûts de production dans les ZNI sont très supérieurs à ceux en métropole, en raison des difficultés d’approvisionnement et de l’absence de capacités nucléaires en base. Ainsi, afin de garantir la péréquation tarifaire, des compensations sont versées à l’acheteur unique EDF SEI, financées par la CSPE.

Le développement des énergies renouvelables prend donc tout son sens dans les ZNI, car il permet d’éviter des coûts de production plus importants qu’en métropole. En raison de conditions d’ensoleillement intéressantes, le photovoltaïque parait particulièrement pertinent. Néanmoins, il existe une limite technique d'acceptabilité des sources d'énergie intermittentes par les réseaux électriques.

Cette limite, fixée à 30 % de la puissance appelée par l'arrêté du 23 avril 2008 et rappelée par la programmation pluriannuelle des investissements, est aujourd’hui proche d’être atteinte dans plusieurs ZNI, en raison d’un développement rapide des énergies renouvelables, notamment photovoltaïque. Cette contrainte technique représente indéniablement une limite, mais également un atout, car la dépasser implique de réfléchir à des solutions spécifiques de stockage, de lissage de la production, ou de réserves de capacités, qui pourraient ensuite être autant de compétences valorisables à l’exportation.

Parmi les nombreuses suggestions et propositions du rapport afin de mettre en place un nouveau dispositif de régulation et la politique de développement de la filière photovoltaïque, on soulignera notamment les points suivants s’agissant des projets PV situés en ZNI :

Il est précisé que dans les ZNI, il existe une file d’attente spécifique auprès de EDF SEI. Les demandes de raccordement en ZNI totalisent 547 MW, dont 373 MW ont une PTF acceptée avant le 2 décembre 2010 et 174 MW ne l’ont pas. Le décret du 9 décembre 2010 précité aurait donc eu un impact sur plus de 30% des demandes de raccordement en termes de puissance. (Cf. également tableau de synthèse n°2 ; et tableau n°5: ÉTAT DES LIEUX DES FILES D'ATTENTE FIN DÉCEMBRE ET HYPOTHÈSE DE TAUX D'ÉCHEC du projet de rapport Charpin-Trink).

Sur le stockage, le rapport souligne que la DGEC a expliqué que de nombreuses expérimentations étaient en cours ou seraient lancées prochainement, dont les résultats seraient connus d’ici 2012. Celle-ci a également rappelé au cours de la concertation que sur la question du lissage de la production et du stockage, la solution retenue par la DGEC (sur les recommandations du groupe de travail sur la pointe) a été de mettre en place via la loi NOME un marché de capacité qui dépasse le cadre du seul photovoltaïque.

Par conséquent, l’avis de la mission Charpin-Trink est qu’il est important de poursuivre les expériences, en lien avec les acteurs de la filière et en particulier dans les zones non interconnectées (ZNI), pour lesquelles la problématique d’intégration des énergies intermittentes aux réseaux se pose avec le plus d’acuité (cf. partie IV.6 du projet de rapport Charpin-Trink). La mission soutient donc la proposition de la DGEC d’approfondir la réflexion sur les modalités d’insertion des ENR sur les réseaux insulaires dans un groupe de travail ad-hoc incluant l’Ademe durant le 1er semestre 2011.

Le nouveau cadre de régulation devra donc tenir compte des spécificités des ZNI et valoriser les innovations permettant un meilleur contrôle de la production. Le groupe de réflexion proposé sur les modalités d’insertion des ENR sur les réseaux insulaires (cf. sous-partie 2.i) pourrait faire des propositions en ce sens. Le gouvernement a également missionné l’IGF et le CGIET sur la thématique plus large de l’excellence énergétique et environnementale de la production d’électricité dans les ZNI.

D’autres propositions générales du rapport doivent également être soulignées :

Les installations photovoltaïques installées sur les toits des particuliers pourraient voir leur surface autorisée passer de 3 kWc à 16 kWc.

Il serait proposé de fixer un quota de développement annuel global de l'électricité solaire de 500 MW. Cet objectif serait réparti en tranche en fonction des types d’installations : 150 MW pour les installations des particuliers, 150 MW pour les installations de moyenne puissance (jusqu'à 100 kWc) et 200 MW pour les grandes centrales au sol.

Fixer des quotas annuels de progression en unités financières, plutôt qu'en MW. Cette mesure est liée à la considération selon laquelle ce sont in fine les consommateurs d'électricité qui, par le biais de la contribution au service public de l'électricité (CSPE) acquittée sur leur facture d’électricité, financent le développement des filières d'énergies renouvelables.

