Pour sa 6^e édition, le baromètre de l’Ademe révèle que 52 % des Français pensent qu’il serait possible, d’ici une vingtaine d’année, de produire quasiment toute l’énergie nécessaire au pays à partir d’énergies renouvelables et 64 % déclarent qu’ils seraient prêts à payer plus cher pour passer d’une énergie classique à une énergie renouvelable. « L’augmentation moyenne consentie atteint près de 12 %, un record depuis 2014 », assure l’agence dans un communiquédu 11 février. La production d’EnR à domicile fait des émules. Ainsi, 68 % des Français, + 2 points, seraient prêts à payer un peu plus cher pour produire eux-mêmes leur propre électricité. La production locale d’énergies renouvelables a également le vent en poupe : 86 % des sondés plébiscitent la production locale d’EnR même si elle coûtait un peu plus cher, 57 % (+3 points) seraient prêts à participer personnellement au financement de ce type de projet en y plaçant une partie de leur argent et 31 % (+ 3 points) pourraient même y investir plus de 500 euros. Toutefois, le baromètre révèle que les Français ont une très mauvaise connaissance de l’existence de ce type de projets : seuls 8 % des Français savent si de tels projets existent dans leur région. Enfin, le baromètre révèle que les attitudes hostiles à l’implantation d’installations d’EnR (syndrome « Pas dans mon jardin ») déclarées par l’ensemble de la population sont également minoritaires et/ou en régression.

Le gouvernement a annoncé que l’État se dotait d’un outil de suivi de ses consommations de gaz, d’électricité, d’eau, de fioul, de chauffage urbain. « L’objectif est de mieux gérer son énergie et piloter son parc Immobilier », expliquent Elisabeth Borne, ministre de la Transition écologique et solidaire, Gérald Darmanin, ministre de l’Action et des Comptes publics et Emmanuelle Wargon, secrétaire d’État auprès de la ministre de la Transition écologique et solidaire dans un communiqué commun en date du 14 février. Cet outil (OSFI, pour Outil de suivi des fluides interministériel), développé avec l’entreprise française Deepki, « permet de dresser une cartographie des consommations énergétiques du parc immobilier et ainsi d’être un véritable outil d’aide à la décision. » Il permet de : détecter une anomalie sur facture ; optimiser son contrat ; analyser les consommations via des courbes de charges ; de prendre les décisions d’investissements les plus judicieuses visant à réduire les consommations énergétiques. Le déploiement d’OSFI fait partie d’une série de mesures pour réduire les consommations énergétiques et émissions de Co2 des bâtiments publics. Tout comme, notamment, l’éradication du chauffage au fioul d’ici 2029, l’interdiction dès 2020 de l’achat de nouveaux systèmes de chauffage au fioul et la mise en open data dès maintenant des diagnostics de performance énergétique (DPE) des bâtiments publics.

La Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR) a réagi le 19 février à la consultation publique de la stratégie nationale bas carbone (SNBC) et de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Si l’organisme rassemblant des collectivités territoriales spécialisées dans les services publics locaux en réseau salue « une approche conciliant compétitivité et dynamique d’emplois créés et développés dans les territoires grâce à la transition énergétique », le ton change à propos du biogaz. Ainsi, la FNCCR demande de renforcer la place du biogaz et soutenir financièrement son développement. La fédération « regrette une cible de production de biogaz trop modeste, à l’horizon 2023 : 6 TWh injectés contre 8 TWh inscrits dans la précédente PPE (2016). Cette réduction va ainsi à contre-courant de l’accélération du développement de la filière constatée en 2019. Par ailleurs, la FNCCR regrette le manque d’ambition concernant l’objectif de gaz renouvelable dans la consommation de gaz en 2030, fixée à seulement 7 %, loin des ambitions initiales de 10 %. » Et d’ajouter, « il paraît nécessaire de limiter les appels d’offres à des productions élevées (supérieures à 30 GWh annuels) et de sanctuariser des volumes de production en guichet ouvert pour faciliter l’industrialisation et la baisse des coûts. Dans le même temps, il semble indispensable de mettre en place des outils pour faciliter le développement des projets (analyse des gisements au niveau départemental, aide à la faisabilité, aides spécifiques pour le gaz porté…). »

