Cette nouvelle norme internationale ISO 50001 « Systèmes de management de l'énergie: exigences et recommandations de mise en œuvre», vient d'être publiée mercredi 15 juin 2011.
Deux ans après la sortie de la norme européenne NF EN 16001 "Systèmes de management de l'énergie - Exigences et recommandations de mise en œuvre", (publiée en juillet 2009), l'ISO 50001:2011 s'en inspire et reprend au niveau mondial les grandes lignes directrices, cette norme étant le fruit d'un consensus entre 61 pays.
L'ISO 50001 constitue les lignes directrices pour développer une gestion méthodique de l'énergie afin de privilégier la performance énergétique. Cette norme spécifie les exigences pour la conception, la mise en oeuvre, la maintenance et l'amélioration d'un système de management de l'énergie, permettant aux organismes de parvenir, par une démarche méthodique, à l'amélioration continue de sa performance énergétique, laquelle inclut l'efficacité, l'usage et la consommation énergétiques.
Elle spécifie ainsi les exigences applicables aux usages et à la consommation énergétiques, y compris le mesurage, la documentation et le reporting, la conception et les achats d'équipements et de systèmes, les processus et le personnel qui contribuent à la performance énergétique.
Elle est applicable à tous les facteurs affectant la performance énergétique que l'organisme peut surveiller et sur lesquels il peut avoir une influence. Elle ne prescrit pas de critères de performance spécifiques en matière d'énergie.
Elle vise l'amélioration de la performance énergétique de toute organisation, son objectif étant d'améliorer de façon continue la performance énergétique des bâtiments tertiaires et industriels, d'optimiser leur usage et de réduire leurs coûts d'exploitation.
Une entreprise, des installations industrielles, des établissements commerciaux, une collectivité ou toute autre organisation a ainsi la possibilité de faire reconnaître sa démarche par un organisme tierce partie et indépendant. Celui-ci vérifie sur place la conformité à la norme et délivre, le cas échéant, un certificat ISO 50001. L'auto-évaluation et l'autodéclaration de conformité ou la certification du système de management de l'énergie par un organisme externe peuvent attesterde la démarche.
A partir d'un diagnostic énergétique initial, l'organisme conforme à la norme définit ses cibles énergétiques et établit un plan de comptage de l'énergie. Un système de management respectant les exigences de cette norme permet de réaliser à court terme des économies d'énergie et de réduire les coûts en mettant l’accent sur l’amélioration de la performance énergétique et l’amélioration continue.
Elle a été conçue pour être utilisée seule, mais elle peut s'aligner ou être intégrée à d'autres systèmes de management.
Le siège social de Schneider Electric (Le Hive), situé à Rueil-Malmaison, est le premier bâtiment au monde à obtenir cette toute nouvelle certification ISO 50001 portant sur les systèmes de management de l'énergie.
Dans un contexte où les prix mondiaux de l’énergie s’envolent, l’annonce de la publication de la Norme internationale ISO 50001 relative au management de l’énergie, devrait permettre de contribuer les organismes à améliorer leur performance et leur efficacité énergétiques et à atténuer leur impact sur le changement climatique. Visant une large applicabilité à travers tous les secteurs économiques nationaux, la norme pourrait avoir un impact sur près de 60 % la consommation mondiale d’énergie.
Adrien FOURMON
vendredi 17 juin 2011
vendredi 27 mai 2011
Réalisation du tramway de Reims par contrat de partenariat public privé (PPP)
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
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
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.
Adrien FOURMON
vendredi 11 février 2011
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 ».
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 ».
jeudi 2 décembre 2010
Réunion des ministres du 2 décembre 2010 et projet de décret suspendant l’obligation d’achat : Quel avenir de la filière photovoltaïque en France?
Réunion des ministres du 2 décembre 2010 et projet de décret suspendant l’obligation d’achat : Quel avenir de la filière photovoltaïque en France?
