Etude d’approvisionnement et de développement des énergies renouvelables … · 2020. 5....

Etude d’approvisionnement

et de développement des

énergies renouvelables sur

le Grand Douaisis

Partie 3 : Stratégie de développement et

planification énergétique

SM SCOT GRAND DOUAISIS

MARS 2014

Etude cofinancée par l’Ademe et la Région Nord Pas de Calais

dans le cadre du FRAMEE

Etude d’approvisionnement et de développement des énergies renouvelables sur le Grand Douaisis

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ENJEUX ET OBJECTIFS DE L’ETUDE ................................................................ ERREUR ! SIGNET NON DEFINI.

A. METHODOLOGIE DE RECOLTE DES DONNEES ET DES PROJECTIONS A 2020/2050ERREUR ! SIGNET NON

DEFINI.

Source des données collectées et études ........................................................................... Erreur ! Signet non défini.

Hypothèses retenues pour les projections ....................................................................... Erreur ! Signet non défini.

B. LA NECESSITE DE REDUIRE LES CONSOMMATIONS ..................................... ERREUR ! SIGNET NON DEFINI.

Les consommations globales du territoire en 2011 ..................................................... Erreur ! Signet non défini.

La réduction des consommations d’énergie dans le logement ................................ Erreur ! Signet non défini.

Projections 2020-2050 de consommations au regard du SRCAE ........................... Erreur ! Signet non défini.

C. LA PRODUCTION D’ENERGIES RENOUVELABLES .......................................... ERREUR ! SIGNET NON DEFINI.

La répartition des productions d’énergies renouvelables en 2011 ....................... Erreur ! Signet non défini.

Les projections de production à 2020-2050 ................................................................... Erreur ! Signet non défini.

D. LES GISEMENTS EN ENERGIES RENOUVELABLES MOBILISABLES ................. ERREUR ! SIGNET NON DEFINI.

Potentiel solaire ......................................................................................................................... Erreur ! Signet non défini.

Solaire thermique ..................................................................................................................... Erreur ! Signet non défini.

Bois énergie ................................................................................................................................. Erreur ! Signet non défini.

Géothermie .................................................................................................................................. Erreur ! Signet non défini.

Eolien ............................................................................................................................................. Erreur ! Signet non défini.

Biogaz ............................................................................................................................................ Erreur ! Signet non défini.

Récupération de chaleur sur eaux usées .......................................................................... Erreur ! Signet non défini.

Micro-hydroélectricité ............................................................................................................ Erreur ! Signet non défini.

Energies fatales .......................................................................................................................... Erreur ! Signet non défini.

Cogénération ............................................................................................................................... Erreur ! Signet non défini.

E. SYNTHESE DES PROJECTIONS DE PRODUCTION D’ENERGIES RENOUVELABLES A 2020/2050 ....... ERREUR !

SIGNET NON DEFINI.

F. IMPACT SUR LE DEVELOPPEMENT LOCAL ................................................................................................. 2

Diminuer la dépendance énergétique ..................................................................................................................................... 2

Participer à la diminution de la pollution air ...................................................................................................................... 3

Amener de nouvelles retombées financières locales ......................................................................................................... 3

G. LA PLANIFICATION ENERGETIQUE TERRITORIALE ..................................................................................... 6

Développer des documents d’urbanisme intégrant les enjeux d’énergie climat .................................................... 7

Favoriser la complémentarité et la mutualisation des réseaux ................................................................................ 14

H. PARTAGER LA STRATEGIE ENERGETIQUE DU TERRITOIRE ...................................................................... 24

La complémentarité « ville-campagne » ............................................................................................................................. 24

Les projets collectifs d’installation d’énergies renouvelables ..................................................................................... 25

I. ANNEXES................................................................................................................................................ 30


2

F Impact sur le développement local

Si toutes les nouvelles filières énergétiques disponibles doivent être mobilisées pour atteindre les

objectifs fixés par le Grenelle de l’environnement, elles ne présentent pas les mêmes potentiels et ne

bénéficient pas des mêmes soutiens à leur développement. Des analyses comparatives existent pour

évaluer le coût du MWh ou de la tonne de GES évités en installant des énergies renouvelables à la

place d’énergies non renouvelables.

Cependant les retombées pour les territoires intégrant des énergies renouvelables vont bien au-delà

des simples gains techniques sur l’énergie et le CO2 : emplois, qualité de l’air, diversification

économique, indépendance énergétique…

Développer les énergies renouvelables est un facteur de développement local.

Diminuer la dépendance énergétique

La consommation d’énergie a un impact financier important sur notre territoire compte tenu de

notre faible production locale. En 2011 il a été évalué que l’achat de gaz et d’électricité, l’impact

financier pour l’ensemble du territoire s’est élevé à 328 548 000 € soit 1322€ par habitants.

Avec la politique de diminution des consommations et la hausse de population en prenant une

hypothèse de 0,03% d’augmentation de population par an (chiffre basé sur évolution moyenne

constatée de la population du Grand Douaisis entre 99 et 2011), le coût pour le territoire serait

ramené à 300 228 000 € en 2020 et 158 508 000€ en 2050. Ce coût est très optimiste puisqu’il est

calculé sur la base d’un coût constant du kwh alors que les prix de l’énergie vont forcément

augmenter progressivement.

Coût du KWh(€)

Consommation territoire

Coût total Territoire Nombre

d'habitants Coût en €/hab

Electricité

2011

0,12

2 008 000 000 240 960 000 €

2020 1 835 000 000 220 200 000 €

2050 969 000 000 116 280 000 €

Gaz

2011

0,054

1 622 000 000 87 588 000 €

2020 1 482 000 000 80 028 000 €

2050 782 000 000 42 228 000 €

Total

2011

3 630 000 000 328 548 000 € 248 538 1 322 €

2020

3 317 000 000 300 228 000 € 249 285 1 204 €

2050

1 751 000 000 158 508 000 € 251 538 630 €


3

Estimation de l’impact financier avec objectif de réduction des consommations à l’échelle du Grand Douaisis

En euros constants 2013

Hypothèse : 0,03%/an d'augmentation de la population en moyenne (Technicity)

Participer à la diminution de la pollution air

La quasi totalité des communes du Nord Pas de Calais sont classées en zones sensible à la

dégradation de la qualité de l’air.

Le territoire du Grand Douaisis est dans la zone administrative de surveillance de Béthune-Lens-

Douai-Valenciennes. La législation fixe des valeurs limites d’exposition journalières et annuelles aux

polluants atmosphériques dont les particules en suspension (PM10 et PM 2,5). La valeur journalière

des PM10 ne doit pas être dépassée plus de 35 fois au cours d’une année. Depuis 2008 les

dépassements sont régulièrement constatés sur le ZAS de Béthune-Lens-Douai-Valenciennes et

supérieurs à l’exposition annuelle.

La France a été mise en demeure par l’Union européenne pour non respect des valeurs limites de

qualité de l’air pour les PM10. La zone de Douai fait partie avec Lille des 11 zones retenues dans cette

mise en demeure.

Ces particules sont d'origines naturelles (éruption volcanique, feux forêts...) et/ou humaines. En effet

les activités humaines de combustion dans les véhicules thermiques, les centrales thermiques, les

procédés industriels, le chauffage à base d’énergies fossiles et les chauffages bois non performants et

sans filtre génèrent d’importantes quantité de particules fines.

Amener de nouvelles retombées financières locales

Le développement des énergies renouvelables peut avoir un impact économique local fort si les

conditions politiques et réglementaires lui sont favorables. En effet, l’objectif principal d’une

production décentralisée en énergie renouvelable est la consommation de la production sur place.

Les atouts de la démarche de production locale d’énergies renouvelables sont :

la création d’emplois locaux, non délocalisables

des retombées économiques locales

un renforcement du tissu économique local et régional et la création de nouveaux liens entre

secteurs (économie, production, stockage, distribution de l’énergie, agricole12,...)

Les retombées financières étaient déjà existantes notamment dans le cas des projets éoliens avec la

perception d’origines fiscales des communes.