Le rapport Charpin-Trink propose également pour les panneaux solaires installés sur les grandes toitures de mettre en place un nouveau tarif d'achat ajusté, chaque trimestre, en fonction du volume de projets acceptés auparavant. Si l'objectif prévu est dépassé, le prix baisserait automatiquement.

Toujours concernant les grandes toitures, le rapport Charpin-Trink propose de limiter le recours aux appels d'offres aux installations de forte puissance, et recommande un système de dépôt de garantie ou de caution bancaire afin de s'assurer le sérieux des projets.

Enfin, s’agissant de la question de la sortie du moratoire, la mission Charpin-Trink propose de mettre en place des tarifs de transition entre l'ancien et le futur mécanisme.

Notons par ailleurs que ce texte ne se prononce ni sur les tarifs ni sur un objectif de production d'énergie photovoltaïque pour les années à venir. Les arbitrages définitifs devraient être rendus avant la fin du mois pour une publication du décret avant le 8 mars.

Adrien FOURMON
Avocat à la Cour
SELARL HUGLO LEPAGE & Avocats Conseil

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[1]Les zones non interconnectées (ZNI) sont définies en droit français comme les «zones du territoire national non reliées au réseau électrique métropolitain continental ».

Atlantic Wind Connection (AWC) : 1er champ éolien offshore développé par Google

Google se lancerait dans un vaste projet de champ éolien offshore, en s'associant à un projet de champ éolien de 6000 MW, au large de la côte est des États-Unis.

Le projet intitulé Atlantic Wind Connection (AWC), sera dirigé par la compagnie Trans-Elect.

Il sera financé par Google (37,5%), par le fond suisse Good Energies (37,5%) et par la maison de commerce japonaise Marubeni (15 %).

Trans-Elect espère entamer la construction d'une première tranche, dont le coût s'élèverait à 1,2 milliard de dollars, en 2013. La production d'énergie est prévue 3 ans plus tard, en 2016.

Le coût total du projet est évalué à cinq milliards de dollars.

Ce projet comprend également la construction d'une ligne subaquatique à haute tension de 565 kilomètres de long au large des côtes Est américaines, reliant le New Jersey à la Virginie.

L'énergie produite serait acheminée vers quatre des États les plus densément peuplés des États-Unis: le New Jersey, le Maryland, le Delaware et la Virginie.

Celui-ci a pour objectif d'interconnecter de futurs parcs éoliens offshore d'une capacité totale de 6000 MW qui seront installés à 20 miles (soit 30 km) des côtes.

« C'est l'équivalent de 60 % de l'énergie éolienne qui a été installé dans tout le pays l'année dernière et assez pour alimenter près de 1,9 million de foyers », écrit Rick Needham, directeur de la stratégie et des opérations « vertes » chez Google, sur le blogue officiel du géant de l'informatique américain.

« Nous sommes prêts à prendre des risques calculés dans des phases initiales d'idées et de projets qui peuvent avoir un impact spectaculaire, tout en offrant des rendements intéressants. Cette volonté d'être à l'avance sur l'industrie et d'investir dans des projets innovateurs à grande échelle le cœur du succès de notre compagnie », a ajouté M. Needham.

Adrien FOURMON
Source : Google, Enerzine, AFP

La procédure de raccordement des installations photovoltaïques en Métrole et dans les DOM

Retrouvez l'article complet publié sur le site de l'ARER reproduit ci-dessous.
Télécharger la/les pièce(s) jointe(s) associée(s) :http://www.arer.org/pj/articles/535_ARER-PV-procedure-raccordement-2010.pdf

La procédure de traitement des demandes de raccordement des installations de production d’électricité photovoltaïques au réseau public de distribution géré par ERDF est définie dans le cadre de sa documentation technique de référence.

Cette documentation technique de référence est mentionnée dans les textes réglementaires (décrets n°2003-229 du 13 mars 2003 et n°2008-386 du 23 avril 2008).

Elle a pour objet de rendre publiques les méthodes générales et les hypothèses utilisées pour les études de raccordement, menées dans un cadre transparent et non discriminatoire par le gestionnaire de réseau public de distribution.

Elle répond également aux exigences de la décision du 7 avril 2004 de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) qui a prévu que l'ensemble des règles appliquées par les gestionnaires de réseaux publics d'électricité soient portées à la connaissance des utilisateurs de ces réseaux.

Cette documentation précise les règles de gestion des files d’attente et les principes des relations contractuelles entre les porteurs de projets et ERDF depuis la demande de raccordement jusqu’à la mise en service industrielle de l’installation de production.

