Le G12 propose 12 mesures concrètes en faveur de l’énergie solaire

Un collectif de 12 dirigeants de PME (G12) faisant la promotion de la place de l’électricité photovoltaïque dans le futur mix énergétique français, a apporté son soutien le gouvernement de porter à 32% la part d’énergies renouvelables de la consommation en 2030 et de faire voter le projet de loi dans les meilleurs délais.

Pour le G12, la filière française des producteurs d’énergie solaire a atteint une certaine maturité et serait désormais compétitive par rapport aux autres nouvelles capacités de production électrique installées. En conséquence, ils se disent "vigilants à ce qu’aucun amendement ne vienne dégrader ce nouveau cadre favorable."

Par ailleurs, afin d’atteindre les objectifs quantifiées de la loi pour les ENR en 2020 et 2030, le G12 demande que soient intégrées dans la loi certaines mesures favorisant, la visibilité des volumes, la simplification administrative, la décentralisation énergétique, la création d’outils de financement efficaces…

Douze mesures ont ainsi été identifiées :

1 – Compléter les objectifs 2020 et 2030 inscrits dans la loi avec les engagements en matière de part des sources d’énergie renouvelables dans le mix électrique (27% en 2020, 40% en 2030).

2 – Donner un calendrier clair et précis des dates limites d’approbation des programmations pluriannuelle de l’énergie (PPE), la première devant être approuvée sous deux mois après la promulgation de la loi.

3 – Préciser que chaque PPE doit définir pour chaque filière des objectifs annuels.

4 – Inscrire dans la loi l’obligation de cohérence entre les volumes des appels d’offres et les objectifs annuels de la PPE.

5 – Instaurer une concertation annuelle entre les acteurs du secteur et les représentants des pouvoirs publics pour assurer la mise en place et la révision de la PPE.

6 – Etendre le Complément de Rémunération à toute installation solaire de plus de 3 MWc à l’instar de l’éolien.

7 – Fixer une période d’expérimentation pour tout nouveau dispositif et préciser qu’il ne saurait remplacer le dispositif actuel sans une période d’adaptation.

8 – Instaurer un Certificat de Projet délivré par la préfecture et opposable aux tiers, récapitulant de manière exhaustive les différentes pièces à fournir et les procédures
applicables au projet, afin de sécuriser le cadre juridique.

9 – Prolonger le délai de caducité du Permis de Construire à 5 ans, à l’instar de l’éolien.

10 – Remplacer le mode de calcul de l’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER)au kWc par un mode de calcul au kWh, commun à toutes les énergies, et étendre l’exemption d’IFER à toute installation de puissance inférieure à 250 kWc.

11 – Exempter le solaire photovoltaïque de la taxe d’aménagement.

12 – Mettre en concurrence les travaux de raccordement, S3ENR

Au-delà de ces mesures que le G12 souhaiterait voir intégrées au projet de loi, il formule 8 recommandations plus générales qui permettraient de soutenir le développement de
la filière.

– Les Banques Publiques d’Investissement puissent apporter leur garantie au financement bancaire des projets. La filière peine à mobiliser banques et investisseurs. Or cette garantie permettrait de faire baisser considérablement le prix de l’énergie solaire puisque 40% de son coût est lié au financement.

– Favoriser les outils de financement territoriaux innovants adaptés aux spécificités du modèle économique photovoltaïque (prêts trentenaires, émission de «green-bonds »…), en les défiscalisant.

– Faciliter la sous-traitance du raccordement des installations photovoltaïques afin de favoriser la mise en concurrence et diminuer ainsi les couts de raccordement qui représentent de 10 à 20 % du montant d’investissement.

– Mettre en place d’AMI (appels à manifestation d’intérêt) régionaux sur l’autoconsommation, inspirés de l’exemple récent de la région Poitou-Charentes.

– Mise en place d’une fréquence trimestrielle pour les appels d’offres, avec des volumes prévisibles et réguliers en phase avec les objectifs annuels établis par la PPE.