Cependant plusieurs territoires en France ont pris part directement aux projets d’implantations et

ont démultiplié les retombées financières de ces projets sur leur territoire et même pour leurs

habitants dans le cas de projets participatifs.

L’implantation d’un parc éolien de 5 éoliennes de 2MW (10MW) représente en moyenne 16M€

d’investissement pour un chiffre d’affaire annuel de 1,8M€. Ces couts sont fortement dépendants du

contexte local (distance de raccordement, vent, …).

Ce parc éolien « capte » le vent et le paysage du territoire. Pourtant, l'électricité produite est vendue,

en grande majorité, pour le seul bénéfice de l'investisseur privé (fonds de pension ou autre,...). Les


4

recettes fiscales perçues par les

collectivités locales représentent moins

de 4% du chiffre d'affaire. Le bloc

communal (commune et EPCI) peut

ainsi percevoir 65 000€ pour un parc de

10MW.

Les propriétaires fonciers touchent un

loyer pour chaque éolienne sur leur

terrain.

Environ 4 à 8 % de l’économie d’un parc

éolien reste sur le territoire d’accueil.

Le financement des projets par les

acteurs locaux permet d’augmenter les

retombées économiques locales et favorise l’appropriation des moyens de production EnR du

territoire.

Les collectivités locales ne doivent pas se contenter des seules retombées économiques provenant

des recettes fiscales

Par exemple le parc de 19 éoliennes participatif (commune et habitants) de St Georges sur Arnon et

Migny a permis les retombées suivantes en 2011 :

- fiscalité toutes collectivités : 382 000€

- Recettes de la société d’exploitation public-privé : 393 000€ sur 2 ans

- Emplis locaux, loyers, base de maintenance

- Projet d’accompagnement : 1% soit 600 000€ reversé aux communes

Ce projet s’accompagne d’un investissement dans l’économie locale : rénovation d’une maison

culturelle, 20 audits énergétiques, toitures photovoltaïques, réseau de chaleur biomasse...


5

ZOOM

Maximiser les retombées économique locale d’un projet éolien

Le 20 janvier se sont réunis 2 collectivités locales : la 4C et Sud Artois, le fournisseur d’énergie

verte Enercoop, la coopérative financière Énergie Partagée, l’association Action et les cigales

d’Arras et Cambrai pour signer les statuts de la SAEML Éole Sud 59/62.

Suite à la disparition des Zones de Développement Éolien en mars 2013, les 2 communautés de

communes s’interrogeaient sur la mise en place d’une stratégie de maîtrise économique et

d’aménagement du développement éolien sur leur territoire.

Comment favoriser une maîtrise publique de la production d’électricité ?

Comment développer un outil de financement pour développer les énergies renouvelables et les

économies d’énergies sur le territoire ?

Comment informer les citoyens sur l’éolien et leur permettre d’investir dans les parcs ?

Comment conserver la maîtrise spatiale des implantations ?

Comment favoriser les retombées locales de ces gros investissements ?

La création de la société d’économie mixte SAEML Éole Sud 59/62 est une première réponse. Au

côté de la mise en place d’une Charte « Éolien Local » qui définit les critères de développement

de projets cohérents avec les enjeux et développement du territoire et la préservation du cadre

de vie (information du public, utilisation des bénéfices de la SAEML...), la SAEML pose le cadre. Le

territoire est maintenant doté d’un outil de maîtrise du développement éolien qui se veut de

faire participer les citoyens dans l’intérêt général du territoire.

Les élus tablent sur un bénéfice de 1,5 M € les premières années, et beaucoup plus ensuite. La 4C

souhaite réinvestir sa part dans sa « politique d’amélioration de l’habitat ancien et de lutte

contre la précarité énergétique ».


6

A. La planification énergétique territoriale

La présente étude a pour objectif de proposer une stratégie qui vise à renforcer le recours aux

ressources énergétiques locales. Il s’agit d’éclairer les décideurs sur les données énergétiques du

territoire, d’estimer les potentialités en matière de développement des énergies renouvelables et de

maîtrise de l’énergie.

La question du bouquet énergétique est territoriale.

Avec la fermeture de la centrale d’Hornaing, plus aucune unité de production d’énergie significative

n’est présente sur le territoire ou n’est en projet.

Les plus grosses unités de production d’énergie en 2014 sont

2 centrales photovoltaïques privées

1 unité de méthanisation avec production d’électricité par cogénération et rachetée par EDF

Le réseau de chaleur issue de la biomasse et gaz alimentant un quartier en expansion (Le

Raquet –les Epis) et un centre hospitalier

L’ensemble du territoire d’étude est en outre desservi de manière adéquate par des réseaux

électriques haute tension. Il en va de même en ce qui concerne les réseaux de transport de gaz haute

pression.

Les stratégies énergétiques à développer à l’échelle du Grand Douaisis doivent permettre de

concrétiser les objectifs à moyen et long terme définies aux différentes échelles des territoires

concernés et de traduire concrètement les principes de sobriété énergétique et d’approvisionnement

durable, notamment par la prise en compte des principes structurants suivants :

Diminution des besoins énergétiques

Valorisation du potentiel énergétique local renouvelable et des rejets thermiques

Développement d’infrastructures et d’équipements efficaces pour la production et la

distribution de l’énergie

Prise en compte et organisation des relations entre les acteurs du territoire (acceptabilité,

nouveau paradigme)

Ces stratégies énergétiques pourront être déclinées à différentes échelles :

Territorial : échelle du Grand Douaisis

Intercommunal

Pôles de centralité : les 6 pôles définis dans le SCoT

Communal

La planification énergétique territoriale (PET) est cette stratégie qui permet de mener un

aménagement du territoire autonome et durable en intégrant les enjeux énergétiques aux enjeux

environnementaux et socio-économiques.


7

A partir d’un état des lieux de la consommation et des gisements énergétiques du territoire, la PET

définit les objectifs stratégiques que se donne le territoire à court et long terme pour viser une

certaine indépendance énergétique du territoire dans un souci de développement local fort.

De cette planification découle des actions prioritaires à mettre en place par l’ensemble des acteurs

sur des thématiques aussi diverses que sont la production d’énergie à partir de ressources

renouvelables, le développement de réseaux d’énergie complémentaires, le stockage de l’énergie et

l’intégration de l’énergie dans les documents d’urbanisme et les projets d’aménagement.

L’objectif est de réduire la consommation d’énergies fossiles et de développer les spécificités du

territoire en tirant plein avantage des ressources locales dans une approche intégrée.

Le fait de créer une synergie entre les politiques d’aménagement et les énergies passe par une

utilisation maximale des potentiels locaux.

Cette planification doit donc être intégrative.

Le Grand Douaisis est un territoire propice à cette planification s’étant doté très tôt d’un SCoT ayant

des préoccupations énergétiques fortement liées aux choix en matière d’aménagement et d’un Plan

Climat Territorial qui anime la démarche énergie-climat du territoire. Les nombreux acteurs du

territoire ont déjà menée ou ont en projet des actions importantes en matière de planification

énergétique. Cette politique énergie-climat émergente doit être consolidée et rendu plus visible.

Développer des documents d’urbanisme intégrant les

enjeux d’énergie climat

Le thème de l’énergie n’apparait manifestement pas comme une priorité au sein du code de

l’urbanisme. Or toutes les décisions en matière d’urbanisme, d’aménagement, de mobilité, de

développement économique participent à 80% des problématiques énergétiques et climatiques d’un

territoire.

L'article L.121.1 du Code de l'urbanisme, a renforcé l’intégration des enjeux climat-énergie dans les

documents d’urbanisme. Il indique en effet que « les SCoT, les PLU, […] déterminent les conditions

permettant d'assurer dans le respect des objectifs de développement durable [….] la réduction des

émissions de Gaz à effet de serre, la maitrise de l'énergie et la production énergétique à partir de

sources renouvelables... »

Le Grand Douaisis a la chance d’avoir un Plan Climat Territorial adossé à un SCoT. Le territoire a donc

dès le début développer un lien étroit entre aménagement et énergie.