Le Premier ministre a réuni le 2 décembre 2010 sept ministres pour faire le point sur l’avenir de la filière photovoltaïque en France. Suite de cette réunion, un communiqué de presse a été diffusé pour en établir le compte rendu:
Voici le lien sur le portail du gouvernement concernant le communiqué de presse sur la filière PV:
http://www.gouvernement.fr/presse/reunion-de-ministres-sur-le-photovoltaique
Créé 2010-12-02 16:30
Le communiqué de presse est reproduit en intégralité ci-dessous:
"Réunion de ministres sur le photovoltaïque
Le Premier ministre François Fillon a présidé ce jeudi 2 décembre 2010 une réunion de ministres consacrée à la filière photovoltaïque en présence d’Alain Juppé, ministre d’Etat, ministre de la Défense et des Anciens Combattants, de Nathalie Kosciusko-Morizet, ministre de l’Ecologie, du Développement durable, des Transports et du Logement, de Christine Lagarde, ministre de l’Economie, des Finances et de l’Industrie, de François Baroin, ministre du Budget, des Comptes publics, de la Fonction publique et de la Réforme de l’Etat, de Bruno Le Maire, ministre de l’Agriculture, de l’Alimentation, de la Pêche, de la Ruralité et de l’Aménagement du Territoire, d’Eric Besson, ministre chargé de l’Industrie, de l’Energie et de l’Economie numérique, et de Marie-Luce Penchard, ministre chargée de l’Outre-Mer.
Le Premier ministre s’est félicité que la France atteigne dès les prochaines semaines les objectifs fixés pour 2012 en matière photovoltaïque.
Cet essor du photovoltaïque en France, nettement plus rapide que prévu, a cependant un coût pour la collectivité et pour le consommateur final d’électricité, car il repose sur un tarif de rachat de l’électricité très favorable aux producteurs. Il convient donc de définir un nouvel équilibre pour mettre fin à la création d’une véritable bulle spéculative.
Conformément à l’engagement pris en août par Jean-Louis Borloo et Christine Lagarde, le Premier ministre a demandé à Nathalie Kosciusko-Morizet et Christine Lagarde d’engager une concertation avec toutes les parties concernées afin de définir ce nouvel équilibre. Il s’est engagé à ce que celui-ci respecte à la fois les engagements forts et consensuels du Grenelle Environnement en matière de diversification des sources d’énergie, notamment l’objectif de 500 MW de nouveaux projets par an, et protège le consommateur en permettant de maîtriser l’évolution du prix de l’électricité. Le nouveau cadre devra être mis en œuvre d’ici mars 2011.
Dans l’intervalle, Nathalie Kosciusko-Morizet et Christine Lagarde saisiront le Conseil supérieur de l’énergie d’un projet de décret suspendant de façon transitoire l’enregistrement de nouveaux projets. En effet, le nombre de projets déjà enregistrés dépasse largement l’objectif fixé par le Grenelle et justifie la définition d’un nouveau cadre.
Les installations photovoltaïques à usage domestique, c’est-à-dire celles d’une puissance crête inférieure à 3 kW ne seront pas concernées par la mesure.
Parallèlement, Nathalie Kosciusko-Morizet et Eric Besson réuniront les industriels du secteur pour élaborer un plan permettant de favoriser les technologies innovantes. L’effort national en faveur du développement de ces énergies doit se doubler d’une politique de développement de la filière en France, afin d’aider les industriels à répondre à la demande des consommateurs avec des produits compétitifs, de qualité et eux-mêmes respectueux de l’environnement, à destination du marché français mais aussi pour l’exportation. Le développement de la filière doit se traduire par un bénéfice non seulement en termes d’environnement mais aussi en termes d’emploi.
Pour développer davantage les efforts de Recherche et Développement, le Premier ministre a demandé que le Commissariat général à l’investissement lance avant la fin de l’année, avec l’Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), deux appels à manifestation d’intérêt en matière de photovoltaïque et de solaire à concentration.
Un rapport de l’inspection générale des finances et du conseil général de l’industrie, de l’énergie et des technologies sera remis en janvier concernant le traitement des zones non interconnectées au réseau continental comme la Corse et l’Outre-mer.
Le Premier ministre réaffirme enfin l’objectif de développer l’éolien offshore, conformément aux engagements du Grenelle, à hauteur de 6.000 MW d’ici 2020.. Une réunion interministérielle sera organisée d’ici la fin 2010 pour définir les modalités du lancement de l’appel à projets."
Quelles sont les principales informations à retenir de ce communiqué de presse officiel?
