Enerpresse 11916 by INFOPRO DIGITAL

SOMMAIRE NUCLÉAIRE

Belgique : Electrabel va payer plus cher pour refroidir Tihange .......................... 2 Turquie : Les travaux de préparation du chantier d’Akkuyu sont en cours .......... 2 e

N°11916 – Jeudi 28 septembre 2017 – 47 année

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PLF 2018 : de la volonté dans la continuité

ans le projet de loi de finances pour 2018 présenté mercredi 27 septembre, pas d’annonces qui surprendront le secteur de l’énergie. « Ce n’est pas l’objectif », explique-t-on au ministère de la Transition écologique et solidaire où l’on se réjouit néanmoins de voir les crédits augmenter. Le budget du ministère se montera en effet à 24,9 milliards d’euros en 2018 contre 24 mds¤ cette année. Le ministre Nicolas Hulot veut y voir la marque de « la priorité donnée aux politiques environnementales » et « la volonté du gouvernement de mettre en œuvre concrètement le plan climat ». Autre confirmation attendue : la hausse de la fiscalité du carbone qui dépasse les chiffres prévus puisque le prix de la tonne de CO2 passera de 30,50 ¤ actuellement à 44,60 ¤ en 2018, puis 55 ¤ en 2019, 65,40 ¤ en 2020 (contre 56 ¤ prévus par la loi de transition énergétique), 75,80 ¤ en 2021 pour atteindre 86,20 ¤ à la fin du quinquennat. La fiscalité du gazole, quant à elle, augmentera de 2,6 cts¤ par litre et par an pendant quatre ans.

« Ces deux mesures se traduiront par une augmentation des prix à la pompe de 3,9 cts¤/l pour l’essence et de 7,6 cts¤/l pour le gazole en 2018 », explique le projet de loi qui prévoit également d’augmenter le montant du malus automobile. « Les efforts demandés aux Français doivent avoir du sens, nous assumons ce choix qui est celui de la transition écologique », a répété le ministre de l’Économie et des Finances Bruno Le Maire qui a annoncé la mise en place « d’ici la fin de l’année » d’un plan d’accompagnement des sous-traitants automobiles investis dans le diesel. Du côté des énergies renouvelables, un soutien de 5,5 mds¤ dans leur développement est fixé en 2018 contre 5,68 mds¤ en 2017. Les crédits sont fléchés pour les années à venir avec 6,2 mds¤ en 2019 et 6,5 mds¤ en 2020.

« L’augmentation n’est pas très forte car le delta à financer est plus faible qu’on le pensait en raison de l’évolution du coût des énergies et du coût de l’électricité sur le marché », a expliqué l’entourage du ministre. Ce soutien

est désormais financé par pour une part croissante par les taxes intérieures sur la consommation des énergies fossiles. Et dans ce contexte, la taxe CSPE restera elle stable à 22,50 ¤/MWh en 2018. Le remboursement de la dette de CSPE d’EDF se poursuit selon le calendrier prévu jusqu’en 2020 avec 1,6 md¤ qui seront versés à l’électricien français en 2018. Enfin, Bruno Le Maire a annoncé la création d’un fonds de 10 mds¤ destiné à financer l’innovation de rupture. « Nous vivons des révolutions techniques sans

ÉLECTRICITÉ

Effacement : des freins économiques et organisationnels ......................................... 2 Inde : M. Modi promet l’électrification complète du pays d’ici fin 2018 ................... 3 ÉNERGIE

Les indispensables de la politique énergétique européenne selon M. Macron ......... 3 Les deux piliers de la transition du secteur industriel selon l’Ademe ................ 4 Allemagne : Fortum signe un accord avec E.ON sur Uniper ..................................... 4 Allemagne : Les résultats des élections vus par les experts climatiques ................... 5 GAZ

Pologne : 79 M¤ de financement pour le gazoduc Zdzieszowice-Wrocław ............ 5 ÉNERGIES RENOUVELABLES

Premier panorama de la chaleur renouvelable et de récupération................ 6 Lancement de l’appel à projets Biomasse Énergie et Entreprises 2018 ........ 6 Inde : Siemens Gamesa va développer un projet hybride solaire/éolien ................ 6 TRANSPORT

RU : Un inventeur met 2 mds£ dans un projet de véhicule électrique ................ 7 CLIMAT

États-Unis : 36 M$ pour des projets de capture et de stockage du CO2 ............. 7 États-Unis : Les États fédérés au secours du climat ............................................ 7 GROS PLAN

Les bioénergies représentent une grande diversité de problématiques ......... 8 DOCUMENTS

Ravetto Associés, OFATE - La structuration des financements de projets éoliens (2/3) ............................................... 9 à 16

précédent dans notre histoire contemporaine, elles ne nous attendront pas », a déclaré le ministre. Ce fonds sera financé par la cession de

participations de l’État dans des secteurs concurrentiels, à l’image de ce qui a été fait avec la cession de 4,5 % des parts de l’État dans Engie récemment (cf. Enerpresse n°11901). Le dispositif sera « sera mis en place dans les meilleurs délais, c’est-à-dire courant 2018 », a indiqué le ministre. De nouvelles cessions devraient donc avoir lieu rapidement.

37,65 ¤ (par MWh)

N°11916 JEUDI 28 SEPTEMBRE 2017

ACTUALITÉS ACTUALITÉS

N°11916 Jeudi 28 septembre 2017

NUCLÉAIRE

BELGIQUE

Electrabel va payer plus cher pour refroidir Tihange Pour boucler son budget 2018, le gouvernement wallon a décidé de modifier la taxation sur le captage des eaux de surface pour les industriels, ont indiqué nos confères de l’Echo le 26 septembre. Cette taxe appliquait en effet un barème dégressif en fonction de la consommation. Entre 1 et 10 millions de m3 d’eau, elle était de 0,063 euro par m3, puis de 0,02 ¤/m3 pour les consommations comprises entre 10 et 99 millions de m3 et enfin de 0,004 ¤/m3 pour les consommations supérieures. Cette baisse drastique entre les deux dernières catégories ne bénéficiait qu’à Electrabel d’après le gouvernement wallon qui a décidé de revenir dessus. La centrale nucléaire de Tihange se situe en Wallonie et est refroidi par les eaux de la Meuse. Un changement estimé par nos confrères à un coût pour Electrabel de 8 millions d’euros. TURQUIE

Les travaux de préparation du chantier d’Akkuyu sont en cours L’association mondiale du nucléaire (WNA) s’est félicitée le 26 septembre du démarrage des travaux visant à préparer le chantier de la centrale nucléaire d’Akkuyu en Turquie.