Développer les PLU « énergie-climat »

(cf Comment intégrer les enjeux climat-énergie dans un PLU – SM SCoT Grand Douaisis – à paraître en

2014)

Au niveau des PLU, l’enjeu n’est pas d’engager une étude supplémentaire concernant l’énergie (au

même titre que l’environnement ou les risques) mais d’intégrer cette problématique à tous les

stades de l’élaboration du document et sur la base des éléments produits par la présente étude


8

d’approvisionnement et de développement des énergies renouvelables et de la connaissance

approfondie de ces thématiques par le pôle climat du SM SCoT.

Ainsi aux différents stades de réalisation du PLU, il est nécessaire d’intégrer les éléments principaux

suivants :

Rapport de présentation : être plus précis sur les réseaux énergétiques (électricité et gaz)

présents sur la commune, les gisements identifiés par l’étude du SCoT sur ce secteur en

matière d’éolien, de géothermie, énergies fatales, de bois...

PADD : intégrer la question de l’approvisionnement énergétique et de la valorisation de

sources locales d’énergie dans les objectifs de la commune

Orientations d’aménagement et de programmation : elles offrent la possibilité de définir

de manière précise les dispositions en matière de préservation de l’environnement ainsi

que des mesures de réduction voire de compensation des incidences. Intégrer la

question du potentiel solaire, de la nature des sources d’énergie présentes sur et à

proximité du site...

Règlement : plusieurs articles peuvent être modifiés pour permettre le recours clair aux

énergies renouvelables

Annexes : intégrer la carte des réseaux électriques et gaz, des réseaux de chaleur

existant, la carte « synthèse des énergies » du pôle auquel est rattaché la commune et

réalisée par le SCoT

Intégrer les enjeux énergie-climat aux opérations d’aménagement

(cf Etude sur les énergies renouvelables dans les nouveaux aménagements. Conseils de mise en

oeuvre de l’article L128-4 du code de l’urbanisme – Guide CETEs- déc 2011)

Les choix réalisés dans le cadre d'un aménagement engagent sur plusieurs dizaines d'années. En

matière d'énergie, les conséquences directes de ces choix sont le coût pour les usagers (niveau et

stabilité), l'impact sur le climat (émissions de gaz à effet de serre) et sur l'environnement (qualité de

l'air, impact paysager...). Ces choix doivent donc être justifiés par une analyse objective

Le principal poste de consommation d'énergie en France est le bâtiment : il représente plus de 40%

de l'énergie consommée chaque année. Or une opération d'aménagement a très souvent pour objet

premier de préparer une fiche action Les études d'énergies renouvelables dans les opérations

d'aménagement zone de territoire à l'accueil de bâtiments : mise en place d'infrastructures,

découpage en parcelles, définition de règles d'occupation du sol...

Chaque aménagement est différent : usage, taille, densité, contexte local, objectifs et priorités fixées

par le maître d'ouvrage... Il ne peut donc pas exister de solution universelle en matière d'énergie

Certaines solutions ne relèvent pas de choix directs de la collectivité ou de l'aménageur, mais

peuvent être influencées par eux (orientation des parcelles, subventions, actions de

communication...). D'autres solutions nécessitent une action directe, comme la mise en place

d'infrastructures telles que les réseaux de distribution de chaleur et de froid, de gaz ou d'électricité.

L'aménagement lui-même peut faire l'objet d'adaptations (densification, réorganisation du

découpage parcellaire...) en fonction des objectifs fixés en matière d'énergie.

http://www.cete-ouest.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/120202__RAP-guide-etudes-enr-amenagement-L128-4-cu_v1-1.pdf

http://www.cete-ouest.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/120202__RAP-guide-etudes-enr-amenagement-L128-4-cu_v1-1.pdf


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« Toute action ou opération d’aménagement telle que définie à l’article L. 300-1 du Code de

l’Urbanisme et faisant l’objet d’une étude d’impact doit faire l’objet d’une étude de faisabilité sur le

potentiel de développement en énergies renouvelables, en particulier sur l’opportunité de la

création du raccordement à un réseau de chaleur ou de froid ayant recours aux énergies

renouvelables » (Article L128-4 du Code de l’urbanisme).

L’étude de faisabilité EnR identifie les conséquences des choix énergétiques en matière de coût pour

les usagers (niveau et stabilité), d’impact sur le climat (émissions de GES), d’impact sur

l’environnement (qualité de l’air, impact paysager).

De cette étude de faisabilité sur le potentiel EnR il est possible de la consolider en réalisant une

véritable étude énergétique de la zone.

Pourront être ainsi contenu dans cette étude, les éléments suivants :

- Analyse des ressources locales en énergies renouvelables et potentialités de développement

et définition des orientations énergétiques

- Identification de la proximité d’entités pouvant produire des énergies renouvelables Ex :

utilisation de réseaux multi-énergies permettant d’exploiter les synergies entre

consommations et processus locales (rejets thermiques une usine alimentant un chauffage

urbain)

- un état des lieux des énergies renouvelables qui pourraient être utilisées sur le projet et à

définir

- identification des possibilités d’implantation de systèmes centralisés permettant de fournir

l’énergie nécessaire aux bâtiments à travers des réseaux de chaleur par exemple

- Cartographie du potentiel d’orientation pour mettre en évidence l’optimisation des apports

solaires lors de l’implantation des bâtiments

- Cartographie du potentiel énergétique pour mettre en évidence les niveaux de performance

énergétique visés pour chaque bâtiment en fonction de la cartographie sur le potentiel

d’orientation mais également de la compacité apparente de ceux-ci, de leur typologie et de

leur mode de gestion (locatif, accession...). Plus un bâtiment est compact, plus il est

performant.

- Besoins prévisibles de la zone pour la partie logement et éclairage public, selon les scénarios

retenus.

- Performances exigées en matière d’éclairage public

Puisque nous sommes sur un territoire couvert par un Plan Climat, il appartient à la collectivité à

l'initiative de l'aménagement de définir les objectifs à atteindre sur la zone en matière d'énergie, en

cohérence avec les objectifs du territoire notamment en matière de développement des énergies

renouvelables.

Pour les bâtiments neufs

Depuis le 1er janvier 2008, le maître d'ouvrage d'une opération de construction doit réaliser, avant le

dépôt du permis de construire, une étude de faisabilité technique et économique des diverses

solutions d'approvisionnement en énergie de la construction.

Le décret n° 2013-979 du 30 octobre 2013 abaisse à 50 m² (de surface de plancher) le seuil à partir

duquel cette étude doit être réalisée.


10

Le nombre de variantes à étudier est limité. Le maître d’ouvrage est tenu de faire comparer le

système pressenti dans son projet à au moins quatre variantes parmi cette liste (et non à toutes) :

les systèmes solaires thermiques ;

les systèmes solaires photovoltaïques ;

les systèmes de chauffage au bois ou à biomasse ;

les systèmes éoliens ;

le raccordement à un réseau de chauffage ou de refroidissement collectif à plusieurs

bâtiments ou urbain ;

les pompes à chaleur géothermiques ;

les autres types de pompes à chaleur ;

les chaudières à condensation ;

les systèmes de production combinée de chaleur et d'électricité

L'étude de faisabilité technique et économique doit comporter les éléments suivants :

Pour le système pressenti, l'étude doit faire apparaître :

o La consommation d'énergie du système pressenti, en kWh d'énergie primaire par

mètre carré de surface de plancher et par an, et en MWh d'énergie primaire par an ;

o Les émissions de gaz à effet de serre du système pressenti, en kgCO2 par mètre carré

de surface de plancher et par an, et en tonnes de CO2 par an, calculées sur la base

des consommations d'énergie;

o La classe énergie et climat atteinte par le système pressenti;

o Le coût annuel d'exploitation du système pressenti (les dépenses liées aux

consommations annuelles d'énergie, aux abonnements et aux frais de maintenance,

hors remplacement de produits ou équipements, et recettes liées à une éventuelle

revente d'énergie produite)

Si une variante n'est pas envisageable du fait de l'indisponibilité de la ressource à proximité,

l'étude doit le justifier.