– Améliorer les mécanismes d’aides à l’exportation pour favoriser l’essor de la filière française sur les marchés étrangers en créant un guichet unique et un fonds spécifique d’aide au développement des projets, dédié aux PME. Les mécanismes existants, par exemple en matière de soutien à l’export (Fonds d’étude et d’Aide au Secteur Privé (FASEP), la Réserve Pays Emergents de la Direction Générale du Trésor…), sont principalement conçus pour des projets d’énorme ampleur, ce qui limite la portée de ces dispositifs à l’égarddes PME.

– Des mesures concrètes doivent également être prises pour armorier la répartition géographique nationale, et ultramarine, des projets issus des systèmes d’appel d’offres. Le G12 appelle les pouvoirs publics à décentraliser ces systèmes d’appel d’offres, grâce à des quotas régionaux, pour favoriser plus équitablement l’autonomie énergétique de l’ensemble des territoires nationaux.

De manière plus immédiate, le G12 appelle les pouvoirs publics à engager rapidement les travaux d’élaboration de la PPE en concertation avec les filières, sans attendre la fin des débats législatifs et l’entrée en application de la loi.

Dans un marché mondial du photovoltaïque en forte croissance (40 à 45 GW en 2014, en croissance de 25% par an), cette loi de transition énergétique pour la croissance verte est une formidable opportunité de favoriser l’émergence de champions français dans le secteur des énergies renouvelables, et notamment dans le solaire. Le G12 sera vigilant et veillera à ce que l’ambition affichée d’accélérer la transition se traduise par des mesures opérationnelles, qui permettront de dynamiser le marché.

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Sonate

On voudrait bien savoir qui exactement sont les “G12” (pour des PME, j’aurais spontanément pensé à “P12”, mais cela n’aurait sans doute pas assez attiré l’attention). Sous couvert de militer pour la cause des EnR, ces gens plaident leurs intérêts (apparemment photovoltaïques). C’est de bonne guère. Reste que sur le fond, ils ont raison sur le fait que le développement du PV en France est ralenti par un ensemble de barrières administratives.

Dan1

“Par ailleurs, afin d’atteindre les objectifs quantifiées de la loi pour les ENR en 2020” Il ne devrait pas être très dur d’atteindre l’objectif affiché en 2020 dans le NREAP… puisque nous l’avons déjà dépassé : L’objectif : La réalisation : Rappelons que l’objectif français du PV en 2020 est de 4 860 MW et que cela permet d’atteindre l’objectif global de 23 % d’EnR dans le mix énergétique (contre 18 % pour l’Allemagne). Or nous sommes déjà à 5 095 MW fin juin 2014. Accessoirement, cela coûte déjà plus de 2 milliards par an aux consommateurs et j’attends les prévisions 2015 de la CRE pour la CSPE. Il n’y a pas que l’électricité dans la vie ! Et une fois de plus, la somme des intérêts particuliers ne sera jamais égale à l’intérêt général de la France.

Quiestleg12

Douze PME du secteur solaire photovoltaïque français (Coruscant, Eco Delta, Exosun, Générale du Solaire, GreenYellow, Luxel, Neoen, Optimum Tracker, ProSolia, Quadran, Sillia et Solairedirect) ont décidé de créer un collectif appelé le G12 afin de “peser sur le projet de loi sur la transition énergétique”.

O.rage

Greenwasher les profits en ruinant le reste de la société, en détournant des fonds publics qui seraient plus utiles autrepart?

O.rage

Alors vous aimez sucer les pots d’échappements des lobbys anti-nucléaires? Quand on veut comparer les tarifs d’achats, restez dans le même pays. Vous passerez moins pour une de ces pleureuses romaines. tiens tiens les ENRs sont largement au dessus