« C’est un signe positif que la construction du réacteur puisse effectivement débuter en 2018, permettant à la Turquie d’être sur la bonne voie pour être le prochain pays à introduire l’énergie nucléaire dans son mix énergétique après les Émirats Arabes Unis et la Biélorussie », a souligné l’entité dans un communiqué. Cette centrale doit être équipée de quatre réacteurs de conception russe VVER de 1 200 MW chacun dont la mise en service est planifiée pour 2023. Le démarrage des travaux de préparation n’est cependant pas considéré comme le début effectif de construction d’une centrale qui intervient lors de la coulée du premier béton attendue pour mars 2018. Des travaux avaient déjà démarré sur le site en avril 2015 avant d’être stoppé fin 2015 en raison de tensions entre la Russie et la Turquie. ÉLECTRICITÉ

FRANCE

Effacement : des freins économiques et organisationnels Le gisement technique d’effacement par modulation de process (pour des effacements de courte durée) est estimé entre 6,5 à 9,5 GW en cumulé pour l’industrie et les secteurs du tertiaire analysés, indique une étude de l’Ademe menée avec E-Cube Strategy Consultants et le Ceren et publiée mardi 26 septembre. 70 % de ce gisement technique soit entre 4,5 et 6,5 GW se trouve dans l’industriel et en particulier sur 4 secteurs (métallurgie, mécanique, chimie et industrie du papier) qui représentent à eux seuls les trois quart du gisement technique industriel. Les secteurs tertiaires analysés représentant un potentiel global plus faible de 2 à 3 GW pour des courtes durées, principalement concentré sur les bureaux et le grand commerce alimentaire. L’étude évalue également le gisement technico-économique qui dépend du niveau de rémunération accessible. Les capacités accessibles sont estimées entre 1,5 et 3,6 GW pour des rémunérations de 30 ¤/kW/an ou inférieures et entre 2 et 5 GW pour des rémunérations de 60 ¤/kW/an ou inférieures. « Les capacités constituant le gisement le plus accessible

économiquement sont principalement concentrées sur les secteurs de la métallurgie, la chimie et l’industrie du papier. A l’inverse, le gisement représenté par les secteurs diffus (tertiaires petits sites ou petite industrie) est estimé comme majoritairement accessible pour des rémunérations élevées, supérieures à 60 ¤/kW/an », indique l’étude.

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ACTUALITÉS

Elle souligne que « les principales barrières au développement de capacités additionnelles

d’effacement sont aujourd’hui principalement économiques et organisationnelles, les freins réglementaires et techniques résiduels étant aujourd’hui relativement limités ». Pour lever

ces barrières, l’Ademe recommande d’intensifier la communication et la sensibilisation des consommateurs sur le sujet, de favoriser, dans le secteur tertiaire en particulier, une démarche de mutualisation des investissements en incitant lors des rénovations ou des nouvelles constructions à rendre les sites « smart grid ready », d’apporter plus de stabilité et de visibilité dans les règles/mécanismes de valorisation des effacements, etc. INDE

M. Modi promet l’électrification complète du pays d’ici fin 2018 Le Premier ministre indien Narendra Modi a promis d’électrifier tous les foyers de son pays d’ici fin 2018. Ce projet de 2,07 milliards d’euros a pour ambition d’apporter le courant aux 40 millions de foyers qui n’en bénéficiaient pas encore directement, sur les 250 millions de foyers que compte l’Inde. « 25 % des gens vivent au XVIIIe siècle. Le gouvernement électrifiera chaque foyer, que ce soit dans un village, une ville ou une région reculée », a déclaré le dirigeant nationaliste hindou lors d’un discours lundi 25 septembre, des propos rapportés par l’AFP. « Le raccordement au réseau électrique sera gratuit », a-t-il ajouté, en fixant à ses services la date butoir de décembre 2018. Les analystes politiques interprètent cette initiative comme une manière pour Narendra Modi de renforcer sa popularité dans les zones rurales, où vivent deux Indiens sur trois, dans la perspective des élections législatives de 2019. Le Premier ministre est arrivé au pouvoir en 2014 sur la promesse d’une croissance forte mais se retrouve confronté à un ralentissement économique. Cette dernière annonce complète l’une de ses promesses de 2015, qui était d’apporter l’électricité aux 18 452 villages qui en étaient privés. Selon les statistiques officielles, environ 3 000 d’entre eux restent à être traités. (avec AFP) ÉNERGIE

FRANCE

Les indispensables de la politique énergétique européenne selon M. Macron Prix plancher du carbone, interconnexions, contrat de transition de territoire, taxe aux frontières sur le carbone. « Ce sont les quatre piliers de l’ambition énergétique de la France pour l’Europe », a déclaré le président Emmanuel Macron mardi 26 septembre dans un discours sur l’avenir de l’Europe. « L’Europe doit être le fer de lance de cette transition énergétique et elle a besoin de cette ambition, (d’un) marché unifié pour construire ce modèle », a-t-il indiqué. La première chose à faire pour le président est « de donner un juste prix au carbone, suffisamment élevé pour assurer cette

transition. Les études sont là qui montrent qu’en dessous de 25 à 30 euros la tonne de CO2, ça n’est pas efficace. » À ce prix plancher qui doit être « significatif » pour engager « une vraie transformation des économies », il faudra mettre en place des mesures pour « accompagner les secteurs qui en auront besoin, (pour) accompagner les territoires qui seront les victimes de ces changements par des contrats pensés au plus près du terrain qui permettront de favoriser les territoires où les modèles productifs passés étaient les plus présents afin de leur faire bénéficier des créations d’emplois nouvelles », a expliqué Emmanuel Macron. Ensuite, pour avoir un « marché européen de l’énergie qui fonctionne vraiment », le président plaide pour « favoriser les interconnexions ». « Nous avons besoin, avec l’Espagne, avec le Portugal, avec l’ensemble de nos voisins, de développer ces interconnexions, a-t-il déclaré. Là où le renouvelable se produit en masse, nous devons en faire bénéficier toute l’Europe. À d’autres moments, là où l’énergie nucléaire est indispensable, peu carbonée, pas carbonée et à bas coût, nous devons aussi la mutualiser. » Enfin, pour réussir cette stratégie, « il nous faut une taxe aux frontières de l’Europe sur le carbone, c’est indispensable », a ajouté le président.

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Sur le plan industriel, le président Emmanuel Macron propose le lancement d’un programme européen de soutien aux véhicules propres et de déploiement d’infrastructures communes. Il a également appelé à la création dans les deux ans qui viennent d’une Agence européenne pour l’innovation de rupture, en ciblant en premier lieu « la révolution du numérique ».

Les deux piliers de la transition du secteur industriel selon l’Ademe L’Ademe estime que le secteur industriel peut améliorer son efficacité énergétique de 20 % en moyenne d’ici 2035, selon les derniers travaux prospectifs de l’agence dévoilés lors d’un colloque qui s’est tenu du 25 au 27 septembre. Entre 1990 et 2014, le secteur a diminué ses consommations énergétiques de 11 %, ses émissions de gaz à effet de serre de 40 % et son intensité de 50 %. Pour l’agence, le secteur industriel pourrait bénéficier de synergies entre deux enjeux majeurs : le numérique et la performance énergétique. Cela permettrait « d’accé-

lérer la mutation de l’industrie française pour s’adapter aux contraintes sociétales et de ressources de demain », a indiqué l’Ademe dans un communiqué du mardi 26 septembre. « La transition énergétique peut être aussi puissante que le numérique en termes d’opportunités ou de menaces. Et d’autant plus quand les deux sont associées », estime l’Ademe. Aussi l’industrie se doit d’innover comme « par exemple en mettant en place de nouveaux mécanismes tel que l’effacement » (cf. p. 2). Le secteur devra également « intégrer la transition énergétique et écologique aux mutations numériques de l’industrie, et ce, de manière concomitante avec l’intégration d’aspects sociaux et sociétaux ». Un travail qui reste encore à défricher comme le note une étude de l’Ademe réalisé avec le cabinet Deloitte en lien avec le think tank Fing (Fondation Internet Nouvelle Génération) et l’appui de Mines ParisTech et Télécom ParisTech. « Ces travaux montrent qu’il y a encore peu de données sur les impacts

environnementaux de ces technologies et que les industriels n’associent pas ou peu les évolutions numériques aux enjeux environnementaux », souligne l’Ademe. ALLEMAGNE