Pour chacune des variantes envisageables, l'étude doit faire apparaître :

o La différence de coût d'investissement entre la variante et le système pressenti ;

o La différence de consommation d'énergie entre la variante et le système pressenti,

o La différence d'émissions de gaz à effet de serre entre la variante et le système

pressenti.

o La classe énergie et climat atteinte par la variante,

o La différence de coûts annuels d'exploitation entre la variante et le système

pressenti.

o Le temps de retour brut, en années, de la variante par rapport au système pressenti,

o Les autres avantages et inconvénients liés à la variante, notamment relatifs à ses

conditions de gestion, au regard du système pressenti.

Par ailleurs, si le maître d'ouvrage le souhaite, il peut faire figurer les indicateurs suivants

dans l'étude de chacune des variantes envisageables et en tenir compte dans son oeuvre

nette, et en MWh d'énergie primaire :


11

o Le cumul des émissions de gaz à effet de serre évitées par la variante par rapport au

système pressenti, sur trente ans, en kgCO2 par mètre carré de surface de plancher,

et en tonnes de CO2 ;

o Le coût global actualisé de la variante, sur trente ans, en euros TTC et en euros TTC

par mètre carré de surface de plancher ;

o Le coût global annualisé de la variante, en euros TTC par an et en euros TTC par an et

par mètre carré de surface de plancher ;

o Le taux de rentabilité interne de la variante, en pourcentage. »

Le cas des zones d’activités

Les zones d’activités sont à la fois grandes consommatrices d’énergie mais peuvent également être

des sources de production d’énergie (à viser d’autonomie ou en production pour l’extérieur).

La question énergétique des zones d’activité doit donc être abordée à plusieurs occasions de la vie de

la zone : lors de sa conception, lors de l’implantation des entreprises ou après l’implantation de ces

activités

Conception des zones d’activités

Les zones d’activité sont soumises aux obligations de l’article L. 128-4 du code de l’urbanisme (cf ci-

dessus)

Cette étude doit aborder les points suivants :

- Présence à proximité de la zone, de lieux de production d’énergies fatales valorisables (STEP,

activité industrielle...)

- Présence sur le site de gisements en énergies renouvelables mobilisables (réseau eaux usées,

géothermie...)

- Réseaux électriques, gaz et de chaleur présents aux abords du site

- Estimation des consommations énergétiques de la zone (en électricité, en chaleur et en froid)

- Etude de la possibilité d’installer un système de production d’énergie mutualisable sur la

zone entre les activités (ex : chaufferie cogénération avec mini réseau de chaleur desservant

les parcelles)

- Etudier la zone sous l’angle de l’écologie industrielle et de l’économie circulaire

Implantation des activités

A travers le cahier de recommandations architecturales, techniques, environnementales et

paysagères plusieurs dispositions peuvent être intégrées pour limiter la consommation d’énergie des

bâtiments ou favoriser une production locale d’énergie :

- Orientation des bâtiments

- Conseiller d’équiper les toitures par des panneaux photovoltaïques et/ou solaires thermiques

lors de la conception du bâtiment et a minima prévoir les conditions techniques pour pouvoir

les installer par la suite.

- Raccordement obligatoire à un réseau de chaleur existant (ou à venir dans le cas d’une zone

en création)


12

ZOOM

L’autoconsommation en site industriel et zones d’activités

Dans sa délibération du 20 décembre 2012, le CRE énonce qu’il voit apparaître de plus en plus de

projets regroupant plusieurs entreprises consommant elles-mêmes l’électricité photovoltaïque

qu’elles produisent, hors de tout cadre d’obligation d’achat. La rentabilité d’un tel projet n’est

pas issue de la vente de l’électricité produite au tarif d’obligation d’achat mais de l’économie

réalisée par la consommation de l’électricité produite par les panneaux photovoltaïques en

remplacement d‘une électricité achetée.

En économisant le prix auquel l’électricité serait achetée, qui inclut coûts de fourniture, coûts

d’acheminement et taxes, certains producteurs-consommateurs peuvent atteindre un équilibre

économique. C’est le cas notamment d’une installation photovoltaïque en surimposition sur la

toiture d’un bâtiment industriel qui consomme l’électricité aux heures de production, évitant

ainsi l’investissement dans un système de stockage.


13

ZOOM

La parité réseau pour le photovoltaïque

La parité réseau est déjà atteinte dans certaines régions du monde qui combinent un fort

ensoleillement et un prix de l’électricité élevé (la Californie ou le Japon).

Elle va s’étendre à toute l’Europe dans les années qui suivent et devrait être effective pour tous

les systèmes en France avant 2020.

Aujourd’hui pour un producteur en France, produire de l’énergie photovoltaïque et la

consommer (en imaginant qu’il puisse consommer toute son électricité) lui revient plus cher que

d’acheter son électricité sur le réseau au prix de vente (à EDF par exemple). C’est pourquoi l’Etat

a fixé des tarifs d’achat de l’électricité photovoltaïque par les acheteurs, financés à travers la

Contribution au service public de l’électricité (CSPE). Ce dispositif permet au producteur de

rentabiliser son installation (et donc d’encourager le développement de la production

d’électricité photovoltaïque).

La parité réseau sera atteinte lorsque le LCOE sera égal au prix de vente de l’électricité. En

imaginant alors que le producteur vende l’électricité qu’il produit au prix du réseau, il sera égal

pour lui de consommer son électricité sans la vendre ("d’autoconsommer") ou de vendre sa

production et d’acheter l’électricité du réseau.

On estime que la parité réseau en France ne sera pas atteinte avant 2018 ou 2020 notamment du

fait que nous avons le kWh électrique le moins cher au monde.

Lorsque la parité réseau sera atteinte, le territoire sera confronté au fait que ce sera rentable.

Pour les particuliers on sera dans une logique d’autoconsommation qui si elle n’est pas

organisées pourra voir un développement anarchique des installations


14

Favoriser la complémentarité et la mutualisation des

réseaux

Les énergies renouvelables « souffrent » de la

question de l’intermittence : pas de vent et les

éoliennes ne tournent pas, la nuit les panneaux

photovoltaïques ne produisent pas d’énergie. Leur

production, prise individuellement, n’est pas linéaire,

comme peut l’être la production d’énergies à partir

de sources non renouvelables comme aujourd’hui.

Penser le développement des énergies

renouvelables c’est donc étudier de manière plus

territoriale la production, le transport et la

consommation de l’énergie et d’aborder les

questions de l’interconnexion et de la

complémentarité des réseaux, de l’injection et du

stockage d’énergie, de l’absorption des énergies

renouvelables au niveau local.

Tout ceci remet en avant l’importance de la

connaissance des réseaux d’énergie et de leur

gestion.

Aucun réseau n’est a proprement à lui tout seul,

LA solution. Mêmes si les pertes de réseaux ne

sont pas identiques (8 à 15 % de l’électricité

produite perdue sur les lignes très longues,

pertes dans les réseaux de chaleur suivant la longueur des canalisations et des sous stations et pertes

réduites à 1% pour le gaz), une vraie complémentarité est à trouver.

Le réseau de distribution de gaz, réseaux électriques, de chaleur, d’eau potable, d’eaux usées et de

télécom ont jusqu’à maintenant été perçus par les urbanistes et aménageurs comme indépendants

les uns les autres, alors que de nombreuses interactions peuvent être développées.


15

L’effacement de consommation électrique du réseau

En France, l’effacement de l’électricité désigne l’action de réduire temporairement la consommation

électrique par un industriel ou un particulier.

La consommation électrique connaît des périodes de pointe (ex : vers 19h et lors de grands froids).

Pour y répondre, EDF augmente sa production grâce à des centrales thermiques à flamme (gaz,

charbon, fioul) pouvant être rapidement démarrées. La production thermique utilisant du

combustible fossile étant coûteuse et ayant un impact environnemental, RTE privilégie une réduction

de la consommation par les usagers.