seb

Le EROEI (Energy returned on energy invested) est un indicateur qui me semble complètement inutile, et même assez idiot dans ces hypothèses… Pour faire simple le EROEI mesure la quantité d’énergie produite par rapport à l’énergie investie. Et devinez quoi? Si vous ne considérez que le charbon n’est pas en lui même une énergie, construire une centrale à charbon et extraire le charbon nécessaire à la faire fonctionner consommera moins d'”énergie” que de produire installer et entretenir les panneaux PV permettant de générer la même quantité d’électricité. Waouh ça décoiffe comme découverte ! Bon les questions derrière ça sont quand même : – Le charbon est il une énergie, je laisse le droit à chacun de se faire son petit avis là dessus, mais j’ai le mien ! – Quel est le périmettre à prendre en compte une fois que l’on s’est mis d’accord sur le fait que le charbon ne constitue pas une énergie: Parce que si on affecte la production d’une centrale à charbon à la production de panneaux PV (construction centrale charbon + extraction charbon + Construction usine PV etc…) / (énergie produite par les panneaux), on est nettement plus efficace que juste (construction centrale charbon + extraction charbon)/(Energie produite par la centrale à charbon) Quand à votre pyramide de Maslow adaptée à l’énergie, elle me parrait complètement sortie du chapeau ! Dans toutes les sociétés il y a eu des artistes depuis l’age des cavernes, et je ne suis pas sûr que le EROEI de la lampe à graisse soit des meilleurs !

Papijo

Vouloir comparer une source d’énergie comme le nucléaire (ou les fossiles), qui fonctionne nuit et jour à l’allure souhaitée, qu’il fasse jour ou nuit, qu’il pleuve ou pas, qu’il vente ou pas à une énergie qui produit essentiellement en été à l’heure de la sieste, ça mène à quoi ? Le photovoltaïque ne se justifie que si vous voulez faire tourner votre climatiseur (et encore, vaudrait mieux qu’un nuage ne passe pas devant le panneau !), mais pour tous les jours, il faut de l’électricité “durable”, pas de l’intermittente ! PS: Petit consommateur d’électricité nucléaire à 80%, je paye beaucoup moins que 155 €/MWh (y compris TVA, autres taxes et même racket du G12). Vos chiffres, vous les inventez ?

seb

Et vous, vous comparez quoi ? Le tarif de pour le consommateur final d’un mix énergétique reposant sur un parc de production largement amorti avec le prix d’achat au producteur de l’électricité renouvelable produite par des centrales non amorties? ça mène a quoi ? PS : Quand vous faites la sieste, les autres bossent, et il me parrait difficile de contester que le PV produit plutot pendant la pointe … PS2 : Le nuage j’ai un peu rigolé ! Vous savez que les centrales PV sont reliées au réseau et que si un nuage passe devant une un jour de grand beau temps où on a besoin de clim, les autres continuent à produire ! PS3 : OK pour discuter des difficultés qu’il y aura(it) à intégrer les ENR de flux au réseau électrique, quand elles auront pris essort, mais s’il vous plait ne nous prenez pas pour des imbéciles …

Herve

@ Seb, Le souci c’est qu’entre une semaine brumeuse sur tout le pays en décembre et une semaine plein soleil ventée au mois de juin, il y a un sacré différentiel de production. Pour comparer les choses, il faut comparer système complet, avec tous les équippements necessaires a son fonctionnement. Ce qui fait que dans votre calcul de l’EROI, il faut aussi ajouter la construction des moyens de backup et de stockage qui vont fonctionner de temps en temps. Et la, ça fait mal… Idem pour le cout du Kwh.

Pastilleverte

les enr, spécialement en france ce n’est “viaable”, et je ne parle que techniquement, que parce qu’il ya des centrales nuke, en veux tu en voilà, qui prennent le “relais” contament et instantanèment. Supprimons ou réduisons fortement la part du nuke dans l’électricité, et on va bien rigoler ; ou alors des centrales “à flamme”, charbon ou gaz se multiplieront pour palier l’intermittence (si si ça existe !)

Papijo

L’heure de pointe à 14 h (pointe du photovoltaïque) en plein été, où avez vous vu ça ? EDF voit plutôt la pointe en hiver vers 19 heures, quand le solaire ne produit absolument rien ! C’est peut-être différent en Californie où il y a beaucoup de climatiseurs, mais certainement pas chez nous. Pour vérifier, Cliquer lien Wikipedia.