Fortum signe un accord avec E.ON sur Uniper Six jours auront suffi à Fortum et E.ON pour se permettre d’accord sur l’opération d’achat/vente d’Uniper. Les groupes finlandais et allemand ont signé mardi 26 septembre un accord de transaction en vertu duquel E.ON a le droit de décider de déposer sa participation de 46,65 % dans Uniper dans une offre publique d’achat au début de 2018 pour la même contrepartie offerte à tous les actionnaires. Mercredi 20 septembre, ils avaient annoncé être « en discussions avancées » sur cette opération (cf. Enerpresse n°11912). En cas de renoncement de l’opération par E.ON, il est prévu que le groupe allemand rachète toutes les actions d’Uniper qui auront été acquises par Fortum auprès d’autres actionnaires et paie un dédommagement au finlandais. Fortum proposant à chaque actionnaire d’Uniper de racheter sa part à raison de 22 euros par action, valorisant les 46,25 % d’E.ON à 3,76 milliards d’euros. La totalité du groupe est valorisée 8 mds¤. « Nous nous félicitons de l’offre de

Fortum qui constitue une opportunité pour les actionnaires d’Uniper de vendre leurs titres selon une valorisation qui reflète la performance d’Uniper depuis sa séparation » d’E.ON, a déclaré le patron de ce dernier, Johannes Teyssen, dans un communiqué. Uniper exerce essentiellement ses activités dans le gaz et le charbon en Allemagne et au Royaume-Uni, ainsi que dans le nucléaire en Suède et dans l’hydraulique. Le groupe a également une filiale en France.

Les résultats des élections vus par les experts climatiques Pour les experts allemands des politiques climatiques, la victoire d’Angela Merkel aux élections législatives du 24 septembre est une garantie de continuité pour le leadership climatique allemand et la probable présence des Verts dans un gouvernement de coalition « Jamaïque » mettrait d’emblée sur la table les questions de la sortie du charbon et de la

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réduction des émissions liées au transport. Dans un communiqué du 25 septembre, le réseau international des professionnels de la communication dans le domaine du climat et de l’énergie, Global Strategic Communications Council, a recueilli les commentaires de plusieurs experts, telle Claudia Kemfert, à la tête du département pour l’Énergie, le Transport, l’Environnement à l’Institut allemand pour la recherche économique, qui estime que « dans une coalition de

conservateurs, de libéraux et de Verts, un certain espoir demeure pour la transition énergétique si les Verts s’attaquent à sa mise en œuvre ». « Les Verts veulent initier une élimination du charbon et une transition vers un transport durable. Ce serait au moins un bon pas dans la bonne direction », ajoute-t-elle. Cependant, « les libéraux s’y opposent ». Pour l’experte, « il serait décisif que les Verts soient responsables de la transition énergétique », car « si le nouveau gouvernement poursuit dans la même voie, l’Allemagne ne parviendra pas à atteindre ses objectifs climatiques 2020 ». Pour Sabrina Schulz, qui dirige le bureau berlinois du think tank E3G, une « coalition ‘‘Jamaïque’’ avec la participation des Verts au gouvernement signifierait un retour à une action décisive sur le climat, un plan pour l’élimination future du charbon et du moteur à combustion interne ». Plus prudent, le directeur des politiques chez Germanwatch, Christoph Bals, émet quelques doutes sur la volonté d’œuvrer en profondeur en faveur du climat. « La politique climatique allemande est maintenant confrontée à un test fondamental, affirme-t-il. Jusqu’à présent, le gouvernement n’a

pas mis en œuvre les objectifs climatiques de l’Accord de Paris. Angela Merkel a annoncé trois fois dans les dernières semaines qu’elle promulguerait les mesures nécessaires pour atteindre la cible. Le programme électoral de la CDU-CSU ne montre pas la même ambition. » Et d’estimer que « la balle est maintenant dans le camp d’Angela Merkel pour fermer rapidement un grand nombre de centrales à lignite et renforcer l’isolation des bâtiments ». GAZ

POLOGNE

79 M¤ de financement pour le gazoduc Zdzieszowice-Wrocław La politique de cohésion de l’Union européenne va financer un gazoduc de 130 km entre Zdzieszowice et Wrocław dans le sud-est de la Pologne à hauteur de 79 millions d’euros (pour un investissement total de 145 M¤), grâce au Fonds européen de développement régional, indique la Commission européenne le 21 septembre. « Le nouveau pipeline renforcera le système actuel de transport de gaz régional et augmentera sa capacité », peut-on lire dans le communiqué. « Une infrastructure énergétique bien reliée est essentielle à la réalisation de l’Union de l’énergie », a déclaré Miguel Arias Canete, le commissaire à l’Action climatique et à l’Énergie. Le gazoduc Zdzieszowice-Wrocław fait partie du corridor Nord-Sud inclus dans le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour le gaz (Entsog) et le plan de développement du réseau décennal (TYNDP) 2017, en tant que partie importante des interconnexions gazières Nord-Sud en Europe centrale et orientale. Il a été défini comme un projet d’intérêt commun pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes. ÉNERGIES RENOUVELABLES

FRANCE

Premier panorama de la chaleur renouvelable et de récupération À l’occasion de son colloque sur les bioénergies du 26 septembre (cf. p. 8), le Syndicat des énergies renouvelables (SER) a présenté le premier « Panorama de la chaleur renouvelable et de récupération » réalisé avec l’Ademe, le Cibe, la fédération des services énergie environnement (Fedene) et Uniclima. La loi de transition énergétique prévoit que les énergies renouvelables représentent 38 % de la consommation finale de chaleur en 2030 mais actuellement, la France n’en est qu’à 20,4 %. D’où l’intérêt pour les acteurs de la filière de

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faire un point qui sera actualisé chaque année, de la progression des différentes filières qui composent la chaleur renouvelable : biomasse (collective, industriel, tertiaire et chauffage au bois domestique), géothermie directe et pompes à chaleur (géothermique, aérothermique), solaire thermique et valorisation des déchets. Le document comporte également un focus sur les réseaux de chaleur. Le chauffage au bois domestique reste le principal secteur de consommation finale de chaleur renouvelable (11,1 %) avec plus de 6 350 000 appareils de chauffage au bois. Bonne nouvelle, les foyers ouverts qui représentent encore 13 % du parc et qui affichent un très faible rendement énergétique, sont en baisse chaque année. « En 8 ans, le parc a diminué de 20 %, pour être, le

plus souvent remplacé par de véritables appareils de chauffage au bois, pour la plupart labellisés Flamme Vert », peut-on lire dans le panorama. Les pompes à chaleur arrivent en

2e position et compte pour 3,8 % de la consommation finale de chaleur avec 5,5 millions d’équipements installés. Les filières industrielles arrivent ensuite qu’ils s’agissent de biomasse collective, industrielle et tertiaire (3,3 %) avec 2 070 installations de plus de 300 kW, de valorisation énergétique des déchets pour la production de chaleur (1,4 % pour 88 sites), de géothermie directe (0,2 %) avec 71 installations dont 48 réseaux de chaleur géothermiques en Île de France. Enfin, le solaire thermique compte pour 0,3 % de la consommation finale de chaleur avec 3 047 milliers de m2 installés sur 470 700 sites.