Cet effacement de consommation ou « lissage de la courbe de charge par le pilotage de la demande

» consiste, en cas de déséquilibre offre/demande d'électricité à provisoirement (en période de

pointe journalière et/ou saisonnière de consommation électrique) réduire la consommation physique

d'un site donné ou d'un groupe d'acteurs (par rapport à sa consommation « normale »).

L'effacement est facilité par le développement des « réseaux intelligents », avec l'utilisation

d'automates industriels ou de compteurs intelligents, dans une dynamique de type « Troisième

révolution industrielle » notamment.

Deux types d'effacement existent.

ZOOM : « Quels réseaux énergétiques pour demain ? »

Christian Couturier, Solagro- Extrait de CLER Infos n°78

Chaque vecteur énergétique possède ses vertus et inconvénients. Il est nécessaire d’organiser leur

coopération, dans le cadre de la transition énergétique.

De nouvelles fonctions doivent en effet être assignées aux réseaux.

Aux réseaux de chaleur de distribuer l’énergie issue de la géothermie, de l’énergie de récupération

des industries ou de l’incinération, des déchets de bois ou de tout autre combustible nécessitant

un traitement des fumées.

Au réseau électrique de collecter et redistribuer l’électricité produite localement par les

microcentrales photovoltaïques, et à l’échelle régionale par les parcs éoliens ou solaires et les

centrales de cogénération biomasse ou géothermie.

De même le réseau gaz collectera l’énergie issue de la biomasse (convertie en méthane) et la

transportera vers les centres de consommation.

On voit ainsi se dessiner la future complémentarité des réseaux

Le système futur sera donc constitué de réseaux décentralisés, interconnectés entre eux,

fonctionnant de haut en bas et de droite à gauche et inversement, c’est-à-dire « en tous sens ».

Cette interconnexion des réseaux augmente leur robustesse dans la mesure où l’on multiplie à la

fois les sources d’alimentation et les exutoires. Ce système énergétique sera donc plus résilient,

c’est-à-dire plus apte à affronter la volatilité des prix des énergies, celui des énergies fossiles

entraînant d’ailleurs celui des renouvelables, même de manière amortie.


16

L’un, opérationnel, est destiné aux industriels. Prévenu par un signal de RTE, un industriel peut «

effacer » sa consommation en arrêtant les équipements électriques de ses usines ou en s'appuyant

sur des groupes électrogènes.

L’autre, en cours d'expérimentation, s'adresse aux particuliers. Leur consommation électrique est

réduite grâce à un « compteur intelligent » installé chez eux. Lors d’un pic de consommation, le

compteur pourrait interrompre pendant une dizaine de minutes le chauffage électrique et certains

équipements électroménagers. Le client réduit ainsi sa consommation et allège sa facture

d’électricité sans que ses usages électriques en soient gravement affectés. Ces compteurs devraient

être déployés sur l'ensemble du territoire français à l'horizon 2020.

Le raccordement au réseau électrique

Le Schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S2R2E)

Définis par l’article L 321-7 du Code de l’Energie et par le décret n° 2012-533 du 20 avril 2012, ces

schémas sont basés sur les objectifs fixés par les SRCAE et doivent être élaborés par RTE en accord

avec les gestionnaires des réseaux publics de distribution d’électricité concernés dans un délai de 6

mois suivant l’approbation des SRCAE.

Ils comportent essentiellement : les travaux de développement (détaillés par ouvrages) nécessaires

à l’atteinte de ces objectifs, en distinguant création et renforcement ; la capacité d’accueil globale du

S3REnR, ainsi que la capacité d’accueil par poste ; le coût prévisionnel des ouvrages à créer (détaillé

par ouvrage) ; le calendrier prévisionnel des études à réaliser et procédures à suivre pour la

réalisation des travaux.

Chiffres clés du S2R2E du Nord Pas de Calais

- le SRCAE vise 1966 MW4 de capacité EnR installée à l’horizon 2020 (1346 MW pour l’éolien,

560 MW pour le photovoltaïque et 60 MW pour la méthanisation).

- En considérant l’état initial des productions déjà en service et en file d’attente, l’effort

restant à réaliser de 973 MW : 710 MW réservés sur les capacités actuellement disponibles

ou dont les investissements sont déjà engagés et 265 MW pour lesquels il est nécessaire de

mener des travaux supplémentaires pour créer et réserver cette capacité.

- 8,9 M€ de nouveaux investissements qui seront à la charge des producteurs.

- La quote-part régionale s’élève à 9,19 k€/MW.


17

Localisation des gisements par RTE

Une cartographie a été réalisée au niveau régional pour illustrer la réservation des puissances par

territoire (carrés de 20x20km)

Cette répartition de puissances a été réalisée de la manière suivante :

Energie éolienne : Gisement à localiser (463 MW)

- répartition des puissances selon les projets les

plus concrets à court terme (projets avec permis

de construire accordé ou en cours d’instruction).

- réservation des capacités pour couvrir au

maximum les zones identifiées comme favorables

dans le schéma régional éolien

Energie photovoltaïque : Gisement à localiser (478 MW)

- répartition à l’échelle communale suivant

méthode du SRCAE et connaissance du poste

source principal alimentant chaque commune

soit une puissance de PV inférieure ou égale à 36 kVA estimée à 124 MWc

- le gisement restant, à une puissance encore à installer est de 88 MWc

Méthanisation : Gisement à localiser (32 MW)


18

- Hypothèse retenue du SRCAE qui indiquait que chaque territoire SCOT pourrait se doter

d’une installation de méthanisation.

- La production a donc été répartie uniformément sur chacun des 17 SCOT (Schéma de

Cohérence territorial) du Nord - Pas de Calais.

- Les gisements SRCAE ont été définis sur chaque poste en soustrayant les projets déjà

existants et en file d’attente

Les obligations réglementaires

Le raccordement consiste à connecter une installation de production ou de consommation au réseau

public d’électricité. Il est un préalable à l’accès au réseau. Les installations de production d’énergie

renouvelable (hydraulique, éolien, solaire, biomasse, etc.) doivent être raccordées à un réseau

électrique public ou privé pour que l’électricité qu’elles produisent puisse être vendue, sur les

marchés ou de façon contractuelle, notamment dans le cadre de mécanismes d’obligation d’achat ou

d’appels d’offres, et pour que cette énergie puisse être utilisée par des consommateurs raccordés au

réseau.

Développer les nouvelles fonctionnalités du réseau gaz

Le réseau de gaz est aujourd’hui sous-utilisé. Les réseaux de gaz se diversifient donc par rapport à

leur fonction traditionnelle d’acheminement du gaz jusqu’aux consommateurs finals : ils

interviennent désormais en soutien des réseaux de distribution d’électricité grâce à la production

décentralisée des micro-cogénérations ou à l’effacement électrique par les pompes à chaleur

hybrides.

Le réseau de gaz est un réseau de stockage. On peut faire aujourd’hui de l’injection de biométhane

sur les lieux de consommations. Demain on pourra remonter les pressions pour être acheminé plus

loin.

Le stockage d’énergie

Le troisième pilier de la Troisième révolution Industrielle est le stockage de l’énergie pour pallier à la

problématique de l’intermittence des énergies renouvelables. Le Master Plan estime que « sans

capacité de stockage, 2/3 de l’électricité renouvelable produite pourrait être perdue. L’efficacité

énergétique et économique des sources d’énergie verte développées (...) repose sur une planification

en matière de stockage énergétique ».


19

ZOOM

Le procédé « Power-To-Gas ®»

Le Power-To-Gas est un procédé qui consiste à transformer l’électricité, généralement d’origine

solaire ou éolienne en hydrogène et en méthane synthétique utilisables ensuite pour des

applications variées. Ce procédé permet de transformer les surplus de production d’électricité en

gaz

La première étape consiste à convertir l’électricité en hydrogène par électrolyse de l’eau sous

l’action d’un courant électrique : 2 H2O + électricité = 2 H2 + O2

Après l’électrolyse, la deuxième étape consiste à faire réagir l’hydrogène ainsi produit via l’ajout

de dioxyde de carbone (CO2) pour générer du méthane et de l’eau : c’est la méthanation.