La question de la suspension de l'enregistrement des nouveau projets photovoltaïques
Par ailleurs, un projet de décret suspendant de façon transitoire l’enregistrement de nouveaux projets, pour une durée de 4 mois, serait en cours de préparation. Pendant, cette période "transitoire", aucune nouvelle demande ne pourra être déposée durant la période de suspension. Ainsi, doit-on s'attendre à une tentative de "nettoyage de la file d'attente" du raccordement, véritable goulot d'étranglement dans le développement des projets de production d'énergie.
Aussi, d'après le projet de décret, les projets de la file d’attente qui bénéficieront des tarifs sont ceux qui remplissent les deux conditions suivantes :
1/ avoir accepté la PTF et versé un acompte ;
2/ mettre en service l’installation dans un délai de 18 mois à compter de la date de versement au gestionnaire de réseau d'un premier acompte ou, lorsque ce premier acompte a été versé plus de 15 mois avant la date d'entrée en vigueur du présent décret, à la mise en service de l’installation dans les trois mois suivant cette date.
D'ailleurs, les cabinets ministériels ont indiqué que le volume de projets ayant accepté leur PTF dans la file d’attente ERDF serait de l’ordre de 2.1 GW.
Une dérogation pour les installations photovoltaïques à usage domestique, d’une puissance crête inférieure à 3kW
Un dispositif dérogatoire est d'ores et déjà annoncé, avant même la montée de bouclier des développeurs de projets PV. En effet, les installations photovoltaïques à usage domestique, d’une puissance crête inférieure à 3kW ne seraint pas concernées par la mesure annoncée. Cependant, il pourrait être demandé selon le Journal Les Echos de ce jour de devoir justifier du versement du paiement d’un acompte sur l’achat de matériaux pour maintenir son rang dans la file d’attente.
Le projet de décret suspendant l’obligation d’achat de l'électricité produite par certaines installations utilisant l’énergie radiative du soleil prévoit d'ailleurs que le bénéfice de l’obligation d’achat serait subordonné à la mise en service de l’installation dans un délai de 18 mois, à compter de la date de versement au gestionnaire de réseau d'un premier acompte en vue de son raccordement audit réseau, ou, lorsque ce premier acompte a été versé, plus de 15 mois avant la date d'entrée en vigueur du présent décret, à la mise en service de l’installation dans les trois mois suivant cette date.
A l'issue de la période de suspension, les demandes en cours d’instruction à la date d’entrée en vigueur du décret devront faire l’objet d’un nouveau dépôt pour bénéficier d'un contrat d'obligation d'achat, sauf l'exception.
Des projets PV bénéfiques pour le développement durable, en termes d’environnement et d’emploi
Le développement des projets PV devra être exemplaire car seront privilégiés « le développement de projets traduisant "un bénéfice non seulement en termes d’environnement mais aussi en termes d’emploi ».
Quel avenir pour les zones non interconnectées au réseau continental?
Un rapport de l’inspection générale des finances et du conseil général de l’industrie, de l’énergie et des technologies devrait être remis en janvier au gouvernement concernant le traitement des zones non interconnectées au réseau continental comme la Corse et l’Outre-mer (notamment la Guadeloupe, la Martinique, la Réunion...).
Ces zones non interconnectées connaissent une raréfaction du foncier disponible pour le développement de nouveaux projets, outre la capacité d'accueil du réseau et le problème de déconnexion des projet au réseau, qui ne permet pas de garantir le TRI espéré vu les montants d'investissement en jeu pour ce type de projets.
La question des objectifs de puissance installée en matière de photovoltaïque
Pour autant le Premier ministre s’est félicité « que la France atteigne dés les prochaines semaines les objectifs fixés en matière photovoltaïque ». Il souligne l’objectif de 500 MW de nouveaux projets par an. La question est en réalité de s'avoir s'il s'agit d'un quota, plutôt qu'un objectif minimum à dépasser.
La question de l'avenir du développement de la filière photovoltaïque en France reste donc posée à la veille de l'adoption du projetde loi de finance pour 2011.