Lancement de l’appel à projets Biomasse Énergie et Entreprises 2018 L’Ademe et le ministère de la Transition écologique et solidaire ont lancé mercredi 27 septembre le nouvel appel à projets pour la production de chaleur renouvelable à partir de la biomasse pour l’industrie, l’agriculture et le tertiaire privé. Le dispositif Biomasse Énergie et Entreprises porte sur les installations industrielles, agricoles et tertiaires privées assurant une production énergétique annuelle supérieure à 100 tep/an à partir de biomasse, couplées ou non à d’autres énergies renouvelables ou de récupération. Des mesures d’accompagnement sont offertes aux entreprises candidates qui peuvent également solliciter l’Ademe en région pour un accompagnement financier d’une étude de faisabilité. C’est la 6e édition de ce type d’appel à projets qui est financé par le Fonds chaleur géré par l’Ademe. INDE

Siemens Gamesa va développer un projet hybride solaire/éolien Le 26 septembre, Siemens Gamesa s’est félicité d’avoir obtenu un contrat pour développer le premier projet hybride solaire/éolien de grande taille en Inde. Il prévoit de connecter un parc solaire de 28,8 MW à un parc éolien existant de 50 MW. Siemens Gamesa doit réaliser la conception, l’ingénierie et effectuer la mise en service du parc solaire et son hybridation avec le parc éolien existant qui est équipé de turbines Siemens Gamesa. Le projet se situe dans l’État du Karnataka et doit entrer en service fin 2017. « C’est une étape importante pour notre entreprise, a souligné Ramesh Kymal, président de l’activité éolien onshore de Siemens Gamesa en Inde. Nous sommes fiers d’appliquer cette nouvelle solution hybride à une échelle

commerciale. »

EN BREF __________________________________________________ INDE Le ministère indien des Énergies nouvelles et renouvelables (MNRE) a mis en consultation jusqu’au 6 octobre un projet de lignes directrices concernant la réalisation d’études et d’enquêtes sur l’éolien offshore par des opérateurs privés.

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ACTUALITÉS

TRANSPORT

ROYAUME-UNI

Un inventeur met 2 mds£ dans un projet de véhicule électrique Le Britannique James Dyson a annoncé mardi 26 septembre un investissement de 2 milliards de livres (2,3 mds¤) pour lancer une voiture électrique d’ici à 2020, un pari ambitieux pour l’inventeur de l’aspirateur sans sac. « Il y a deux ans et demi, j’ai commencé à développer une voiture », a expliqué M. Dyson devant des journalistes à Londres, a rapporté l’AFP. Il a constitué une équipe de 400 ingénieurs qui travaillent sur ce projet, pour lequel son entreprise va investir un milliard de livres pour développer la batterie et un autre milliard pour la voiture proprement dite. Ces montants font partie d’un plan d’investissement de 2,5 milliards de livres déjà dévoilé par le groupe mais qui n’avait pas précisé quels projets il recouvrait. La voiture, dont il a promis qu’elle serait très différente des autres du même type, « est entièrement conçue par Dyson ». Mais « bien sûr nous travaillons avec des fournisseurs traditionnels », a-t-il précisé. Dyson va décider dans les prochains mois où le véhicule sera fabriqué, alors que le groupe est très présent au Royaume-Uni mais également en Asie. Le moteur est quant à lui déjà prêt, précise Dyson. « Nous fabriquerons la voiture où nous

fabriquons la batterie. Nous voulons être près des fournisseurs, là où c’est logique d’un point de vue logistique », a expliqué M. Dyson, sans fournir plus de détails. (avec AFP) CLIMAT

ÉTATS-UNIS

36 M$ pour des projets de capture et de stockage du CO2

Le secrétaire d’État américain à l’Énergie, Rick Perry, a annoncé le 22 septembre l’octroi de près de 36 millions de dollars (30 M¤) de financements fédéraux afin de faire avancer les technologies de capture et de stockage du CO2 (CCS). Gérée par l’Office of Fossil Energy (FE) du département américain de l’Énergie (DoE), cette opportunité de financement va financer les projets de recherche et développement à coûts partagés visant le développement de technologies CCS soit à un niveau d’ingénierie soit vers une conception commerciale. Une façon pour l’administration Trump qui veut développer le charbon de penser aussi à respecter ses objectifs environnementaux ou comme le dit Rick Perry « d’exploiter les ressources fossiles

du pays tout en s’occupant de l’environnement ».

Les États fédérés au secours du climat Porto Rico et les 14 États américains membres de l’Alliance pour le climat des États-Unis (U.S. Climate Alliance - USCA) sont « sur la bonne voie » pour tenir, voire dépasser, leurs parts des engagements américains de l’Accord de Paris, indique l’USCA dans un communiqué du 20 septembre. En effet, l’Alliance affirme que ses membres vont collectivement atteindre en 2025 une réduction des niveaux d’émissions de 24 à 29 % en dessous des niveaux de 2005, « ce qui permet d’atteindre les objectifs de l’Accord de Paris aux États-Unis », affirme USCA. Entre 2005 et 2015, les pays de l’Alliance ont réduit leurs émissions de gaz à effet de serre de 15 %, contre une réduction de 10 % pour le reste du pays. Alors que dans le même temps, la production économique combinée des États de l’Alliance a augmenté de 14 %, quand celle du reste du pays augmentait de 12 %. « Sur une base par habitant, la production

économique dans les États de l’Alliance a augmenté deux fois plus vite que dans le reste du pays, montrant que l’action climatique et la croissance économique peuvent aller de pair »,

précise USCA. L’Alliance née à la suite de l’annonce du Président Trump du 1er juin 2017 de se désengager de l’Accord de Paris (cf. Enerpresse n°11836) regroupe 36 % de la population américaine pour 7 000 milliards de dollars de PIB.

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GROS PLAN GROS PLAN

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ÉNERGIES RENOUVELABLES

Les bioénergies représentent une grande diversité de problématiques Le 26 septembre, le Syndicat des énergies renouvelables (SER) et sa branche dédiée, France Biomasse Énergie (FBE), ont organisé le 6e colloque national dédié à la biomasse dans un contexte qui a beaucoup changé depuis la dernière édition en 2015. La programmation pluriannuelle offre aujourd’hui une trajectoire filière par filière aux horizons 2018 et 2023. « Nous étions fin 2016 à un peu plus de 20 % de la consommation finale de chaleur dont l’immense majorité à partir de la biomasse mais nous devons atteindre 33 % en 2020, a souligné Jean Louis Bal, président du SER en ouverture. Sur les tendances actuelles, nous ne

sommes pas sur le bon rythme pour atteindre l’objectif 2020, nous devrions tendre vers les 25 % s’il n’y a pas d’accélération d’ici à 2020. Dans les transports, nous sommes à 8,7 % dont l’essentiel à partir des biocarburants de première génération. » Les difficultés dépendent des filières mais force est de constater que depuis plus de deux ans, les prix bas des énergies fossiles nuisent à la compétitivité des projets. Pour résoudre ce problème, l’augmentation de la contribution climat énergie plus rapide que la trajectoire fixée par la loi de transition énergétique (cf. Enerpresse n°11909) est une bonne nouvelle mais ce n’est pas suffisant. Plusieurs filières (biomasse ou encore méthanisation) souhaitent le doublement du fonds chaleur comme promis par le candidat Emmanuel Macron. Pourtant, Loïc Buffard, sous-directeur de l’efficacité énergétique et de la qualité de l’air à la DGEC, a une nouvelle fois rappelé la position de l’administration en ces temps budgétaires contraints qui est plutôt « une légère augmentation du Fonds Chaleur ». Il a cependant rassuré les acteurs sur un autre dossier, le crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE). « Le CITE sera bien prolongé d’un an dans l’attendre de l’arrivée de la prime en