Cette étape permet par la même occasion de valoriser le CO2 qui peut être issu par exemple

d’installations de biogaz et/ou de rejets industriels : 4 H2 + CO2 = CH4 + 2 H2O

Divers procédés de méthanation sont actuellement en cours de développement.

Enfin, entre les deux étapes d’électrolyse et de méthanation, l’hydrogène peut être stocké

temporairement sous forme liquide, gazeuse ou solide.

Une fois l’hydrogène et le méthane produits par une installation, plusieurs utilisations du gaz sont

envisageables : l’injection dans le réseau de gaz naturel, la production d’électricité lors de pics de

consommation, l’alimentation de véhicules « propres » ou l’utilisation dans l’industrie

Concernant l’efficacité des installations, on estime aujourd’hui qu’elles pourraient atteindre des

rendements allant jusqu’à 44% si le gaz est réutilisé pour produire de l’électricité, jusqu’à 62% si

la chaleur coproduite est valorisée et jusqu’à 77% si l’on utilise directement le gaz produit.


20

L’injection dans le réseau gaz

Il permet de valoriser des productions de biogaz directement dans le réseau via l’injection réseau.

Chaque projet doit donc faire l’objet par GrDF d’une étude de faisabilité qui étudiera si le débit de

biométhane envisagé de produire et d’injecter est compatible avec les consommations de gaz naturel

sur la zone desservie par le réseau sur lequel le projet est développé.

En effet, dans certaines zones rurales, où les consommations de gaz naturel sont très saisonnières

car liées à la période de chauffage, il peut arriver que les consommations en été soit inférieures à la

quantité de biométhane qu’un producteur souhaite injecter.

En revanche, à proximité des zones de consommations, à proximité des villes ou de zones

industrielles par exemple, la situation est en général plus favorable.

Injecter du biométhane (biogaz épuré à la qualité du gaz naturel) dans les réseaux de gaz naturel

n’est actuellement possible que :

S’il a été produit à partir d’intrants autorisés, soit :

o des déchets ménagers par méthanisation (Matières organiques issues du tri sélectif)

ou dans les Installations de Stockage de Déchets Non Dangereux (ISDND), ou

décharges ou anciennement CET (Centres d’Enfouissement Techniques)

o des déchets ou produits agricoles ou industrie agroalimentaire

n'est pas autorisé pour l’injection, le biométhane produit à partir de déchets industriels (issus

de papeteries, eaux de lavages, déchets de procédés de transformation …), ou de boues de

stations d’épuration (STEP). Ce dernier intrant devrait être prochainement autorisé.

S’il a les caractéristiques physico-chimiques qui permettent de garantir une bonne

combustion, un niveau de facturation équivalent à celui du gaz naturel, la sécurité des

usagers et la préservation de l’intégrité des canalisations : il répond aux spécifications du gaz

naturel, ce qui est possible seulement après une épuration poussée.

Pour aller plus loin : http://www.injectionbiomethane.fr/

http://www.injectionbiomethane.fr/


21

Les réseaux de chaleur

On appelle réseau de chaleur ou chauffage urbain, un ensemble d’installations qui produisent et

distribuent de la chaleur à plusieurs bâtiments pour le chauffage et/ou l’eau chaude sanitaire.

Le réseau de chaleur est constitué d’un réseau primaire de canalisation, empruntant le domaine

public ou privé, transportant de la chaleur et alimentant des postes de livraison dit sous stations, aux

utilisateurs (usagers). La collectivité locale est l’autorité responsable du service public de distribution

de chaleur. Le chauffage urbain est, dans la plupart des cas, un service public que la collectivité peut

soit exercer elle-même au travers d’une « régie », soit déléguer à une entreprise privée.

Afin de produire l’énergie nécessaire au chauffage des bâtiments, les réseaux utilisent des énergies

d’origines multiples : énergies renouvelables et de récupération (géothermie, biomasse, valorisation

énergétique des déchets…), des combustibles de réseau (gaz) et des combustibles stockables

(charbon, fioul). Cette diversité offre des avantages en termes de flexibilité, de sécurité

d’approvisionnement et de stabilité des prix.

Un critère important dans le dimensionnement des réseaux de chaleur est la densité thermique du

réseau, c’est-à-dire le rapport entre la quantité d’énergie distribuée par le réseau et la longueur de

réseau créée. Il est possible d’étendre le réseau au fur et à mesure des baisses de consommation

dues au travail de rénovation des bâtiments déjà raccordés.

Une densité thermique de l’ordre de 3 MWh par an et par mètre linéaire de réseau créé, soit environ

1 équivalent-logement pour 4 mètres de réseau est habituellement retenue comme valeur « clé »

pour l’évaluation de la faisabilité économique d’un projet de réseau de chaleur.

Les réseaux de chaleur constituent un débouché pertinent pour valoriser les chaleurs fatales ou les

énergies renouvelables dans les contextes urbains denses

ZOOM

Le projet de démonstration GRHYD : injection de l’hydrogène dans le réseau gaz naturel

Mené par GDF SUEZ au sein d’un groupement de 12 partenaires, ce projet a pour objectif de

transformer en hydrogène de l’électricité issue d’énergies renouvelables et produite en dehors

des périodes de consommation, pour la valoriser via les usages du gaz naturel (chauffage, eau

chaude, carburant, etc.).

L’objectif de ce projet est d’évaluer et de valider la pertinence d’une nouvelle filière énergétique

composée d’un mélange d’hydrogène et de gaz naturel.

Ce projet débutera par une phase préalable d’étude d’environ 2 ans. Il est composé de deux

projets de démonstration :

-Un projet de carburant Hythane® à échelle industrielle. Une station de bus GNV sera adaptée au

mélange hydrogène-gaz naturel, à hauteur de 6 % d’hydrogène et ensuite jusqu’à 20%.

-Un projet d’injection d’hydrogène dans un réseau de distribution de gaz naturel. Un nouveau

quartier d’environ 200 logements sera alimenté par un mélange d’hydrogène et de gaz naturel,

dans des proportions d’hydrogène variables et inférieures à 20 % en volume


22

Pour faire face notamment à la problématique de stockage individuel, le développement des

énergies renouvelables en milieu urbain passe de fait par les réseaux de chaleur.

Les réseaux intelligents

Le quatrième pilier de la Troisième Révolution Industrielle développée par Jérémy Rifkin et intégré

dans le Master Plan du Nord Pas de Calais est le déploiement d’un Internet de l’Energie.

La production « décentralisée d’énergie ainsi que son stockage nécessitent un système de contrôle et

de distribution avancé, à l’image de la communication point à point sur Internet ».

Demain, des réseaux urbains interconnectés au service des collectivités(Source GrDF juin 2012)

Les « smart grids » (réseaux intelligents) sont essentiels pour « transformer les réseaux électriques

actuels afin de répondre à la demande, à la production intermittente renouvelable et diffuse »

Des développements de « smart-networks » interconnectés eau, gaz, électricité, télécom,

assainissement….. sont en cours et permettent de déployer une optimisation globale des

infrastructures locales, au service des territoires.


23

ZOOM

Projet IssyGrid®, premier réseau de quartier intelligent en France. Issy-les-Moulineaux

http://www.issy.com/grands-projets/innovation-issygrid

Il s’agit en fait d’une expérimentation de « smart grid », autrement dit de réseau électrique

intelligent. L’objectif est clair : optimiser la gestion énergétique de tout un quartier. En pratique,

il s’agit de consommer moins et mieux tout en intégrant la production et le stockage sur place

d’énergies renouvelables. A terme, IssyGrid s’étendra à 1600 logements et différents immeubles

de bureaux. Soit 10 000 personnes et 160 000 m2. Pour l’heure, une dizaine de logements tests

sont équipés de systèmes de relève et d’analyse des consommations d’énergie. Des prises

communicantes permettent de suivre la consommation des téléviseurs, réfrigérateurs,

ordinateurs, etc. Les occupants peuvent piloter à distance ces mêmes appareils, ainsi que

l’éclairage et le chauffage. Galeo, siège de Bouygues Immobilier, fait également partie du

dispositif. Il dispose d’un tableau de bord énergétique permettant de maitriser toutes les

consommations d’énergie de l’immeuble par usage : éclairage, informatique et

télécommunications, chauffage, ventilation, climatisation, eau chaude, parkings, ascenseurs,

recharge des véhicules électriques. Les gestionnaires énergie de l’immeuble peuvent ainsi

détecter d’éventuelles surconsommations, agir sur tel ou tel levier, sensibiliser les occupants, etc.

