Suite à la deuxième réunion du groupe de travail national dédié aux réseaux de chaleur et de froid, la FNCCR territoire d’énergie s’est réjouie de voir 90 % de ses propositions retenues par la Secrétaire d’État Emmanuelle Wargon. « Campagnes d’information, plateforme avec des données géolocalisées, accompagnement des collectivités, structuration des réseaux d’acteurs…toutes ces mesures permettent un renforcement positif de la connaissance à disposition des collectivités », explique, dans un communiqué du 22 mai l’organisme rassemblant des collectivités territoriales spécialisées dans les services publics locaux en réseau. Autre sujet de satisfaction, le froid et le rafraîchissement urbains « sont présents via l’extension du taux de TVA réduit au froid renouvelable et réseaux de froid dans les DOM. » Toutefois, « la route est encore longue et il y a besoin d’une vraie ambition », tempère la FNCCR. « Le point central qu’est la Contribution Climat Energie […] est malheureusement la grande oubliée de ces mesures annoncées. » Autres manques : l’insertion de la dimension « aménagement/urbanisme » (en s’appuyant notamment sur les leviers des PLUi ou des PCAET) et la prise en compte affirmée d’une approche multi-réseaux, « condition essentielle de réussite de la transition énergétique dans les territoires. »

La Banque européenne d’investissement (BEI) et la société RGreen Invest ont annoncé le 20 ami « une nouvelle étape dans leur partenariat » avec le premier investissement réalisé dans le domaine de la méthanisation en France à travers une prise de participation de 5 M€ du fonds Infragreen III dans l’entreprise Méthajoule, situé en région Auvergne Rhône Alpes. Ainsi, Infagreen III et Méthajoule ont signé un partenariat ayant pour objectif de porter des projets de méthanisation situés en France (à hauteur de 10 M€). Le premier projet présenté est une unité de méthanisation agricole en cogénération de 500 kW-e/400 kW-th. Le site, en cours de construction, est situé sur la commune de Sainte-Eulalie, dans le Cantal et produira de l’électricité (vendue à EDF) et de l’énergie thermique qui sera valorisée par un réseau de chaleur de 620 mètres de long desservant une zone d’activités. « Lors du lancement du fonds Infragreen III géré par Rgreen Invest, la BEI a investi 50 M€ lui permettant, en décembre 2018, de se clôturer au-dessus de ses objectifs de levée de capital, pour un montant de 307 M€ », rappelle la BEI dans un communiqué. L’objectif du fonds Infragreen III géré par Rgreen Invest consiste à investir dans des actifs réels du secteur de la transition énergétique et en particulier dans les énergies renouvelables en France et dans l’Union Européenne, en ciblant des projets photovoltaïques, éoliens mais aussi dans la géothermie, la biomasse, la méthanisation, l’efficience énergétique.

« Hydroquest et CNM ont tenu les délais et ont installé leur première hydrolienne marine nommée HydroQuest Ocean », se réjouit le développeur isérois dans un communiqué du 10 mai. Hydroquest a en effet immergé début mai une hydrolienne sur le site d’essai d’EDF de Paimpol-Bréhat. Construite par CMN (Constructions mécaniques de Normandie) à Cherbourg, la turbine d’une capacité de 1 MW, qui utilise la technologie du double axe vertical contrarotatif, sera raccordée au réseau à la fin du mois avant une phase de test comprise entre six mois et un an. HydroQuest Ocean mesure 25 mètres de long, 10 mètres de large et 11 mètres de hauteur (sans l’embase) et pèse, toute assemblée, 1400 tonnes. Hydroquest, entreprise concentrée jusqu’alors dans l’hydrolien fluvial, travaille également à un modèle marin de 2 MW qu’elle aimerait déployer dans le Raz Blanchard. Pour ce faire, elle souhaite que l’État lance l’appel d’offres correspondant (cf. l’article du JDER 247 dédié à la filière).

Simec Altlantis a annoncé, dans un communiqué du 14 mai, un partenariat technologique avec GE dans l’hydrolien. Selon l’accord en question, les partenaires vont s’unir pour développer des dispositifs, à grand échelle, de génération d’énergie hydrolienne et des solutions de stockage. Les deux groupes travaillent de concert depuis septembre 2018 sur la turbine hydrolienne AR2000 dont deux exemplaires doivent venir compléter le parc de Meygen, en Écosse. Celui-ci comprend quatre turbines d’une capacité totale de 6 MW et passera ainsi à 10 MW.

Si la Chine et les États-Unis restent les pays les plus attractifs pour les énergies renouvelables, la France complète désormais le podium, explique le cabinet d’audit EY dans un communiqué du 15 mai. « L’évolution positive du classement de la France est portée par une hausse de l’attractivité sur le solaire photovoltaïque et l’éolien offshore », explique EY. « Cette remontée de l’attractivité relative de la France s’explique également par la baisse de l’attractivité de l’Inde sur le solaire photovoltaïque et de l’Allemagne sur le solaire photovoltaïque et l’éolien onshore. » À l’inverse, l’Inde et l’Allemagne ont respectivement reculé à la quatrième et à la sixième place, en raison d’une baisse de l’attractivité sur le solaire et l’éolien