Le verdict est tombé. En quête d’une ressource géothermale à 70 degrés dans un réservoir du jurassique, Plaine de Garonne Énergies a dû accepter l’échec de son forage à 1 600 mètres. « On a trouvé une eau à un débit de 240 litres/heure alors qu’on en attendait 200 à 300 m³ selon les projections du BRGM », lance Christophe Raymond. Intervenant à l’occasion d’un atelier des Assises européennes de la transition énergétique organisées fin janvier, le directeur de cette filiale de Cofely Engie et de Storengy semble déçu, mais pas abattu. Et pour cause : ce cas de figure avait été anticipé par le délégataire et son autorité concédante Bordeaux Métropole. « On s’est lancés car l’Ademe a accepté de couvrir le risque pris par cette exploration à hauteur de 90 % des coûts », confie Christian Guillaume, chef du service production et distribution d’énergie de la collectivité. « Lors de notre consultation, nous avons demandé aux entreprises d’imaginer différents scénarios. Avec un plan B pour que quoi qu’il arrive, on puisse créer un réseau de chaleur et un tarif compétitif ». Sur la rive droite de la Garonne, le forage a de fait repris pour remonter jusqu’à une nappe du Crétacé dont la température est plus faible (45 degrés), mais dont l’existence ne fait pas de doute. Si les choses se passent désormais comme prévu, l’installation géothermique développera une puissance de 7 MW de chaleur (contre 16 prévus initialement) et le complément sera apporté par une chaufferie biomasse dont le bâtiment avait été préconstruit avant de lancer les forages. Celui-ci aurait été affecté à un autre usage en cas de succès… Mais être prévoyant s’avère parfois utile.

Le projet ClearGen permet de produire de l’électricité à partir de l’hydrogène coproduit par la SARA (Société Anonyme de la Raffinerie des Antilles) dans sa raffinerie de Martinique. Porté par HDF Energy (Hydrogène de France Energy), en partenariat avec la SARA, le laboratoire ICMCB/CNRS, Ballard Power Systems Europe et JEMA, ce projet a pour but d’exploiter de manière industrielle de l’hydrogène pour produire de l’électricité avec une pile à combustible de grande puissance (1 MW). Financé à hauteur de 10 millions d’euros conjointement par le FCH JU (Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking) de l’Union Européenne et la SARA, il consiste en la récupération de l’hydrogène non valorisé et initialement brûlé en torchère, pour produire de l’électricité. Celle-ci est vendue sur le réseau martiniquais à EDF SEI à travers un contrat d’achat de 15 ans. Le succès de l’intégration de cette technologie dans un contexte industriel très complexe et règlementé qu’est celui d’une raffinerie SEVESO ouvre un champ de possibilités pour la valorisation des sous produits issus des industries chimiques et pétrolières à grande échelle, notamment aux membres du consortium européen. HDF Energy a par ailleurs annoncé, le 10 décembre dernier, la construction à Bordeaux de la première usine de fabrication de piles à combustible de forte puissance, qui permettront de multiplier les projets de type ClearGen.

Jeudi 6 février, Eiffel Investment Group, la Banque des Territoires, GRTgaz, Société Générale Assurances et Ademe Investissement ont annoncé le lancement du fonds Eiffel Gaz Vert. Doté de 115 M€, cet outil est destiné à soutenir le développement de 50 à 100 unités de méthanisation en France et en Europe au moyen de prises de participation minoritaires, apports en capital ou quasi-capital. L’un de ses objectifs est notamment d’aider les projets à passer la phase délicate de construction de l’unité de méthanisation avant qu’elle n’entre en production et que des financements de long-terme ne prennent le relais. En proposant un financement minoritaire, le fonds préserve ainsi le contrôle des industriels et agriculteurs sur leurs projets, tout en leur permettant d’allouer leurs fonds propres vers davantage d’opérations. Le nouvel outil est rapidement entré en activité puisqu’un premier projet a été engagé à hauteur de 8 M€. Il s’agit d’une opération située dans le Doubs et portée par Naskeo. La Banque Européenne d’Investissement et ProBTP étudient la possibilité d’entrer dans le fonds Eiffel Gaz Vert, ce qui pourrait alors porter son budget à 200 M€.