Papijo

Encore raté ! Je redonne le lien en clair:

trimtab

“…….La super pointe se produit en hiver, mais la pointe de la mi-journée est maintenant bien marquée et le sera de plus en plus avec la clim……” Pour la super pointe d’hiver on est (je pense) tous d’accord mais pour le ‘plateau de midi’ : estivale, il n’y a aps que la clim dans la vie. Car dans un pays ‘touristique’ comme la France, quand tous les bistros, restaurants, brasseries etc mettent en route tous leurs ‘machins’, pour le ‘coup de chaud’ de midi, il n’y a pas qu’en cuisine que ça chauffe, mais le compteur EDF aussi. Sans parler, pour ceux qui travail (comme moi !) de tous ceux qui mettent leur ‘frichti’ à rechauffer dans le micro onde du salle de repos de leur entreprise…. On pourrait dire que le plateau de production PV estivale en mi journée correspond très bien aux besoins du crie quotidien d’ à table……qui résonne partout en France et Navarre…? Du PV servi sur un plateu, juste comme il faut….quand il le faut…? Alors foutez lui la paix, le PV estivale qu’on n’a pas besoin…..on ferait mieux de ‘lever le pied’ (!) ailleurs avant de ‘jeter la pierre’……. trimtab

seb

Effectivement, le solaire est de peu de secours concernant la pointe de 19h. Cependant si vous regardez les tarifs spot les heures de production solaire sont plutôt bien valorisées, en tout cas nettement mieux que les kwh produits de nuit … Pour aller plus loin sur la réflexion sur l’intégration des ENRi sur le réseau il me semble que : – Personne n’envisage de remplacer la production électrique française par du solaire et de l’éolien, juste d’augmenter leur part dans le mix. – Actuellement, en France, il reste des marges importantes grâce à l’hydraulique en particulier. – A moyen terme il est possible de récupérer d’importantes marges de manoeuvre grâce aux smart grid et à une meilleure interconnection. – Au niveau économique, je vois mal comment justifier de se passer d’une énergie qui devient pour les nouvelles capacités moins cher que le nucléaire…

Luis

¤ Pendant que certains font la sieste (les chiens aboient), les énergies renouvelables continuent de produire de l’électricité (la caravane passe). L’énergie renouvelable qui n’est pas consommée sur le moment est aussi utilisée pour le pompage des STEP. Ce qui permet aussi de produire un peu d’électricité solaire en pleine nuit, en particulier vers 19-20h lorsque le turbinage des STEP est en pleine action. Excepté en hiver, la pointe de consommation se situe en milieu de journée. C’est bien visible sur RTE.

Luis

¤ Lorsqu’on veut comparer des tarifs d’achat dans un même pays, il faut comparer les dates et la durée de validité. En Grande-Bretagne, le tarif nucléaire en 2023, si l’EPR est en service à cette date, c’est 92,5 livres de 2012 le MWh. Avec l’inflation britannique, ce sera beaucoup plus puisque le tarif est indexé depuis mi-2012. Déjà 4,5 % d’inflation en deux ans. Le tarif d’achat pour le nucléaire est pendant 35 ans, indexé sur l’inflation. Celui des énergies renouvelables 15 ans seulement en Grande-Bretagne pour les installations citées. Dans pratiquement tous les autres pays les tarifs d’achat sont sur 20 ans. Mais seulement 10 ans en Turquie pour le solaire, avec un tarif imbattable, moins cher que le nucléaire en projet dans ce pays.

Luis

¤ Dans aucun pays à ce jour la production d’électricité par les énergies renouvelables ne nécessite de “backup”, pour une raison bien simple. L’électricité renouvelable se substitue à l’électricité qui auparavent était produite avec d’autres moyens, fossiles pour l’essentiel. Dans tous les pays qui ont beaucoup développé les énergies renouvelables, le pourcentage d’électricité fossile ou nucléaire a diminué alors que celui de l’électricité renouvelable a augmenté. Dans 20 ou 30 ans, avec encore plus d’électricité renouvelable, cela n’aura pas changé. Une partie de la vieille production d’électricité continuera d’exister, utilisée au besoin par intermittence en complément du stockage.