A l’échelle du quartier, c’est Vigie, le centre d’informations et d’analyse qui centralise toutes les

informations de manière anonyme. A terme, il pourra effacer les pointes de consommations et

optimiser les flux énergétiques en fonction des besoins et de l’activité du quartier.

http://www.issy.com/grands-projets/innovation-issygrid


24

B. Partager la stratégie énergétique du territoire

La complémentarité « ville-campagne »

Les énergies renouvelables peuvent impulser de nouvelles solidarités villes-campagnes et perçues

comme un nouveau facteur de développement local pour le secteur rural ou périurbain. C’est une

véritable opportunité pour ces territoires qui ont un fort potentiel de production d’énergies

renouvelables

Secteur Urbain Secteur rural

Atouts

Densité de population et d’activité Industries

Surfaces de toitures Production de déchets

Production d’eaux usées

Ressource en bois Exploitations agricoles

Surfaces non construites

Contraintes Surfaces fortement construites

Zones classées Qualité de l’air

Faible demande en énergie Distances entre activités et habitat

Installations à

favoriser

Photovoltaïque Solaire thermique

Récupération des énergies fatales des activités et assainissement Méthanisation déchets activité

Réseaux de chaleur

Eolien (grand et moyen) Bois-énergie Géothermie

Méthanisation agricole

Installations possibles

Géothermie (en nappe) Bois-énergie (installations

collectives) Méthanisation déchets activité

Micro-hydroélectricité Photovoltaïque sur exploitations

agricoles et friches

Installations

contraintes

Bois-énergie (particulier) : émissions de particules

importantes Réseaux de chaleur

Installations

déconseillées Micro-éolien Photovoltaïque sur pâtures

Des énergies et des besoins différents : une nouvelle complémentarité territoriale (SM SCoT Grand Douaisis – Etude

d’approvisionnement et développement des EnR 2014)


25

Les projets collectifs d’installation d’énergies

renouvelables

Développer des projets citoyens collectifs représente un pas en avant vers la délocalisation de la

production d’énergie et de la prise de conscience globale de la responsabilité de chacun dans la lutte

contre le changement climatique.

Développer l’investissement des collectivités

En investissant financièrement dans le parc éolien, les communes tirent, elles aussi, profit des

bénéfices de la vente de l’électricité produite (cf précédemment).

ZOOM

La Région Nord Pas de Calais accompagne les EPCI vers l’investissement public et citoyen dans

leurs parcs éoliens

Le déploiement de l’éolien en Nord-Pas de Calais est un enjeu économique, social et

environnemental majeur pour une transformation réussie de la région dans les prochaines

décennies. Les communes font face à des contextes variés avec un ou des développeurs éoliens

plus ou moins avancés dans leurs projets et en concurrence.

Cinq grandes étapes peuvent schématiser le déroulement d’un projet dans le temps et les cas de

figure rencontrés par les élus :

- cas 1 : il y a du vent mais pas encore de développeur,

- cas 2 : un développeur débute les études et les contacts vers les élus, les propriétaires…,

- cas 3 : le projet est bien avancé (délibération de principe adoptée, le foncier est maitrisé,...),

- cas 4: le développeur dépose ses demandes d'autorisation et de permis de construire,

- cas 5: le Permis de Construire est obtenu par le développeur

Le Conseil Régional et l’Ademe propose aux collectivités de mettre à leurs dispositions un

groupement de spécialistes qui :

- leur offrira la possibilité d’appréhender ces enjeux économiques, financiers et juridiques en

fonction de leur contexte territorial et des projets en développement,

-les accompagnera dans leur réflexion pour définir le meilleur partenariat public-privé à mettre

en place et les conseillera sur les montages possibles pour associer leurs habitants,

-permettra la création d’une structure juridique locale (SEM, SCIC, SAS,…) pour déclencher

l’investissement dans le parc éolien.

Cette proposition d’Assistance à Maitrise d’Ouvrage est prise en charge intégralement par la

Région et l’Ademe dans le cadre du FRAMEE à travers un marché à bons de commande. Une

dizaine de territoire pourront être aidés sur les deux ans à venir par le groupement retenu

composé de Cohérence Energies, Confluence, Service Public 2000 et Sis A Watt.

Les collectivités intéressées peuvent prendre contact avec :

Direction environnement Conseil Régional Nord-Pas de Calais au 03 28 82 74 59

Ademe au 03 27 95 89 74/76


26

Les projets citoyens

Porter un projet d’énergie renouvelable peut dans certains cas s’avérer être une entreprise complexe

à porter individuellement. Pour cela, depuis quelques années, des collectifs de citoyens ou de petites

structures se constituent afin de développer un projet.

C’est ainsi que plusieurs consommateurs deviennent collectivement producteurs d’énergie.

Ces projets peuvent aussi être portés conjointement par une collectivité et un collectif de personnes

privées.

L’investissement des citoyens dans les projets d’énergies renouvelables est encore très récent en

France. Malgré un cadre réglementaire contraignant, la mise en place progressive d’outils de

financement citoyens favorise l’émergence de nouveaux projets.

Depuis plusieurs années on peut observer des parcs éoliens citoyens, des panneaux photovoltaïques

installés sur des toitures d’écoles, des filières bois énergies locales structurées en coopérative.

L’association nationale Energie Partagée créée en 2010 regroupe aujourd’hui plus de 40 collectivités

et associations engagées dans ces démarches.

Exemples de projets citoyens

Les mécanismes de financements participatifs

Au-delà de leur rôle en faveur de l’appropriation citoyenne de la transition énergétique, les

mécanismes de financement participatif constituent un vecteur efficace de mobilisation de l’épargne

locale au service des projets énergétiques des territoires.

Le potentiel des mécanismes de financement participatifs peut être illustré par l’exemple de

l’Allemagne, où près de 50% des capacités renouvelables installées depuis 2000 sont en possession

de personnes privées, tandis que le nombre de coopératives citoyennes de l’énergie a été multipliée

par 10 en 4 ans (près de 800 au total actuellement).


27

En France des projets citoyens ont déjà vu le jour. En se regroupant sous des structures particulières

comme les Clubs d'Investisseurs pour une Gestion Alternative et Locale de l'Epargne Solidaire

(CIGALES), les sociétés coopératives ou encore des sociétés d'actions simplifiés, les citoyens ont pu

compléter le fonds déjà apportés par les Régions, Départements, etc. Pour certains projets 50% des

fonds sont citoyens.

Aujourd’hui, aucun format juridique "ne permet de répondre complètement à la spécificité

citoyenne". La société coopérative d'intérêt collectif (SCIC), si elle permet une gouvernance

démocratique et la participation au capital de collectivités, est par ailleurs très contraignante :

obligation d'avoir un commissaire aux comptes, d'avoir un employé, absence de plus-value sur les

parts, restriction de la rémunération des dividendes au taux moyen de rendement des obligations

d'entreprises privées (TMO), mise en réserve impartageable de 57,5% des bénéfices…

La société par actions simplifiées (SAS) est donc plus utilisée pour des projets citoyens aujourd'hui.