Adrien FOURMON
Le Premier ministre a réuni le 2 décembre 2010 sept ministres pour faire le point sur l’avenir de la filière photovoltaïque en France. Suite de cette réunion, un communiqué de presse a été diffusé pour en établir le compte rendu:
Voici le lien sur le portail du gouvernement concernant le communiqué de presse sur la filière PV:
http://www.gouvernement.fr/presse/reunion-de-ministres-sur-le-photovoltaique
Créé 2010-12-02 16:30
Le communiqué de presse est reproduit en intégralité ci-dessous:
"Réunion de ministres sur le photovoltaïque
Le Premier ministre François Fillon a présidé ce jeudi 2 décembre 2010 une réunion de ministres consacrée à la filière photovoltaïque en présence d’Alain Juppé, ministre d’Etat, ministre de la Défense et des Anciens Combattants, de Nathalie Kosciusko-Morizet, ministre de l’Ecologie, du Développement durable, des Transports et du Logement, de Christine Lagarde, ministre de l’Economie, des Finances et de l’Industrie, de François Baroin, ministre du Budget, des Comptes publics, de la Fonction publique et de la Réforme de l’Etat, de Bruno Le Maire, ministre de l’Agriculture, de l’Alimentation, de la Pêche, de la Ruralité et de l’Aménagement du Territoire, d’Eric Besson, ministre chargé de l’Industrie, de l’Energie et de l’Economie numérique, et de Marie-Luce Penchard, ministre chargée de l’Outre-Mer.
Le Premier ministre s’est félicité que la France atteigne dès les prochaines semaines les objectifs fixés pour 2012 en matière photovoltaïque.
Cet essor du photovoltaïque en France, nettement plus rapide que prévu, a cependant un coût pour la collectivité et pour le consommateur final d’électricité, car il repose sur un tarif de rachat de l’électricité très favorable aux producteurs. Il convient donc de définir un nouvel équilibre pour mettre fin à la création d’une véritable bulle spéculative.
Conformément à l’engagement pris en août par Jean-Louis Borloo et Christine Lagarde, le Premier ministre a demandé à Nathalie Kosciusko-Morizet et Christine Lagarde d’engager une concertation avec toutes les parties concernées afin de définir ce nouvel équilibre. Il s’est engagé à ce que celui-ci respecte à la fois les engagements forts et consensuels du Grenelle Environnement en matière de diversification des sources d’énergie, notamment l’objectif de 500 MW de nouveaux projets par an, et protège le consommateur en permettant de maîtriser l’évolution du prix de l’électricité. Le nouveau cadre devra être mis en œuvre d’ici mars 2011.
Dans l’intervalle, Nathalie Kosciusko-Morizet et Christine Lagarde saisiront le Conseil supérieur de l’énergie d’un projet de décret suspendant de façon transitoire l’enregistrement de nouveaux projets. En effet, le nombre de projets déjà enregistrés dépasse largement l’objectif fixé par le Grenelle et justifie la définition d’un nouveau cadre.
Les installations photovoltaïques à usage domestique, c’est-à-dire celles d’une puissance crête inférieure à 3 kW ne seront pas concernées par la mesure.
Parallèlement, Nathalie Kosciusko-Morizet et Eric Besson réuniront les industriels du secteur pour élaborer un plan permettant de favoriser les technologies innovantes. L’effort national en faveur du développement de ces énergies doit se doubler d’une politique de développement de la filière en France, afin d’aider les industriels à répondre à la demande des consommateurs avec des produits compétitifs, de qualité et eux-mêmes respectueux de l’environnement, à destination du marché français mais aussi pour l’exportation. Le développement de la filière doit se traduire par un bénéfice non seulement en termes d’environnement mais aussi en termes d’emploi.
Pour développer davantage les efforts de Recherche et Développement, le Premier ministre a demandé que le Commissariat général à l’investissement lance avant la fin de l’année, avec l’Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), deux appels à manifestation d’intérêt en matière de photovoltaïque et de solaire à concentration.
Un rapport de l’inspection générale des finances et du conseil général de l’industrie, de l’énergie et des technologies sera remis en janvier concernant le traitement des zones non interconnectées au réseau continental comme la Corse et l’Outre-mer.
Le Premier ministre réaffirme enfin l’objectif de développer l’éolien offshore, conformément aux engagements du Grenelle, à hauteur de 6.000 MW d’ici 2020.. Une réunion interministérielle sera organisée d’ici la fin 2010 pour définir les modalités du lancement de l’appel à projets."