2019 et nous serons vigilants à préserver les énergies renouvelables dans le cadre du crédit d’impôt puisque c’est le principal outil pour soutenir le développement de ces ENR dans les ménages, a-t-il indiqué. On étudie l’attribution d’un éco-PTZ sans bouquet de travaux pour l’acquisition d’équipements de chaleur ENR. » Du côté des perspectives, M. Buffard a indiqué qu’il y avait un rapport en cours de la Cour des comptes sur la chaleur renouvelable qui « nous donnera sans doute des pistes intéressantes pour le soutien de ces filières ». Si en France, les trajectoires sont claires à moyen terme, la révision de la directive sur les énergies renouvelables inquiète. Toutes filières confondues, la mise en place de critères de durabilité interpelle. La DGEC tout comme le SER y sont favorables mais seront attentifs aux conditions pratiques de mise en œuvre. En effet, la nouvelle directive prévoit des critères de durabilité mis à jour pour les biocarburants utilisés dans les transports et les bioliquides, ainsi que pour les carburants solides et gazeux issus de la biomasse utilisés pour la production de chaleur et d'électricité. « Nous sommes plutôt rassurés dans le projet actuel qui reste fondé sur une analyse pragmatique », estime M. Buffart. Mais la directive européenne inquiète plus spécifiquement deux filières : celle du biogaz et celle des biocarburants. La première s’inquiète que la directive remette en cause le dispositif de garantie d’origine du biométhane qui existe en France, tandis que la seconde est préoccupée car le projet de directive prévoit de plafonner la contribution maximale des biocarburants dits de première génération à 3,8 % en 2030, alors que la France est actuellement à plus de 7 %. « Si on

devait diviser par deux notre production de biocarburants, c’est 30 000 emplois menacés ainsi que la construction de la filière des biocarburants de 2e génération qui est remise en cause car ce sont Christelle Deschaseaux les mêmes acteurs qui préparent cette filière », a insisté M. Bal.

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Études & documents

LA STRUCTURATION DES FINANCEMENTS DE PROJETS ÉOLIENS Source : Ravetto Associés, OFATE – 2ème partie

Nous reprenons ci-après et dans nos prochaines éditions, une note de synthèse, rédigée par Claire Bretheau du cabinet d’avocats Ravetto Associés, et diffusée via la plateforme proposée par l’OFATE. La note présente la structuration des financements de projets éoliens dans le contexte des nouveaux mécanismes de soutien en France. L’auteure, Claire Bretheau (Ravetto Associés), anime la pratique du financement de projet du cabinet et intervient également sur les transactions franco-allemandes dans le secteur de l’énergie.

b) La KfW en Allemagne : un acteur incontournable En Allemagne, près de 80 % des financements de parcs éoliens sont réalisés au moyen de fonds de la KfW1 (Kredi-tanstalt für Wiederaufbau - institut de crédit pour la reconstruction) suivant l’étude qui avait été publiée au moment de l’amendement de la loi allemande Erneuerbare Energie Gesetz dite « EEG » en 20142. Les lignes de financement KfW ne sont pas uniquement réservées aux parcs éoliens situés en Allemagne, les programmes de la KfW permettant, sous certaines conditions, que des projets situés en dehors de l’Allemagne puissent également en bénéficier. Un certain nombre de parcs éoliens situés en France ont ainsi été financés à l’aide des fonds de la KfW. Ces projets de parcs éoliens peuvent notamment bénéficier du programme 2703 de la KfW, le programme standard de la KfW pour les énergies renouvelables. Ce programme permet aux installations éligibles de bénéficier d’un taux fixe de crédit particulièrement bas (à partir de 1,05 %) sur dix à vingt ans. Même si ces dernières années les taux proposés par les banques commerciales se refinançant sur le marché interbancaire étaient très compétitifs, les financements de parcs éoliens comprenant un volet refinancement auprès de la KfW restaient toujours plus attractifs. Tous les projets de parcs éoliens construits en France ne sont cependant pas éligibles à un refinancement KfW : •

Seuls les projets de parcs éoliens qui n’ont pas encore été mis en service (projets dits « greenfield ») peuvent faire une demande de refinancement auprès de la KfW4.

La KfW (Kreditanstalt für Wiederaufbau, Institution de crédit pour la reconstruction) est une institution de droit public allemand, créée par la KfW Gesetz du 5 Novembre 1948 initialement pour financer la reconstruction de l’Allemagne en coordonnant notamment les aides du plan Marshall. La KfW a actuellement pour vocation de mettre en œuvre les programmes d’intérêt public tels que le soutien aux PME et à la création d’entreprises, le soutien à la rénovation énergétique et le financement des techniques pour les énergies renouvelables. 2 3 4

Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung (2014), Impact of Renewable Energy Act Reform on Wind Project Finance, dicussion paper 1387, p.8 (en anglais). Voir sur le site de la KfW : Kredit 270 - Erneuerbare Energien Standard (en allemand).

Ce principe est aménagé par quelques exceptions : (i) en cas d’acquisition d’un parc éolien qui n’est pas raccordé depuis plus de 12 mois ou (ii) en cas d’acquisition d’un parc éolien en vue d’en augmenter la puissance par un programme de modernisation dès lors que ce parc éolien n’a pas déjà bénéficié d’un programme de la KfW.

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De plus, les lignes de refinancement KfW sont réservées aux entreprises allemandes et à leurs filiales, ou bien encore à des joint-ventures comprenant une « participation allemande significative », cette participation n’étant pas clairement définie. En pratique, un actionnariat direct ou indirect allemand d’environ 30 % dans un projet de parc éolien en France permet souvent d’obtenir un refinancement auprès de la KfW.

La mise en place de ce financement est assez simple : l’emprunteur doit passer par un établissement de crédit agréé auprès de la KfW, qui sera en charge de faire la demande de refinancement auprès de la KfW. On soulignera que l’accès aux fonds KfW n’est pas réservé aux seules banques allemandes, certaines banques françaises ayant également obtenu leur agrément pour pouvoir bénéficier de lignes de refinancement auprès de la KfW. La structure classique d’un financement KfW reprend pour l’essentiel la structure contractuelle évoquée au point a) ci-dessus avec quelques adaptations pour tenir compte de la tranche dite « KfW ». La SPV n’est pas contractuellement liée à la KfW : les accords de refinancements étant directement signés entre la banque (commerciale) de la SPV et la KfW. La banque de la SPV répercutera cependant certains de ces engagements directement dans le contrat de crédit(s) qu’elle signe avec la SPV, notamment une commission de non-utilisation, des conditions de taux et/ou de remboursement anticipé.