Bachoubouzouc

“Dans aucun pays à ce jour la production d’électricité par les énergies renouvelables ne nécessite de “backup”, pour une raison bien simple. L’électricité renouvelable se substitue à l’électricité qui auparavent était produite avec d’autres moyens, fossiles pour l’essentiel.” Vous dites qu’on n’a pas eu besoin de construire de moyens de back-up parce qu’ils étaient déjà là. Cela ne veut absolument pas dire que les ENR n’en ont pas besoin. Parce qu’il y a besoin de back-up. Les discussions sur le marché de capacité le prouvent. Et cela a un coût. On commence enfin à se rendre compte que toutes les électricités ne se valent pas.

Sicetaitsmiple

Vous faites bien de préciser “dans aucun pays à ce jour”. Bachoubouzouc a totalement raison. Vous pensez réellement que les moyens existants avant le développement des renouvelables ont une durée de vie technique ou économique infinie? C’est inexact, il va falloir passer à la caisse un jour ou l’autre. Maintenant c’est un choix qu’on peut discuter, mais nier l’évidence …. Et si c’est du stockage c’est pareil.

Dan1

Luis nous dit que la notion de back up est un mythe. Soit, mais alors ce mythe est très répandu et notamment de façon assez facheuse dans des organismes qui participent à la gouvernance de la France. En effet, la Cour des Comptes a évoqué explicitement la problématique du back up et des ses conséquences économiques en parlant de coûts systémiques : A la page 193 vous trouverez le paragraphe suivant : “C – Aller vers un coût complet 1 – Intermittence, puissance installée et stockage : le facteur de charge La « valeur » de l’électricité intermittente reste aujourd’hui encore, le plus souvent appréciée par référence à la « parité réseau », autrement dit, le coût de production et de transport de l’électricité « classique », au point ou est produite l’électricité intermittente. Ce faisant, on ne tient compte ni de leur irrégularité, ni de leur imprévisibilité relative et encore moins de leurs conséquences. Cette situation ne peut pas ne pas influer sur l’organisation même de la production. Dès lors, en effet, que les facteurs sont, en France, de l’ordre du 1/5ème, dans l’éolien terrestre, voire en-dessous du 1/8ème, dans le photovoltaïque, les puissances installées ne sont plus directement comparables d’une source à l’autre. Une même production d’électricité suppose, en effet, des puissances installées très différentes selon les sources utilisées, d’autant plus importantes que leur facteur de charge est faible. Or c’est bien l’électricité in fine délivrée au réseau qui doit servir de critère directeur. Dès lors que les EnR intermittentes fournissent une part significative de la production d’électricité, on ne peut donc plus se limiter à comparer des puissances installées en omettant le facteur de charge. Il faut, en quelque sorte, raisonner à l’envers et, partant de la demande appelée, tenir compte du facteur de charge pour calculer les puissances à installer pour la satisfaire. Le calcul des coûts d‘investissement devrait impérativement désormais tenir compte de cette réalité. Il le devrait d’autant plus que l’intermittence ne fait pas qu’appeler une puissance installée plus grande, fonction inverse du facteur de charge. Il ne suffit pas en effet de multiplier par 8 la puissance installée en photovoltaïque, ni par 5 celle de l’éolien terrestre, pour disposer d’une production électrique similaire à celle de 1,25 de nucléaire ou de 4 d’hydroélectrique. Car si les chiffres de production de kWh peuvent ainsi être facialement identiques, demeure néanmoins une différence majeure dans la disponibilité de l’électricité produite. Par sa nature même, l’intermittence oblige, en effet, soit à l’appel instantané au « back up » en complément de ses creux, soit au stockage pour les lisser, soit, enfin, à l’importation d’électricité dès lors que le défaut de production fait courir un risque de réseau. Au-delà donc du seul surcoût lié à une puissance supplémentaire qu’il faut installer, ce sont autant d’investissements et de coûts supplémentaires ou d’accroissement du déficit extérieur qu’il faut impérativement prendre en compte dès lors que ces sources d’énergie prennent une place de plus en plus significative. Un exemple simple, qui n’a pas la prétention de représenter la réalité, en fournit l’illustration dans l’annexe VII. Il y est montré que le rendement d’un système de production éolienne garantissant une puissance donnée en continu est faible s’il est tenu compte du facteur de charge et du rendement de stockage Du fait des conséquences multiples et importantes qu’entraîne leur intermittence, le calcul économique devrait cesser de ne considérer que le seul coût de production des EnR. Il pourrait prendre en compte un ensemble, qui inclut, aujourd’hui, l’opération de production de soutien ou d’importation de complément, demain, celle de stockage, qui, elle-même, du fait de son rendement limité, rétroagit sur la puissance installée. 2 – Connexion au réseau et compensation : les « coûts systémiques » Faute d’une capacité de stockage, l’introduction d’une part sans cesse croissante d’une production intermittente dans les réseaux exige des débouchés instantanés sur le marché. Cela d’autant plus qu’elle est liée à une obligation d’achat. C’est pourquoi, « la place de marché de l’électricité que constituent les réseaux doit se réorganiser en conséquence ». Le raccordement à grande échelle de sources beaucoup plus dispersées (éolienne et solaire, notamment) va poser de ce fait des problèmes inédits. Une étude de l’OCDE – Agence pour l’énergie nucléaire (AEN) a estimé les coûts « systémiques » des systèmes électriques de quelques pays de l’OCDE. Ceux-ci y sont définis comme l’ensemble des coûts au-delà des coûts de production aux bornes de la centrale, permettant de fournir de l’électricité à une charge et un niveau de sécurité d’approvisionnement donné, hors stockage durable. Seuls donc les coûts relatifs à un stockage limité de rééquilibrage pour pallier les sauts de tension et de compensation (par des condensateurs), ainsi qu’à la connexion au réseau et à sa réorganisation y sont pris en compte. Ces « coûts systémiques au niveau du réseau » peuvent être globalement divisés en deux catégories. Les premiers correspondent aux coûts des investissements supplémentaires destinés à l’extension et au renforcement des réseaux de transport et de distribution, ainsi qu’au raccordement de nouvelles capacités. On rappellera qu’en Allemagne le coût d’extension et de renforcement des réseaux est estimé à quelque 45 Md€ à l’horizon 2020, soit un investissement de l’ordre de 900 €/kW de photovoltaïque et d’éolien terrestre ou offshore installé. Les seconds correspondent aux coûts supplémentaires pour l’équilibrage à court terme de la production et de la demande.” C’est un peu long, mais cela montre que la CdC se préoccupe de l’équilibre économique du système de production et d’acheminement de l’électricité au-delà des querelles de filières. Dans cet esprit…, la notion de back up ne semble pas être une simple vue de l’esprit !