Quelles sont les principales informations à retenir de ce communiqué de presse officiel?
La question de la suspension de l'enregistrement des nouveau projets photovoltaïques
Par ailleurs, un projet de décret suspendant de façon transitoire l’enregistrement de nouveaux projets, pour une durée de 4 mois, serait en cours de préparation. Pendant, cette période "transitoire", aucune nouvelle demande ne pourra être déposée durant la période de suspension. Ainsi, doit-on s'attendre à une tentative de "nettoyage de la file d'attente" du raccordement, véritable goulot d'étranglement dans le développement des projets de production d'énergie.
Aussi, d'après le projet de décret, les projets de la file d’attente qui bénéficieront des tarifs sont ceux qui remplissent les deux conditions suivantes :
1/ avoir accepté la PTF et versé un acompte ;
2/ mettre en service l’installation dans un délai de 18 mois à compter de la date de versement au gestionnaire de réseau d'un premier acompte ou, lorsque ce premier acompte a été versé plus de 15 mois avant la date d'entrée en vigueur du présent décret, à la mise en service de l’installation dans les trois mois suivant cette date.
D'ailleurs, les cabinets ministériels ont indiqué que le volume de projets ayant accepté leur PTF dans la file d’attente ERDF serait de l’ordre de 2.1 GW.
Une dérogation pour les installations photovoltaïques à usage domestique, d’une puissance crête inférieure à 3kW
Un dispositif dérogatoire est d'ores et déjà annoncé, avant même la montée de bouclier des développeurs de projets PV. En effet, les installations photovoltaïques à usage domestique, d’une puissance crête inférieure à 3kW ne seraint pas concernées par la mesure annoncée. Cependant, il pourrait être demandé selon le Journal Les Echos de ce jour de devoir justifier du versement du paiement d’un acompte sur l’achat de matériaux pour maintenir son rang dans la file d’attente.
Le projet de décret suspendant l’obligation d’achat de l'électricité produite par certaines installations utilisant l’énergie radiative du soleil prévoit d'ailleurs que le bénéfice de l’obligation d’achat serait subordonné à la mise en service de l’installation dans un délai de 18 mois, à compter de la date de versement au gestionnaire de réseau d'un premier acompte en vue de son raccordement audit réseau, ou, lorsque ce premier acompte a été versé, plus de 15 mois avant la date d'entrée en vigueur du présent décret, à la mise en service de l’installation dans les trois mois suivant cette date.
A l'issue de la période de suspension, les demandes en cours d’instruction à la date d’entrée en vigueur du décret devront faire l’objet d’un nouveau dépôt pour bénéficier d'un contrat d'obligation d'achat, sauf l'exception.
Des projets PV bénéfiques pour le développement durable, en termes d’environnement et d’emploi
Le développement des projets PV devra être exemplaire car seront privilégiés « le développement de projets traduisant "un bénéfice non seulement en termes d’environnement mais aussi en termes d’emploi ».
Quel avenir pour les zones non interconnectées au réseau continental?
Un rapport de l’inspection générale des finances et du conseil général de l’industrie, de l’énergie et des technologies devrait être remis en janvier au gouvernement concernant le traitement des zones non interconnectées au réseau continental comme la Corse et l’Outre-mer (notamment la Guadeloupe, la Martinique, la Réunion...).
Ces zones non interconnectées connaissent une raréfaction du foncier disponible pour le développement de nouveaux projets, outre la capacité d'accueil du réseau et le problème de déconnexion des projet au réseau, qui ne permet pas de garantir le TRI espéré vu les montants d'investissement en jeu pour ce type de projets.
La question des objectifs de puissance installée en matière de photovoltaïque
Pour autant le Premier ministre s’est félicité « que la France atteigne dés les prochaines semaines les objectifs fixés en matière photovoltaïque ». Il souligne l’objectif de 500 MW de nouveaux projets par an. La question est en réalité de s'avoir s'il s'agit d'un quota, plutôt qu'un objectif minimum à dépasser.
La question de l'avenir du développement de la filière photovoltaïque en France reste donc posée à la veille de l'adoption du projetde loi de finance pour 2011.
