Le 14 janvier, un décret a été publié au Journal officiel pour relever le plafond annuel du dispositif d’aide au renforcement des réseaux de distribution de gaz naturel pour le raccordement des installations de production de biométhane. Initialement, les gestionnaires de réseau de gaz, comme GRDF ou GRTgaz, se sont vu imposer un plafond correspondant à 0,4 % des recettes annuelles des tarifs d’utilisation du réseau ATRD et ATRT (Accès des Tiers aux Réseaux de Distribution et de Transport de gaz naturel). Le décret n° 2021-28 du 14 janvier porte ce chiffre à 2 %. Cette décision devrait permettre d’accélérer le développement de la production de biométhane, afin d’atteindre les objectifs de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Celle-ci prévoit 14 à 22  TWh de biométhane injecté dans le réseau de gaz en 2028, pour une production totale de biogaz (incluant la cogénération) de 24 à 32 TWh PCS.

Un collectif composé d’acteurs de la filière gaz a lancé une pétition adressée notamment à la ministre de la Transition écologique Barbara Pompili « pour une nouvelle RE2020 multi-énergies ». La Réglementation environnementale 2020 (RE2020) est la nouvelle réglementation encadrant la construction neuve, succédant à la réglementation thermique 2012  (RT2012). Elle fixe de nouvelles règles concernant les usages énergétiques et l’enveloppe du neuf individuel et collectif. Ce collectif gazier estime qu’elle représente un danger pour les filières du gaz, car elle favoriserait certains systèmes fonctionnant à l’électricité comme les PAC, notamment pour les usages de chauffage. Les chaudières à gaz sont dorénavant en revanche considérées trop polluantes, car contraires aux ambitions climatiques françaises et seront donc bannies des constructions neuves d’ici l’été 2021. Le collectif demande de laisser le choix de l’énergie utilisée aux citoyens plutôt que d’interdire, afin d’assurer la pérennité de la filière gazière représentant 130 000 emplois en France. Concernant le poids des constructions neuves dans les consommations de gaz en France, rappelons qu’elles représentent chaque année environ 1,1 % des logements au total. De plus, d’après les diagnostics de performance énergétique (DPE) un logement moyen en France consomme 250 kWh/m²/an contre 50 kWh/m²/an pour le neuf afin de respecter la précédente réglementation (RT2012). Le collectif s’oppose également à cette RE2020 au motif de soutenir le gaz renouvelable. Mais, d’après GRTgaz, le gaz commercialisé en France était en 2019 à 99,74 % non-renouvelable et l’objectif national ne vise pas à additionner la consommation de gaz renouvelable au gaz fossile actuellement consommé, mais bien à s’y substituer, en commençant par les logements existants.

 La filière gaz, par le biais du biométhane et de l’hydrogène, a donc bien son rôle à jouer dans la transition énergétique.

En partenariat avec l’Ademe et la FNCCR, Observ’ER a publié le 11 janvier dernier la onzième édition de son baromètre des énergies renouvelables électriques en France. L’ouvrage présente en détail, et par région, l’actualité des huit principales filières de production d’énergie renouvelable électrique sur les 12 derniers mois afin d’éclairer les territoires sur leur trajectoire en matière de transition énergétique. Parmi l’ensemble des informations de l’ouvrage, deux peuvent être mises en avant. Le rythme de progression du parc électrique renouvelable s’avère une nouvelle fois trop lent en 2020. Si la crise du Covid a joué un rôle, les professionnels interrogés par Observ’ER pointent surtout les sempiternelles lourdeurs administratives, les restrictions d’accès au foncier en raison des servitudes aéronautiques militaires ou civiles mais aussi la montée de difficultés d’acceptabilité des nouvelles installations par les populations locales. Autre résultat du baromètre, l’analyse des objectifs renouvelables électriques des nouveaux schémas régionaux d’aménagement (SRADDET) montre que si de belles ambitions sont affichées (notamment dans le photovoltaïque) il n’en demeure pas moins une interrogation sur la capacité des territoires à réaliser leurs objectifs. La croissance des filières reste en effet encore largement pilotée par les appels d’offres de la Commission de régulation de l’énergie.