II. Les nouveaux mécanismes de soutien et modes de financement alternatifs pour les projets éoliens en France Pour mémoire, la filière éolienne française ne devait initialement pas connaître de réforme des nouveaux mécanismes de soutien avant 2019. En effet, l’arrêté du 17 juin 2014 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant l’énergie mécanique du vent implantées à terre, adopté suite à l’annulation de l’arrêté du 17 novembre 2008 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant l’énergie mécanique du vent1 avait été valablement notifié à la Commission Européenne, et devait théoriquement être valable encore une dizaine d’année. Cependant, la réforme de la CSPE2 introduite dans le cadre de la loi de finances pour 2016, nécessitant une nouvelle notification et un régime d’aide d’État conforme aux Lignes Directrices, a constitué un changement brusque et anticipé le passage de la filière éolienne au nouveau régime de mécanismes de soutien. Ces nouveaux mécanismes de soutien introduisent l’obligation de la vente de l’énergie produite par le parc éolien sur les marchés de l’énergie d’une part, ainsi qu’une aide versée sous forme de prime appelée en France « Complément de Rémunération » ou « CR », d’autre part. On présentera ci-après le nouveau régime mis en place pour les parcs éoliens (II.1), et dans ce contexte les nouveaux schémas de parcs éoliens avec financement participatif rendus particulièrement attractifs dans le cadre des appels d’offres3 (II.2).

Par une décision n° 324852 du 28 mai 2014, le Conseil d’État, statuant au contentieux, a annulé l’arrêté du 17 novembre 2008 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant l’énergie mécanique du vent et l’arrêté du 23 décembre 2008 le complétant. 2

La CSPE est la Contribution au Service Public de l’Électricité. Elle permet aux distributeurs d’électricité (EDF et les entreprises locales de distribution -ELD) d’être compensés pour les éventuels surcoûts liés à la mission de service public qui leur est attribuée. 3

En ce sens, l’article L311-10-1, 4° du Code de l’énergie cite parmi les critères (autres que le prix) à retenir pour désigner des lauréats d’un appel d’offres : « dans une mesure limitée, la part du capital détenue par les habitants résidant à proximité du projet ou par les collectivités territoriales ou leurs groupements sur le territoire ou à proximité du territoire desquels le projet doit être implanté par les sociétés porteuses du projet, qu’elles soient régies par le livre II du code de commerce, par les articles L. 1521-1 et suivants du code général des collectivités territoriales ou par la loi n° 47-1775 du 10 septembre 1947 portant statut de la coopération, ainsi que la part du capital proposée à ces habitants, collectivités ou groupements »

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II.1. L’introduction en France du Complément de Rémunération (CR) et la « vente directe » pour les projets de parcs éoliens Pour les installations nouvelles1, les conditions de Complément de Rémunération ont été précisées par deux arrêtés « fixant les conditions du complément de rémunération de l’électricité produite par les installations de production d’électricité utilisant l’énergie mécanique du vent » : •

L’arrêté du 13 décembre 20162 pour les demandes complètes de contrat de Complément de Rémunération déposées en 2016 (ci-après l’arrêté « Te 2016 ») ;

•

l’arrêté du 6 mai 20173 pour les demandes complètes de contrat de Complément de Rémunération déposées en 2017 et pour les installations de 6 aérogénérateurs maximum et d’une puissance maximum de 3 MW par aérogénérateur (ci-après, l’arrêté « Te 2017 »).

On remarquera toutefois que les conditions du basculement des parcs éoliens existants du système de l’Obligation d’Achat vers un système de vente directe avec Complément de Rémunération sont encore inconnues4. En effet, les articles L.314-19 et R.314-19 du Code de l’énergie prévoient, sous certaines conditions, la possibilité pour les installations bénéficiant d’un contrat d’achat de résilier leur contrat d’achat par anticipation (ou plus exactement de le suspendre) pour bénéficier du Complément de Rémunération en lieu et place de l’Obligation d’Achat. Un arrêté doit préciser les conditions. À ce jour, cet arrêté n’a toujours pas été publié. En parallèle, un appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’Installations de production d’électricité à partir de l’énergie mécanique du vent, implantées à terre a été lancé le 5 mai 20175 (ci-après, l’« Appel d’Offres »). Cet Appel d’Offres concerne les parcs d’au minimum 7 aérogénérateurs ou dont un des aérogénérateurs au moins a une puissance supérieure à 3 MW (ou bien encore les installations qui peuvent justifier d’un rejet adressé par EDF d’une demande de contrat de Complément de Rémunération en application des arrêtés Te 2016 et Te 2017). Par conséquent depuis 2017, suivant la taille du parc éolien c’est soit le système de l’arrêté tarifaire qui s’applique (II.1.1), soit le régime de l’appel d’offres (II.1.2). En tout état de cause, que le parc éolien bénéficie d’un contrat offrant un Complément de Rémunération dans le cadre de l’arrêté Te 2016 ou Te 2017, ou qu’il soit désigné lauréat de l’Appel d’Offres, la SPV portant le projet ainsi que les acteurs du financement de projet devront se familiariser avec un nouvel acteur du marché : l’« agrégateur » (II.1.3).

II.1.1. Description du système de guichet ouvert (arrêté dit « Te 2016 » et arrêté dit « Te 2017 ») Dans l’urgence, les développeurs de parcs éoliens (nouvelles installations) qui avaient déposé une demande complète de contrat d’achat en 2016 (le cas échéant également signé un contrat d’achat) ont dû convertir cette demande, selon l’arrêté Te 2016, en demande complète de contrat de Complément de Rémunération. C’est la conséquence de la réforme de la CSPE comme indiqué en introduction de la présente section II. L’arrêté Te 2017 concerne quant à lui les demandes de contrat de CR adressées par des producteurs à partir du 1er janvier 2017. 1

L’arrêté tarifaire du 13 décembre 2016 définit une installation comme nouvelle lorsque la demande complète de contrat a été déposée avant le début des travaux liés au projet. L’arrêté tarifaire du 6 mai 2017 y ajoute une condition : « et que les principaux éléments constitutifs de l’installation sont neufs ». 2 3 4

Voir OFATE (2016), Traduction allemande de l’arrêté tarifaire du 13 décembre 2016 introduisant le complément de rémunération pour l’éolien terrestre Voir OFATE (2017), Traduction allemande de l’arrêté tarifaire du 6 mai 2017 pour les parcs éoliens de 6 aérogénérateurs au maximum

Basculement prévu par l’article L.314-19 renvoyant à un décret d’application : le décret n°2016-682 du 27 mai 2016 a ainsi introduit un article R.314-19 du Code de l’énergie pour préciser les conditions de ce basculement. Il renvoie néanmoins à des arrêtés d’application du Ministre en charge de l’énergie. Les deux arrêtés Te de 2016 et 2017 sont silencieux sur le calcul du Complément de Rémunération dans l’hypothèse du basculement d’un parc éolien ayant déjà bénéficié d’un contrat d’achat ou bénéficiant actuellement d’un contrat d’achat. Ces arrêtés sont donc toujours attendus au jour de la rédaction du présent article.