Adrien FOURMON
mardi 2 novembre 2010
Instruments économiques en matière d'environnement et Économie des écosystèmes et de la biodiversité: le rapport finalTEEB enfin publié
Instruments économiques en matière d'environnement et Économie des écosystèmes et de la biodiversité: le rapport finalTEEB enfin publié
Le rapport final du projet « TEEB » (The Economics of Ecosystems and Biodiversity) vient enfin d'être publié le 20 octobre 2010.
Publié en 2008, le Rapport intérimaire de la TEEB a fourni certaines estimations initiales des impacts économiques de la perte de biodiversité à l’échelle mondiale.
Selon le rapport final TEEB 2010, le coût de la dégradation des écosystèmes et de la perte de la biodiversité est exorbitant pour nos sociétés.
Pour y parer, ce rapport émet dix recommandations principales :
1. Il est essentiel que l’évaluation de la biodiversité donne lieu à une ample communication et responsabilisation en matière d’impacts sur la nature.
2. Il convient d’améliorer les comptes nationaux de manière à inclure la valeur des évolutions des richesses naturelles et des flux des services écosystémiques.
3. Il y a urgence à établir des comptes physiques cohérents des stocks forestiers et des services écosystémiques.
4. Les comptes d’entreprises doivent faire apparaître les externalités telles que les dommages environnementaux.
5. L’absence de perte nette de biodiversité ou l’incidence positive nette doivent être considérées comme des pratiques commerciales normales.
6. Les principes du «pollueur-payeur» et de la «pleine récupération des coûts» constituent les lignes directrices sur lesquelles s’appuient la réorganisation des structures d’incitation et la réforme fiscale. Dans certains contextes, le principe du «bénéficiaire-payeur» peut être invoqué pour soutenir de nouvelles mesures incitatives.
7. Les gouvernements doivent tendre vers une transparence totale en matière de subventions afin d’éviter les incitations perverses.
8. L’établissement, dans le monde entier, de zones protégées gérées de façon plus globale, efficace et équitable doit se poursuivre et l’évaluation des écosystèmes peut y contribuer.
9. Le système de conservation des forêts REDD plus doit être mis en place dès que possible.
10. La dépendance des pauvres de la planète envers les services écosystémiques doit être davantage prise en considération dans les actions en faveur du développement et dans les politiques ayant un impact sur l’environnement.
Pour mémoire, la CDB définit la biodiversité comme la « variabilité des organismes vivants de toute origine, y compris, entres autres, les écosystèmes terrestres, marins et autres écosystèmes aquatiques et les complexes écologiques dont ils font partie : cela inclut la diversité au sein des espèces et entre espèces, ainsi que celle des écosystèmes » (CDB 1992).
Les entreprises reconnaissent de plus en plus l’importance de la biodiversité et des services écosystémiques pour leurs activités, de même que les opportunités commerciales que procurent la conservation et l’utilisation durable de la biodiversité. Elles ont beaucoup à gagner en intégrant l’approche soutenue par la TEEB dans leur nouvelles pratiques de gouvernance.
S'agissant de la valeur de marché et des résultats nets de l'entreprise, la perte de biodiversité peut avoir des conséquences directes du fait des impacts environnementaux comme par exemple dans le cas de forages de pétrole offshore. Dans ce cas précis, différentes entreprises d’énergie ont été confrontées à l’estimation des écosystèmes marins et côtiers et elles ont été obligées d’"internaliser" les coûts de la dégradation de l’environnement à la suite de déversement accidentel d’hydrocarbures de grandes proportions.
Concernant la question du réchauffement climatique, Nicholas Stern avait estimé que l’action de l’homme en faveur de la réduction de ses émissions de gaz à effet de serre coûterait 1% du PIB mondial chaque année, alors que le coût de son inaction (aucune réduction de ces émissions e CO2) s’élèverait à 5-20% (voire plus) du PIB mondial annuel (cf. Stern Review: The Economics of Climate Change – Summary of Conclusions).