Sous la pression du mouvement des Gilets jaunes, le président de la République avait annoncé en 2019 la création de la Convention Citoyenne pour le Climat afin de donner davantage de légitimité à son action climatique et d’offrir des visions nouvelles pour appuyer la politique du gouvernement, critiquée par la population. Après neuf mois de travail, les 150 citoyennes et citoyens représentatifs de la population et tirés au sort, ont élaboré 149  propositions que le Président avait promis à l’été 2020 de reprendre « sans filtre » en les transmettant au Parlement ou aux Français par référendum. Malgré cela, la plupart des propositions ont été retoquées ou abandonnées au fil du temps, au grand regret des garants et des participants de la Convention, ainsi que de nombreux acteurs politiques ou économiques concernés. Le 9 janvier 2021, le gouvernement a enfin dévoilé le « projet de loi portant lutte contre le dérèglement climatique et le renforcement de la résilience face à ses effets », inspiré des propositions de la Convention. De nombreux acteurs comme Reporterre, le Réseau Action Climat ou encore Alternatives économiques estiment que ce projet de loi n’est pas à la hauteur des enjeux climatiques. Par exemple, l’article 4 prévoit d’encadrer la publicité sur certaines énergies fossiles, mais ne remet pas en cause les subventions publiques dont elles bénéficient et ne propose toujours pas d’augmenter la fiscalité carbone. L’article 21 souhaite décliner la PPE au niveau régional, alors que cette obligation existe déjà au niveau des SRADDET. L’article 23  vise à abaisser le seuil de 1 000 m² à 500 m² pour l’obligation d’installation de système de production d’énergie renouvelable (ou de toiture végétalisée) sur les surfaces commerciales et les entrepôts, mais cette obligation ne concerne toujours qu’une partie infinitésimale du parc des bâtiments en France. Le texte sera discuté en Conseil des ministres à la mi-février et au parlement fin mars 2021.

Suite à une décision de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), le producteur français d’énergie renouvelable, Albioma, annonce la fin du charbon de sa centrale de Bois-Rouge sur l’Île de La Réunion pour une conversion 100 % biomasse. Les travaux débuteront dès 2021 en privilégiant les gisements locaux de biomasse disponibles (bagasse, bois forestier, bois d’élagage, etc.), complétés par des granulés de bois importés issus de forêts certifiées type FSC et PEFC, pour une conversion total prévue en 2023. Selon l’énergéticien, cette transformation fera passer la part des renouvelable du mix énergétique de La Réunion de 35 % à 51 % et permettra de réduire les émissions de gaz à effet de serre d’environ 640 000 tonnes équivalent CO₂ par an. Albioma poursuit par ailleurs sa stratégie de développement en annonçant le 25 décembre dernier, la mise en service industrielle de sa centrale 100 % bagasse Vale do Paraná, située dans la ville de Suzanápolis dans l’État de São Paulo. Avec ce site, le Français, confirme son implantation au Brésil où il possède déjà trois unités similaires.

Engie annonce que la plateforme de recherche et développement semi-industrielle, Gaya, vient de franchir une étape dans la production de biométhane à partir de combustibles solides de récupération (CSR). Situé à Saint-Fons (Rhône), ce projet a été initié en 2010 par Engie et cofinancé par l’Ademe pour un investissement total de 66 millions d’euros. Gaya est aussi un projet collaboratif réunissant onze partenaires français et européens dont, Tenerrdis, qui a labellisé le dispositif. La première phase du programme a axé ses recherches sur la pyrogazéification à partir de biomasse sèche (bois, paille, co-produits d’industrie du bois, etc.). Ces produits, chauffés en l’absence d’oxygène, produisent un gaz de synthèse qui sera ensuite épuré. Pour la deuxième phase du projet, Engie, annonce que la production de gaz renouvelable à partir de CSR, en l’absence de filières de recyclage dédiées, est aussi effective. Le passage au stade industriel se fera au Havre avec la construction d’une première unité de production à partir de 2023. Le projet, baptisé « Salamandre », devrait permettre dès 2026  de produire jusqu’à 150 GWh de gaz renouvelable.

Les deux décisions sont tombées coup sur coup. D’abord l’arrêt définitif du forage de Vendenheim lundi 7 décembre. Ensuite la suspension par la préfète du Bas-Rhin des autres projets de géothermie profonde du département mercredi 9 décembre. En cause : le séisme de trop ressenti quelques jours plus tôt à proximité d’un puits injecteur. Magnitude : 3,59. Cet épisode a définitivement mis à mal la théorie selon laquelle les tremblements apparus depuis le début du chantier devaient être liés à d’autres causes. À plusieurs reprises, l’entreprise Fonroche avait estimé qu’il était « impossible » que des travaux de fracturation aient de telles conséquences… Une appréciation qu’elle a finalement accepté de revoir. Vendredi 11 décembre, elle a annoncé traiter 300 dossiers d’habitants victimes de potentiels dégâts matériels suite à ces tremblements de terre. Dans la filière, c’est évidemment la soupe à la grimace. En particulier parce que ce projet de Vendenheim s’annonçait prometteur. À partir de 2021, il devait permettre de produire à la fois de l’électricité (avec une puissance de 10 MW) et de la chaleur (40 MW). L’installation semblait par ailleurs en mesure d’alimenter l’industrie du lithium à hauteur de 30 voire 40 % de la demande française. Pour autant, pas question de jeter le bébé avec l’eau du bain. « Le contexte de ce projet était très spécifique, rappelle Aurélie Lehericy, présidente du Syndicat national du chauffage urbain (SNCU). Avec des failles et donc un risque de sismicité, ce qui n’est pas le cas avec la géothermie utilisée par les réseaux de chaleur qui s’appuie sur des nappes, notamment au Dogger ». Rien à voir a fortiori avec les opérations de géothermie de surface. Même les installations de type de Vendenheim ne doivent pas être enterrées trop vite, ajoute-t-on à l’Association française des professionnels de la géothermie (AFPG). «  Des sites en exploitation dans le bassin rhénan existent déjà depuis plusieurs années en France (Rittershoffen, Soultz-Sous-Forêts) et en Allemagne (Landau, Insheim) », a rappelé l’association au lendemain de la crise alsacienne. Reste que les riverains de telles installations pourraient, eux, avoir du mal à se laisser convaincre. À l’AFPG, un groupe de travail pour « tirer toutes les leçons de ce qui s’est passé », et travailler sur la question de l’acceptabilité sociale des projets a été créé. En Alsace, une enquête administrative a parallèlement été diligentée par la préfète. Ses conclusions sont attendues à la fin du mois (O.D.).