Malgré ses limites : les collectivités ne peuvent pas y participer et les offres au public de titres

financiers sont limitées


28

ZOOM

Association Solis et le développement du photovoltaïque participatif en Nord Pas de Calais

Depuis plusieurs années l’association Solis travaille sur la manière de repenser la production

d’énergie de manière collective, de valoriser le photovoltaïque et d’impliquer davantage les

citoyens sur ces questions. Un club cigales « dédié » a été créé en 2010 pour l’accompagner dans

ses premiers projets. Les particuliers ayant investi dans cette réalisation se sont regroupés au

sein de trois clubs CIGALES pour participer au financement de cette première coopérative. Soit 40

personnes et 40 000 € d'épargne mobilisés. Le club Cigales Énergies nouvelles, né en juin en

métropole lilloise, a une spécialité : le soutien à l’installation de panneaux photovoltaïques, dont

l’électricité est rachetée par EDF à un prix préférentiel.

Solis Coop va donc développer une offre de services qui propose à des propriétaires l’installation

d’un système photovoltaïque lors de la rénovation de leur toiture, Solis assurant le financement,

l’installation et l’exploitation de centrales photovoltaïques de grandes tailles (300 à 2000 m²).

Concrètement, Solis Coop signe un contrat de location avec le propriétaire de la toiture après

s’être appuyé sur des bureaux d’études et des installateurs qui s’assurent de la faisabilité

technique et notamment de la capacité du toit à supporter ces installations. Dans le même temps

Solis Coop gère les relations avec les différentes branches d’EDF et mobilise des partenaires

financiers, les banques et la finance solidaire ainsi que l’épargne citoyenne.

La ville de Lille a ainsi fait appel à Solis pour mettre en place une coopérative solaire

photovoltaïque afin d’assurer la production d’énergie renouvelable pour couvrir une partie de

besoins de la métropole via l’installation de centrales photovoltaïques sur les toits d’entreprises

et de bâtiments administratifs.

La SCIC Solis Métropole a été créée dont le statut permet l’implication des collectivités locales,

des propriétaires de toits, des sociétés d’installation de panneaux photovoltaïques et de citoyens.

Au côté de la ville de Lille, deux clubs cigales, Energies Nouvelles et Cigazailes, se sont lancés dans

l’aventure.

Un premier chantier a démarré l’été 2013 sur l’école Malot-Painlevée.

Il a été installé une centrale de 108 panneaux solaires photovoltaïques (180 m²) en brise soleil sur

cette pour une production estimée à 24 480 kWh ou 910 kWh/kWc/an soit le ¼ de la

consommation actuelle du bâtiment. Ce projet est couplé avec un objectif d’économie d’énergie

chez les personnes concernées par le projet.


29


30

C. Annexes

Tableau détaillé des consommations et des projections de production d’énergies renouvelables à

2020-2050 sur le Grand Douaisis

Projections 2020-2050 de la production d'EnR sur le Grand Douaisis

SCOT/RégSCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)2005 160 306,00 GWh

2011 141 933,79 GWh Base 0,000%

2020 129 685,65 GWh -9% 0,000%

2050 68 444,95 GWh -47% 0,000%

SCOT/RégSCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)2005 30 778,75 GWh

2011 27 251,29 GWh Base 7,37% 2008 7,37% 2 008,00

2020 24 899,64 GWh -9% 7,37% 1835 7,37% 1 835,00 -9%

2050 13 141,43 GWh -47% 7,37% 969 7,37% 969,00 -47%

SCOT/RégSCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)

2005 46 328,43 GWh

2011 41 018,87 GWh Base 3,96% 1622 3,95% 1 622,00

2020 37 479,15 GWh -9% 3,96% 1482 3,95% 1 482,00 -9%

2050 19 780,59 GWh -47% 3,96% 782 3,95% 782,00 -47%

SCOT/RégSCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)2009 GWh

2011 2 641,00 GWh Base 0,893% 23,59 0,89% 23,59

2020 4 035,00 GWh 53% 0,446% 18,00 0,50% 20,00 -15%

2050 5 853,00 GWh 45% 0,171% 10,00 0,17% 10,00 -50%

Soit 19,2% des

consommations énergétiques

totales de la région

-57%

Scénario tendanciel SRCAE Scénario tendanciel SRCAE

(part scot constante)Scénario tendanciel retenu SCOT

Consommations totales d'énergie de la région NPDC

-57%

Consommations d'énergie électrique de la région NPDC

Consommations d'énergie gaz de la région NPDC

Soit 28,9% des

consommations énergétiques

totales de la région

-57%

Production Energie par Cogénération de la région NPDC

122%


1

SCOT/RégSCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)

2009 748,00 GWh

2011 1 767,00 GWh Base 0,000% 0,00 0,00% 0,00

2020 6 352,00 GWh 259% 1,134% 72 1,90% 120,96 120%

2050 11 102,00 GWh 75% 1,134% 125,9 1,42% 158,03 31%

SCOT/RégSCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)

2009 6,16 GWh

2011 90,00 GWh Base 3,667% 3,30 3,67% 3,30

2020 468,00 GWh 420% 3,667% 17,16 3,32% 15,54 371%

2050 1 174,00 GWh 151% 3,667% 43,05 3,63% 42,60 174%

Part SCOT

SCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)

2009 1,85 GWh

2011 11,70 GWh Base 0,000% 0,00 0,00% 0,00

2020 56,00 GWh 379% 5,625% 3,15 1,18% 0,66

2050 116,00 GWh 107% 5,621% 6,52 0,75% 0,87 32%

Part SCOT

SCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)

2009 112,40 GWh

2011 134,70 GWh Base 0,097% 0,13 0,10% 0,13

2020 235,00 GWh 74% 0,098% 0,23 0,10% 0,24 83%

2050 278,00 GWh 18% 0,097% 0,27 0,03% 0,07 -71%



528%

Production Energie par l'éolien de la région NPDC

106%

Production Energie par le photovoltaïque de la région NPDC

1204%

Production Energie par l'hydroélectricité de la région NPDC

891%

Production Energie par la géothermie de la région NPDC


2

Part SCOT

SCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)

2009 2 181,00 GWh

2011 2 277,00 GWh Base 0,097% 2,21 0,10% 2,21

2020 2 708,00 GWh 19% 0,097% 2,63 0,12% 3,36 52%

2050 2 785,00 GWh 3% 0,097% 2,71 0,24% 6,73 100%

Part SCOT

SCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)

2009 6,48 GWh

2011 34,20 GWh Base 0,740% 0,25 0,74% 0,25

2020 158,80 GWh 364% 0,737% 1,17 0,74% 1,17 362%

2050 354,00 GWh 123% 0,740% 2,62 0,74% 2,62 124%

Part SCOT

SCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)

2009 72,23 GWh

2011 106,20 GWh Base 14,915% 15,84 14,92% 15,84

2020 259,21 GWh 144% 14,915% 38,66 8,33% 21,59 36%

2050 865,00 GWh 234% 14,913% 129 3,74% 32,39 50%



715%

Production Energie par le bois de la région NPDC

22%

Production Energie par le Solaire Thermique de la région NPDC

935%

Production Energie par le Biogaz de la région NPDC


3

Part SCOT

SCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)

2009 GWh

2011 69,85 GWh Base 0,000% 0,00 0,00% 0,00

2020 23,57 GWh -66% 19,262% 4,54 19,26% 4,54

2050 130,93 GWh 455% 4,338% 5,68 4,34% 5,68 25%

Part SCOTSCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)

2009 GWh

2011 0,00 GWh Base 0,00 0,00

2020 2 400,00 GWh Base 0,057% 1,37 0,06% 1,34 base

2050 NC GWh 0



Production Energie par la récupération chaleur sur Eaux Usées de la

région NPDC

87%

Production Energies Fatales de la région NPDC

100%

Bilan projections 2020-2050 de la production d'EnR sur le Grand Douaisis

Part SCOTSCOT (en

GWh)SCOT/Rég

SCOT NET

(Gwh)

progression

(%)

2011 2 723,65 GWh 0,798% 21,74 0,80% 21,73

2020 6 308,58 GWh Base 2,234% 140,91 2,69% 169,40 679%

2050 5 702,93 GWh -10% 5,537% 315,75 4,37% 248,99 47%


(part scot constante) Scénario tendanciel retenu SCOT

TOTAL Production Energies renouvelables région NPDC

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