À l’occasion d’un colloque sur les réseaux de chaleur et de froid organisé le 6 mai à Nantes par la Fedene, le SNCU et Amorce, et en amont de l’Euroheat & Power Congress (7 et 8 mai, également à Nantes), l’Ademe a dégainé une étude détaillée sur la filière. Cet état des lieux dresse, pour la première fois, un bilan de l’écosystème des acteurs en présence et fournit une évaluation des retombées socio-économiques actuelles en termes d’activités économiques, d’emplois et de coûts. Parmi les principaux enseignements de ce document : la part des énergies renouvelables et de récupération (EnR&R) ne cesse de progresser en France et atteint 56 % de l’approvisionnement des réseaux de chaleur et de froid en 2017 (27 % dans l’UE, 9 % dans le monde) contre 40 % en 2013 et 27 % en 2005, l’énergie renouvelable dont la part a le plus significativement augmenté étant la biomasse ; le taux de raccordement des bâtiments à un réseau de chaleur en France reste faible (de l’ordre de 6 %) alors que la moyenne européenne est à 13% en secteur résidentiel et tertiaire ; le coût moyen annualisé et actualisé (LCOH) de la distribution primaire de chaleur à destination du secteur résidentiel et tertiaire est compris entre 10 et 27 €/MWh avec une médiane à 19 €/MWh ; le coût complet actualisé (production et distribution) moyen des réseaux enquêtés est de 76 €/MWh.

Malgré un avis défavorable de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), les textes qui visent à adapter le dispositif d’obligation d’achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel pour les installations de production de biométhane livrant à un point d’injection mutualisé après un transport routier (biométhane porté) ont été publiés au Journal officiel en date du 3 mai. Ces deux textes, un décret et un arrêté ont fait l’objectif d’une consultation à la mi-2018. Les dispositions relatives au mécanisme de dégressivité des tarifs sont ainsi modifiées, afin que « le tarif d’achat puisse être calculé en tenant compte de la production de chacun des sites de production de biométhane livrant à un point d’injection mutualisé après un transport routier ». La mise en œuvre de cette mesure requiert également l’installation d’un dispositif de comptage sur chacun des sites de production, au lieu, jusqu’alors, d’une installation au niveau du point d’injection dans le réseau de gaz naturel.

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) s’est alarmée le 6 mai d’un tassement « inattendu » dans le développement des énergies. Selon le scénario de développement durable (SDD) de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), chaque année en moyenne une capacité d’énergies renouvelables de 300 GW doit être installée dans le monde entre 2018 et 2030 pour atteindre les objectifs de l’Accord de Paris en matière de lutte contre le réchauffement climatique. Or les capacités mondiales ont stagné en 2018 (à 177 GW), selon l’AIE. C’est d’ailleurs la première fois depuis 2001 que la croissance de son développement n’accélère pas d’une année sur l’autre. « Le monde ne peut pas se permettre de presser la touche ”pause” concernant l’expansion des renouvelables, et les gouvernements doivent agir rapidement pour corriger cette situation et permettre un flux plus rapide dans le développement de nouveaux projets », explique Fatih Birol, le directeur exécutif de l’AIE, cité dans un communiqué. L’Agence souligne en effet « une rupture inattendue de la tendance (qui) suscite des inquiétudes quant à la réalisation des objectifs climatiques à long terme ». Les gouvernements sont sommés d’« agir rapidement pour corriger cette situation et permettre un flux plus rapide dans le développement de nouveaux projets. »

Observ’ER vient de mettre en ligne son étude sur le marché 2018 des pompes à chaleurs (PAC) dans le secteur du résidentiel (jusqu’à 30 kW). Avec 591 700 PAC air/air et air/eau vendues, auxquelles s’ajoutent 105 140 chauffe-eau thermodynamiques (CET), les technologies aérothermiques progressent de 18 % et réalisent une très belle année. Les PAC air/air restent l’équipement phare du secteur avec un marché évalué à plus de 498 120 pièces. Les voyants sont tous au vert pour le segment. Globalement, le marché a profité de la relance des constructions neuves amorcées en 2016 et qui s’est poursuivie jusqu’à la fin du premier semestre 2018. Depuis l’activité dans la construction s’est ralentie, ce qui pourrait impacter les dynamiques de marché en 2019. Les PAC air/eau font également une bonne année (93 580 pièces, + 15 % par rapport à 2017). Quant aux CET, ils continuent leur progression en profitant notamment d’une bonne pénétration sur le marché du neuf. Pour les pompes à chaleur géothermiques, le bilan est inverse. Les ventes restent à un niveau désespérément bas (3 080 pièces) et aucun signe de reprise ne semble venir en 2019. Cette technologie, qui pourtant affiche un bilan énergétique et économique performant sur le long terme reste très mal connue du grand public.

La technologie de l’énergie houlomotrice pourrait permettre aux groupes pétroliers de convertir des plateformes offshore en centres de production d’énergie renouvelable, ce qu’a bien compris Eni. Le groupe italien s’est en effet associé avec CDP, Fincantieri et Terna. Les partenaires ont ainsi signé le 19 avril un accord non contraignant pour développer et construire des centrales houlomotrices à l’échelle industrielle. Leur objectif est de transformer le projet pilote ISWEC (Inertial Sea Wave Energy Converter), un projet pilote sur le site offshore d’Eni à Ravenne, en un projet à l’échelle industrielle et d’explorer le potentiel de lancement de projets à grande échelle, y compris à l’étranger. « L’accord d’aujourd’hui constitue un pas en avant important vers la construction d’un nouveau système de production d’énergie renouvelable générée par l’énergie houlomotrice », explique Claudio Descalzi, PDG d’Eni, dans un communiqué. Les partenaires prévoient la connexion d’une première installation industrielle à un site de production offshore d’Eni d’ici à 2020.