CRE (2017), Cahier des charges l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’Installations de production d’électricité à partir de l’énergie mécanique du vent, implantées à terre et OFATE (2017), Traduction allemande du cahier des charges de l’appel d’offres du 5 mai 2017 pour des parcs éoliens à partir de 7 installations

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Les deux arrêtés présentent certaines similitudes : •

En premier lieu, les arrêtés Te 2016 et Te 2017 prévoient le même « tronc » de formule pour le calcul du Complément de Rémunération (le niveau du Te étant cependant différent dans chaque arrêté) :

•

Les deux arrêtés prévoient des conditions identiques pour constituer le dossier de demande complète de contrat de CR et les possibilités de modifier la demande initiale : EDF est ensuite tenue d’adresser au producteur son projet de contrat de CR dans les trois mois suivant la demande complète.

•

Les deux arrêtés prévoient le même mécanisme d’entrée en vigueur du contrat de CR, la date de prise d’effet du contrat de CR est notifiée à EDF par le producteur et est notamment conditionnée par la remise d’une attestation de conformité de l’installation.

•

Dans l’hypothèse où l’attestation de conformité n’est pas remise dans le délai de 3 ans à compter de la demande complète de contrat, la durée du contrat de Complément de Rémunération est réduite d’autant. Des exceptions sont néanmoins prévues pour permettre une prolongation du délai de 3 ans si la mise en service de l’installation est retardée du fait des travaux de raccordement ou du fait de recours contentieux (prolongation de la durée du retard de raccordement ou de la durée de traitement du jugement des recours contentieux) ou encore en cas de force majeure. L’arrêté Te 2017 précise que le retard de raccordement, pour être considéré, ne doit pas être du fait du producteur.

•

Les deux arrêtés contiennent une formule identique pour le calcul de la rémunération due dans l’hypothèse où le producteur vendrait l’électricité produite par l’installation à un acheteur de dernier recours1 : 0,80 x volumes d’électricité produits par l’installation x Te

En revanche, l’arrêté Te 2016 et l’arrêté Te 2017 présentent des différences majeures : Installations concernées

Arrêté Te 2016

Arrêté Te 2017

Installations nouvelles pour lesquelles une demande de contrat de CR a été déposée entre le 1er janvier 2016 et le 31 décembre 2016, les installations ayant effectuée une demande complète de contrat d’achat dans le cadre de l’arrêté tarifaire du 17 juin 2014 en 2016 (et déjà signé le cas échéant un contrat d’achat)

Installations nouvelles pour lesquelles une demande de contrat de CR a été déposée à compter du 1er janvier 2017 (possibilité pour les producteurs ayant déposé une demande de contrat de CR au titre de l’arrêté Te 2016 d’y renoncer et de faire une nouvelle demande au titre de l’arrêté Te 2017) Limite de 6 aérogénérateurs par installation et de 3 MW maximum pour chaque aérogénérateur

Durée

15 ans

20 ans

Suivant l’article R.314-52 du Code de l’énergie, le producteur peut conclure avec un acheteur de dernier recours un contrat d’achat dans l’hypothèse (i) où le producteur prouve l’impossibilité de contractualiser avec un agrégateur tiers ou de vendre lui-même son énergie sur le marché ou (ii) en cas de défaillance de l’agrégateur tiers, notamment en cas de retrait ou de suspension de son contrat de responsable d’équilibre ou du contrat le liant à un responsable d’équilibre.

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Niveau du « Te »

Arrêté Te 2016

Arrêté Te 2017

82 ¤/MWh les dix premières années

72 ¤/MWh à 74 ¤/MWh (en fonction du diamètre du plus grand rotor de l’installation) jusqu’à un plafond annuel pour les premiers MWh

Puis pour les 5 années suivantes : de 28 à 82 ¤/MWh en fonction de la production du parc (+ indexation/coefficient L)

puis 40 ¤/MWh au-delà du plafond annuel pour les premiers MWh (+ indexation/coefficient L)

Prime versée en cas de prix négatifs

0,23 multiplié par :

0,35 multiplié par :

la puissance maximum de l’Installation

(au-delà des 20 premières heures de prix spots pour livraison le lendemain1 négatifs sur une année civile)

le Te (défini ci-dessus)

La puissance maximum unitaire de l’Installation à 3 MW

le nombre d’heures au-delà des 20 premières heures de prix spots négatifs pour livraison le lendemain sur une année civile pendant lesquelles l’installation n’a pas produit. Ce nombre d’heures fait l’objet d’un bornage.

le Te (défini ci-dessus) le nombre d’heures au-delà des 20 premières heures de prix spots négatifs pour livraison le lendemain sur une année civile pendant lesquelles l’installation n’a pas produit.

La structure de ces deux arrêtés appelle les remarques suivantes : •

La structure de la formule est particulièrement complexe, les incertitudes pesant sur certains paramètres sont autant de facteurs qui vont devoir être pris en compte dans la modélisation du cas de base bancaire des organismes finançant le parc éolien ;

•

Le montant de la prime de gestion de 2,8 ¤/MWh a pour objet de compenser le producteur pour le surcoût généré par les activités nécessaires pour l’accès aux marchés de l’énergie de son parc éolien : seul le retour d’expérience montrera si le montant de cette prime reflète le véritable coût généré par la commercialisation de l’électricité sur les marchés de l’énergie. Pour rappel, en Allemagne, le montant de la prime de gestion initialement retenu était de l’ordre de 12 ¤/MWh pour inciter les producteurs d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables à basculer vers le régime de vente sur le marché + prime. Ce régime était alors optionnel outreRhin dans les années 2012-2014.

•

La CRE a recommandé, dans sa délibération sur le projet d’arrêté Te 2016, un prix de 2 ¤/MWh2. A l’inverse, les agrégateurs ont demandé un niveau de prime de gestion plus élevé pour faciliter l’intégration au marché des énergies renouvelables et permettre, outre le basculement des installations nouvelles, le basculement des installations anciennes du régime de l’Obligation d’Achat vers le nouveau mécanisme avec CR.

•

Le M0i faisant l’objet d’une pondération, la CRE disposera d’un délai de 4 semaines suivant le mois de livraison i3 pour publier la valeur de M0i, ce qui ne pourra que décaler d’autant la facturation définitive au titre d’un mois i.

Sur la plateforme de marché organisé français de l’électricité, soit Epex Spot Day Ahead. CRE (2016), délibération de la CRE du 3 novembre 2016: la CRE demande que la prime de gestion soit fixée à 2 ¤/MWh pendant les cinq premières années du contrat, puis 1 ¤/MWh pendant les 10 dernières années. Dans sa délibération n°2017-064 du 23 mars 2017, la CRE demande en outre d’intégrer le montant de la prime de gestion au tarif Te 2017 (recommandation n°2) (en français) 2

Article R.314-46, al. 1er du Code de l’énergie (en français)

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Enfin les deux arrêtés prévoient une régularisation en fin d’année, notamment pour tenir compte des régularisations des volumes d’électricité affectés par le gestionnaire de réseau au périmètre d’équilibre désigné par le producteur pour la production de son installation.