Le rapport "TEEB (2010) L’Économie des écosystèmes et de la biodiversité :
Intégration de l’Économie de la nature. Une synthèse de l’approche, des conclusions et des recommandations de la TEEB", est consultable en français sur le site:
http://www.teebweb.org/LinkClick.aspx?fileticket=G_6CIN8acpg%3d&tabid=1278&mid=2357
Adrien FOURMON
Le rapport final du projet « TEEB » (The Economics of Ecosystems and Biodiversity) vient enfin d'être publié le 20 octobre 2010.
Publié en 2008, le Rapport intérimaire de la TEEB a fourni certaines estimations initiales des impacts économiques de la perte de biodiversité à l’échelle mondiale.
Selon le rapport final TEEB 2010, le coût de la dégradation des écosystèmes et de la perte de la biodiversité est exorbitant pour nos sociétés.
Pour y parer, ce rapport émet dix recommandations principales :
1. Il est essentiel que l’évaluation de la biodiversité donne lieu à une ample communication et responsabilisation en matière d’impacts sur la nature.
2. Il convient d’améliorer les comptes nationaux de manière à inclure la valeur des évolutions des richesses naturelles et des flux des services écosystémiques.
3. Il y a urgence à établir des comptes physiques cohérents des stocks forestiers et des services écosystémiques.
4. Les comptes d’entreprises doivent faire apparaître les externalités telles que les dommages environnementaux.
5. L’absence de perte nette de biodiversité ou l’incidence positive nette doivent être considérées comme des pratiques commerciales normales.
6. Les principes du «pollueur-payeur» et de la «pleine récupération des coûts» constituent les lignes directrices sur lesquelles s’appuient la réorganisation des structures d’incitation et la réforme fiscale. Dans certains contextes, le principe du «bénéficiaire-payeur» peut être invoqué pour soutenir de nouvelles mesures incitatives.
7. Les gouvernements doivent tendre vers une transparence totale en matière de subventions afin d’éviter les incitations perverses.
8. L’établissement, dans le monde entier, de zones protégées gérées de façon plus globale, efficace et équitable doit se poursuivre et l’évaluation des écosystèmes peut y contribuer.
9. Le système de conservation des forêts REDD plus doit être mis en place dès que possible.
10. La dépendance des pauvres de la planète envers les services écosystémiques doit être davantage prise en considération dans les actions en faveur du développement et dans les politiques ayant un impact sur l’environnement.
Pour mémoire, la CDB définit la biodiversité comme la « variabilité des organismes vivants de toute origine, y compris, entres autres, les écosystèmes terrestres, marins et autres écosystèmes aquatiques et les complexes écologiques dont ils font partie : cela inclut la diversité au sein des espèces et entre espèces, ainsi que celle des écosystèmes » (CDB 1992).
Les entreprises reconnaissent de plus en plus l’importance de la biodiversité et des services écosystémiques pour leurs activités, de même que les opportunités commerciales que procurent la conservation et l’utilisation durable de la biodiversité. Elles ont beaucoup à gagner en intégrant l’approche soutenue par la TEEB dans leur nouvelles pratiques de gouvernance.
S'agissant de la valeur de marché et des résultats nets de l'entreprise, la perte de biodiversité peut avoir des conséquences directes du fait des impacts environnementaux comme par exemple dans le cas de forages de pétrole offshore. Dans ce cas précis, différentes entreprises d’énergie ont été confrontées à l’estimation des écosystèmes marins et côtiers et elles ont été obligées d’"internaliser" les coûts de la dégradation de l’environnement à la suite de déversement accidentel d’hydrocarbures de grandes proportions.
Concernant la question du réchauffement climatique, Nicholas Stern avait estimé que l’action de l’homme en faveur de la réduction de ses émissions de gaz à effet de serre coûterait 1% du PIB mondial chaque année, alors que le coût de son inaction (aucune réduction de ces émissions e CO2) s’élèverait à 5-20% (voire plus) du PIB mondial annuel (cf. Stern Review: The Economics of Climate Change – Summary of Conclusions).
Le rapport "TEEB (2010) L’Économie des écosystèmes et de la biodiversité :
Intégration de l’Économie de la nature. Une synthèse de l’approche, des conclusions et des recommandations de la TEEB", est consultable en français sur le site:
http://www.teebweb.org/LinkClick.aspx?fileticket=G_6CIN8acpg%3d&tabid=1278&mid=2357
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