En partenariat avec l’Ademe et la FNCCR, Observ’ER a publié le 30 janvier dernier la dixième édition de son Baromètre des énergies renouvelables électriques en France. L’ouvrage présente en détail, et par région, l’actualité des 9 principales filières de production d’énergie renouvelable électrique sur les 12 derniers mois, afin d’éclairer les territoires sur leur trajectoires en matière de transition énergétique. En légère hausse, les filières les plus dynamiques que sont l’éolien et le solaire photovoltaïque, ont vu leurs puissances installées progresser respectivement de 1,5 GW et presque 1,2 GW au cours de l’année écoulée. Ainsi la production électrique renouvelable de la France aura couvert l’équivalent de 23 % de l’énergie électrique nationale consommé et ce malgré un secteur hydroélectrique dont le niveau de production a été particulièrement en raison d’une année 2019 particulièrement sèche. Cependant, la progression des puissances installées a été en deçà des attentes notamment pour l’éolien et le PV qui auraient dû croître d’au moins 2 GW chacun, et maintenir ce rythme dans les années à venir, pour rester dans la feuille de route des objectifs 2023 de la dernière programmation pluriannuelle de l’énergie.

Les réseaux Amorce, Cler Réseau pour la transition énergétique, Flame et FNCAUE ont annoncé, dans un communiqué du 1^er février leur mobilisation « pour un service public de la rénovation énergétique (SPPEH) à la hauteur des enjeux. » Ces réseaux veulent « pérenniser les structures d’accompagnement, les généraliser à tous les territoires et développer leurs missions pour atteindre les objectifs quantitatifs tout en garantissant la qualité et l’efficacité des rénovations grâce à un conseil objectif et indépendant des intérêts commerciaux. Le SPPEH doit être un service de proximité offert à tous les citoyens, et adapté aux différentes situations des ménages. » Le collectif fustige le choix de l’État de se désengager du financement du SPPEH pour le faire reposer sur les certificats d’économie d’énergie (CEE), via le programme SARE (Service d’Accompagnement pour la Rénovation Énergétique, et sur les collectivités). « Ce choix risque de fragiliser l’écosystème de la rénovation », prévient-il, ajoutant que « le SPPEH ne peut pas se limiter au programme SARE. » Les 4 réseaux demandent donc « un cadre plus adapté et un financement pérenne pour le SPPEH en utilisant par exemple une partie de la contribution climat énergie pour financer les politiques de rénovation et plus largement de transition énergétique portées par les collectivités. »

L’allemand Siemens a annoncé le 4 février le rachat pour 1,1 milliard d’euros à l’espagnol Iberdrola de la participation de 8,1 % qu’il détient dans sa filiale d’éoliennes Siemens Gamesa, issue de la fusion en 2017 de l’espagnol Gamesa et de la division énergie éolienne de Siemens. Une fois l’opération bouclée, Siemens détiendra quelque 67 % de la Siemens Gamesa. Il n’entend pas lancer d’offre sur le reste du capital, a-t-il précisé dans un communiqué. « Siemens et Iberdrola ont reconnu depuis longtemps la nécessité d’une consolidation » dans le secteur des énergies renouvelables, et « ont fait un premier pas dans cette direction », explique Joe Kaeser, patron du groupe, cité dans ce même communiqué.

L’Ademe a publié une mise à jour de son étude de 2017 sur les coûts des énergies renouvelables en France. Photovoltaïque, éolien terrestre et en mer, hydrolien, petite hydroélectricité, géothermie profonde de haute énergie, bois énergie, solaire thermique individuel, pompes à chaleur individuelles, biomasse collective, solaire thermique, géothermie, cogénération biogaz, injection de biogaz, l’étude détaille les principaux paramètres régissant les coûts de production de ces différentes énergies et l’évolution de ces coûts. Pour certaines filières, une comparaison internationale est réalisée pour les coûts actuels. Enfin, le stockage de l’électricité et les coûts de production des technologies solaires en zone non interconnectée (ZNI) sont également dans le scope de l’étude. « Globalement, l’étude constate que le coût des énergies renouvelables poursuit sa baisse rapide. Des filières comme le photovoltaïque, l’éolien terrestre, le bois énergie, atteignent aujourd’hui, pour une partie significative des installations, des coûts inférieurs à ceux des technologies conventionnelles », explique l’Ademe. « Dans ce contexte, les soutiens publics au MWh se réduisent significativement, mais leur rôle assurantiel reste important pour permettre l’accès à des financements à bas coût. » Chez les particuliers, le développement des solutions d’énergies renouvelables « nécessite le maintien des aides publiques. En effet, même les solutions les plus effiicaces (bois énergie et géothermie), peinent à se développer à cause de barrières freinant le passage à l’action (le coût de l’investissement initial est particulièrement élevé) », relève l’étude.