II.1.2. L’Appel d’Offres du 5 mai 2017 portant sur la réalisation et l’exploitation d’Installations de production d’électricité à partir de l’énergie mécanique du vent, implantées à terre En 2017, les acteurs des énergies renouvelables en France sont déjà familiers des procédures d’appels d’offres : les filières biomasse, photovoltaïque, éolien offshore font régulièrement l’objet d’appels d’offres organisés en fonction de la puissance des installations et des technologies employées. Un premier appel d’offres portant sur les centrales éoliennes à terre avait même été lancé le 1er septembre 20041, sans grand succès, l’expérience n’avait pas été renouvelée depuis. Les « Lignes Directrices » imposent à compter du 1er janvier 2017, qu’outre le système de vente sur le marché de l’électricité avec prime, une mise en concurrence soit organisée pour les projets éoliens de plus de 6 machines. Le cahier des charges2 de l’appel d’offres du 5 mai 2017 pour des parcs éoliens à partir de 7 installations, publié sur le site de la CRE répond à cette exigence des Lignes Directrices et s’applique, comme exposé ci-dessus, aux nouveaux parcs de 7 machines ou aux parcs dont au moins une machine excède 3 MW ou bien encore aux parcs non éligibles à l’arrêté Te 2016 ou à l’arrêté Te 2017. Les appels à projets se dérouleront sur 6 périodes, par tranche de 500 MW respectivement, la première période de dépôt des offres étant prévue du 1er novembre au 1er décembre 2017. Si la publication des lauréats intervient aussi rapidement qu’à l’issue de la première tranche de l’appel d’offres « CRE 4 » pour les parcs photovoltaïques, on peut s’attendre à ce que les premiers lauréats soient connus début 2018. Les lauréats désignés bénéficieront d’un contrat de Complément de Rémunération sur 20 ans mis en place avec EDF. Les modalités de signature et d’entrée en vigueur du contrat de Complément de Rémunération signé dans le cadre de l’Appel d’Offres sont proches de celles prévues aux arrêtés Te 2016 et 2017 : l’entrée en vigueur du contrat de CR est subordonnée à la fourniture d’une attestation de conformité. Si cette attestation n’est pas fournie dans un délai de 36 mois suivant la désignation du lauréat, la durée du contrat de CR est réduite de la durée du dépassement. À la différence des arrêtés Te 2016 ou Te 20173, des délais supplémentaires « laissés à l’appréciation du ministre chargé de l’énergie » peuvent être accordés « en cas d’évènement imprévisible à la date de désignation du lauréat et extérieur au producteur, dûment justifié ». Le montant du Complément de Rémunération auquel un lauréat de l’Appel d’Offres pourra prétendre est défini pour une année civile sous la forme suivante :

Formule dans laquelle les paramètres i (mois civil), Ei (volumes d’électricité affectés à l’installation produits sur les heures où les prix Epex Spot Day Ahead sont positifs ou nuls), et M0i (prix de référence moyen sur un mois pour la filière éolienne en métropole constaté sur la plateforme Epex Spot Day Ahead) sont identiques aux définitions contenues dans les arrêtés tarifaires Te 2016 et Te 2017. T est le prix de référence de l’électricité indiqué en euros par mégawattheure (¤/MWh) : il est déterminé par le candidat lors de la remise de son offre et doit se situer entre 0 ¤/MWh et 1 2 3

Appel d’offres portant sur des centrales éoliennes à terre, 2004 (en français) OFATE (2017), Traduction allemande du cahier des charges de l’appel d’offres du 5 mai 2017 pour des parcs éoliens à partir de 7 installations

Les arrêtés Te 2016 et Te 2017, on l’a vu plus haut, prévoient une prolongation du délai de remise de l’attestation en cas de retard de raccordement et du délai de traitement des contentieux (cf. p.13/14).

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74,8 ¤/MWh suivant les critères de notation du prix. Le prix maximum de référence T au titre de l’Appel d’Offres se rapproche donc du tarif Te 2017 présenté ci-dessus. La formule retenue pour l’Appel d’Offres est simplifiée par rapport à la formule des arrêtés Te 2016 et Te 2017. Fait notable : cette formule ne contient aucune référence à la prime de gestion ni aucune référence aux garanties de capacité. Il reviendra cependant au candidat d’intégrer tous ces paramètres en modélisant son offre et le prix de référence T qu’il propose. En outre, le tarif T peut faire l’objet d’une bonification si le candidat retenu a pris un engagement à l’investissement participatif. Cet engagement est précisé aux articles 3.3.6 et suivants du cahier des charges de l’Appel d’Offres et la bonification à l’article 7.2.2 du cahier des charges de l’Appel d’Offres. Cette bonification est de l’ordre de 2 ¤/MWh (pour une part de Capital ou du financement de projet en investissement participatif de 20 %) à 3 ¤/MWh (si la part de Capital ou de financement de projet en investissement participatif est égale ou supérieure à 40 %). Le cahier des charges de l’Appel d’Offres précise en outre en quoi consiste cet engagement participatif. Le candidat doit être : •

lui-même une collectivité ou un groupement de collectivités ;

•

une société par actions ou une société d’économie mixte locale dont au moins 20 % du Capital1 est détenu distinctement ou conjointement, par au moins vingt personnes physiques ou par une ou plusieurs collectivités territoriales ou par un ou plusieurs groupements de collectivités ;

•

une société coopérative régie par la loi n°47-1775 du 10 septembre 1947 portant statut de la coopération collectivité territoriale dont au moins 20 % du Capital est détenu distinctement ou conjointement, par au moins vingt personnes physiques ou par une ou plusieurs collectivités territoriales ou par un ou plusieurs groupements de collectivités ;

ou bien encore, si 20 % du financement du projet (fonds propres, quasi-fonds propres et dette) est apporté distinctement ou conjointement, il doit être détenu par au moins vingt personnes physiques ou par une ou plusieurs collectivités territoriales ou par un ou plusieurs groupements de collectivités. Le cahier des charges de l’Appel d’Offres précise ensuite les éléments à joindre au dossier de candidature, notamment : •

les caractéristiques de l’installation ;

•

les informations sur le candidat ;

•

l’autorisation au titre de l’article L.512-1 du code de l’environnement (à l’exception de la première tranche de l’Appel d’Offres pour laquelle une copie de l’arrêté d’ouverture d’enquête publique prévue par l’article L.181-9 du Code de l’environnement peut suffire).

Par ailleurs, le cahier des charges fixe le montant de la garantie financière d’exécution à 30 000 ¤/MW installé. Cette garantie financière doit être émise sur 42 mois. Elle est adressée au préfet dans les deux mois de la désignation du lauréat et est intégralement libérée dans les 15 jours suivant l’achèvement de l’installation. Enfin, le cahier des charges prévoit également, tout comme les arrêtés Te 2016 et Te 2017, (i) une prime pour l’installation qui ne produit pas sur une année civile au-delà des 20 premières heures de prix négatifs constatés sur la plateforme Epex Spot Day Ahead et (ii) le tarif d’achat applicable si le producteur fait appel à un acheteur de dernier recours.

Conception extensive de la notion de Capital telle qu’exposée au I.2.2.a) ci-dessus

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Les formules correspondent à celles retenues pour l’arrêté Te 2017, si ce n’est que la valeur Te 2017 est remplacée par la valeur T proposée par le candidat : −

Traitement des prix négatifs (prime versée) :

0,35 x Puissance maximum de l’Installation x T (défini ci-dessus) x nombre d’heures au-delà des 20 premières heures de prix spots négatifs pour livraison le lendemain sur une année civile pendant lesquelles l’installation n’a pas produit. −

Acheteur de dernier recours (tarif d’achat applicable) :

0,80 x volumes d’électricité produits par l’installation x T

À suivre…

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