Papijo

Des moyens de “back-up”, vous en cherchez … lisez donc cet article d’aujourd’hui justement concernant l’Allemagne: Pour ceux qui ne comprennent pas l’allemand, le petit graphique joint est intéressant. Il montre l’évolution ces dernières années du nombre d'”interventions d’urgence” (ordres d’arrêt ou remise en route d’urgence de centrales, ou également “délestages”, surtout auprès d’industriels, rémunérés bien sûr). Le premier “back-up” entré en action chez eux est donc de payer des industriels pour qu’ils acceptent qu’on leur coupe le courant. Vous pouvez voir les données “officielles” sous forme de tableaux Excel concernant ces interventions sur le site “NetzTransparanz” et vous amuser à faire vos propres courbes:

Luis

¤ On peut se demander qui a téléchargé 50,3 mégaoctets pour lire un rapport de 822 pages. Annexes I à IX comprises. Maintenant, peut-on faire confiance à une étude citée, qui provient de l’Agence pour l’énergie nucléaire ? Une autre agence, IRENA (International Renewable Energy Agency), l’Agence internationale de l’énergie renouvelable, ne doit sans doute pas avoir le même point de vue. Notre spécialiste des rapports de centaines de pages devrait bien nous trouver quelque chose de ce côté là. Pour l’Allemagne, le réseau avait de toute façon besoin d’être modernisé et adapté au déplacement des centres de consommation, énergies renouvelables ou pas. C’est le cas aussi en France. Au cours de la dernière campagne électorale allemande, il a aussi été question des coûts considérables nécessaires pour remettre à niveau le réseau routier, parfois très mal en point.

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