Observ’ER vient de mettre en ligne son étude annuelle du suivi du secteur solaire thermique dans ses applications collectives ou pour des opérations de grandes tailles. Le document, disponible en libre accès, présente un état des lieux complet de la filière à travers des indicateurs de marché, et également d’une approche qualitative basée sur une dizaine d’entretiens menés auprès d’acteurs du marché (bureaux d’études, industriels, associations) afin qu’ils livrent les tendances concernant leur activité au cours de l’année 2019 et du premier semestre 2020. Du côté des opérations solaires thermiques collectives, l’humeur reste à la morosité avec un marché nettement en baisse par rapport à 2018 (- 34 %) et qui ne semble pas regagner de la vigueur en 2020. Les professionnels du monde du bâtiment continuent de se détourner de cette technologie. Si certains restent échaudés par des contre-références passées, la majorité ne se sent pas suffisamment incitée par la réglementation (RT 2012 et la future RE 2020) ou les aides financières (le Fonds chaleur) pour investir dans le solaire thermique. Concernant les opérations de très grande taille, comme l’installation de la Papeterie de Condat-sur-Vézère (4 210 m2) mise en service en 2019, la dynamique est plus positive. Les appels d’offres organisés par l’Ademe ont permis de faire émerger de beaux projets. L’enjeu est désormais d’enclencher un mouvement qui doit prendre de l’ampleur pour attirer davantage d’industriels ou d’agriculteurs. L’alimentation des serres par l’énergie solaire thermique est par exemple un domaine prometteur.

L’Ocean Energy Europe Conference & Exhibition qui s’est déroulée du 1^er au 4 décembre a été l’occasion pour l’Écosse et le Pays Basque d’annoncer le projet EuropeWave de 20 millions d’euros, dans lequel ces territoires collaboreront sur 5 ans dans le but de promouvoir l’énergie des vagues, dite houlomotrice. Tous deux engagés dans un processus de décarbonisation de l’économie, ils souhaitent devenir leaders dans ce secteur émergent en aidant l’Europe à atteindre l’objectif d’énergie marine de 100 MW pour 2025 et de 1 GW pour 2030. EuropeWave vise à repérer et évaluer les technologies en développement et à sélectionner les plus prometteuses en termes techniques et économiques pour les tester sous forme de démonstrateurs dans les eaux écossaises et basques. Pour le ministre de l’énergie écossais, il s’agit d’une opportunité pour continuer à travailler avec ses partenaires de l’Union européenne en France et en Espagne notamment.

Le groupe allemand Weltec, spécialiste de la construction et de l’exploitation d’installations de biogaz et de biométhane vient d’annoncer la mise en service de l’unité de biométhanisation de Vire en Normandie. Ce projet de 11 millions d’euros, réalisé en partenariat avec Agripower France, un regroupement d’une quarantaine d’exploitations agricoles locales, permettra de traiter environ 70 000 tonnes de substrats qui seront transformés en biogaz et en biométhane. Les 200 tonnes d’intrants quotidiens provenant d’un rayon de sept kilomètres sont issues d’effluents animaux comme le fumier de bovins, les lisiers de porcs et de rebuts d’abattoirs. Cette unité innove aussi en utilisant la chaleur fatale d’une usine spécialisée dans la fabrication d’aliments pour animaux domestiques située à 500 mètres : les deux sites ont été reliés par une conduite d’eau chaude. Avec ce système, les intrants sont chauffés à 70°C et il n’est pratiquement pas nécessaire de réchauffer les trois digesteurs, les matières entrantes étant déjà à la température requise pour la digestion anaérobie. L’unité de Vire injecte environ 270 m³ de gaz vert par heure dans le réseau public et sont ainsi directement disponibles au niveau national comme source d’énergie ou carburant alternatif.