Pour les installations de production d’électricité de puissance > 36 kVA, au réseau public de distribution" la procédure actuellement en vigueur telle que modifiée le 26/04/2010 est la version n°8 référencée "ERDF-PRO-RES_21E.

Ce document, comporte page 10 le paragraphe concernant la période de transition relative aux installations photovoltaïque au sol qui stipule que :

"Pour conserver sa place dans la file d’attente, le demandeur de tout projet photovoltaïque dont la convention de raccordement n’a pas été envoyée par ERDF au 1er décembre 2009 et dont le projet est soumis à autorisation d’urbanisme selon les dispositions du décret n° 2009-1414 du 19 novembre 2009, devra transmettre à ERDF l’autorisation d’urbanisme applicable au projet dans les 6 mois qui suivent la date d’entrée en vigueur du décret pré-cité fixée au 1er décembre 2009, soit au plus tard le 1er juin 2010. Durant la période qui s'achève le 1er juin 2010, la PTF déjà reçue par le demandeur reste valable à l’exception des délais d’établissement de la convention de raccordement.

A défaut de la fourniture de l’autorisation d’urbanisme, le projet sort de plein droit de la file d’attente. Le cas échéant, les acomptes versés seront remboursés au demandeur après déduction des dépenses déjà engagées par ERDF."

En parallèle, il convient de faire état de la Procédure de traitement des demandes de raccordement des installations de production d’électricité aux réseaux publics de distribution en Corse et dans les départements et collectivités d’outre-mer appliquée par EDF-SEI.

Conformément au référentiel SEI REF 02, EDF SEI applique la procédure d’ERDF pour le raccordement des installations de production aux réseaux publics de distribution en Corse, dans les DOM et dans les COM de Saint-Barthélemy, Saint-Martin et Saint-Pierre et Miquelon.

Cette procédure a été modifiée suite au décret 2009-1414 du 19 novembre 2009 relatif aux procédures administratives applicables à certains ouvrages de production d’électricité(cf. Référentiel Technique – SEI REF 07 Version : V1).

Procédure de traitement des demandes de raccordement des , la SEI REF 07 Version : V1 dont la date d'application remonte au 01/12/2009.

Il convient de souligner les termes de l'article 5.1 de cette documentation technique de référence (relatif aux projets photovoltaïques au sol entrés en file d’attente avant le 1er décembre 2009 et pour lesquels la convention de raccordement n’a pas été envoyée au demandeur par EDF SEI à cette date), lequel prévoit :

« Pour conserver sa place dans la file d’attente, le demandeur de tout projet photovoltaïque dont la proposition de convention de raccordement n’a pas été envoyée par EDF SEI au 1er décembre 2009 et dont le projet est soumis à autorisation d’urbanisme selon les dispositions du décret n° 2009-1414, devra transmettre au gestionnaire de réseaux, l’autorisation d’urbanisme applicable au projet dans les 9 mois qui suivent la date d’entrée en vigueur du décret pré-cité fixée au 1er décembre 2009, soit au plus tard le 1er septembre 2010. »

On reviendra également su l'article 5.2 (relatif aux projets photovoltaïques au sol entrés en file d’attente avant le 1er décembre 2009 et pour lesquels la convention de raccordement a été envoyée au demandeur par EDF SEI avant cette date), qui dispose :

"Conformément à l’article L111-6 du code de l’urbanisme, le raccordement ne peut être mis en service sans l’autorisation d’urbanisme requise par le code de l’urbanisme.
Le demandeur de tout projet photovoltaïque dont la proposition de convention de raccordement a été envoyée par EDF SEI avant le 1er décembre 2009 et dont le projet est soumis à autorisation d’urbanisme selon les dispositions du décret n° 2009-1414, devra transmettre au gestionnaire de réseaux l’autorisation d’urbanisme
applicable au projet dans les 9 mois qui suivent la date d’entrée en vigueur du décret pré-cité fixée au 1er décembre 2009, soit au plus tard le 1er septembre 2010.
A défaut, le projet sort de plein droit de la file d’attente. Le cas échéant, les acomptes versés seront remboursés au demandeur après défalcation des dépenses déjà engagées par EDF SEI.
Cette disposition ne s’applique pas aux projets non soumis aux dispositions du décret n°2009-1414.".

On notera donc la différence de traitement en terme de délais de régularisation des dossiers de projets photovoltaïques au regard du droit de l'urbanisme, entre la Métropole et les zones non interconnectées au réseau métropolitain.

Adrien FOURMON