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BORDEAUX METROPOLE Rapport annuel d’activité 2019

Service public du chauffage urbain

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Sommaire INTRODUCTION 4

Les réseaux de chaleur : explication de texte 6 Les réseaux de chaleurs : quels enjeux ? 7

LES RESEAUX DE CHALEUR PUBLICS METROPOLITAINS 10

Présentation synthétique 11 LES HAUTS DE GARONNE 13

Les faits marquants de l’année 13 Rappel 14 Bilan 2019 18 Analyse économique et financière du délégant 24

MERIADECK 44

Rappel 44 Bilan 2019 45

SAINT- MEDARD-EN-JALLES 47

Les faits marquants de l’année 47 Rappel 47 Bilan 2019 48

SAINT JEAN BELCIER 49


PLAINE DE GARONNE ENERGIES 66


SYNTHESE FINANCIERE 81 LES PROJETS ET ETUDES EN COURS 82

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INTRODUCTION

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LES RESEAUX DE CHALEUR : EXPLICATION DE TEXTE …

Un réseau de chaleur est un système de distribution de chaleur produite de façon centralisée, permettant de desservir plusieurs bâtiments. Il comprend une ou plusieurs unités de production de chaleur, un réseau de distribution primaire dans lequel la chaleur est transportée sous forme d’eau chaude ou de vapeur, et un ensemble de sous-stations d’échange, à partir desquelles les bâtiments sont desservis par un réseau de distribution interne (dit « secondaire »).

De quoi est constitué un réseau de chaleur ? Tout réseau de chaleur comporte les principaux éléments suivants : L’unité de production de chaleur qui peut être, par exemple, une usine d’incinération des ordures ménagères (UIOM), une chaufferie alimentée par un combustible (fioul, gaz, bois…), une centrale de géothermie profonde, etc… Généralement, un réseau comporte une unité principale qui fonctionne en continu et une unité d’appoint utilisée en renfort pendant les heures de pointe, ou en remplacement lorsque cela est nécessaire. Le réseau de distribution primaire composé de canalisations dans lesquelles la chaleur est transportée par un fluide caloporteur (vapeur ou eau chaude). Un circuit aller (rouge) transporte le fluide chaud issu de l’unité de production. Un circuit retour (bleu) ramène le fluide, qui s’est délesté de ses calories au niveau de la sous-station d’échange. Le fluide est alors à nouveau chauffé par la chaufferie centrale, puis renvoyé dans le circuit. Le tracer du réseau vise à assurer une densité thermique (nombre de bâtiments raccordés par kilomètre de conduite posée) aussi élevée que possible, afin de permettre la viabilité économique du réseau (coût d’investissement fortement liée au linéaire de conduite ; recettes liées au nombre d’usagers). Les sous-stations d’échange, situées en pied d’immeuble, permettent le transfert de chaleur par le biais d’un échangeur entre le réseau de distribution primaire et le réseau de distribution secondaire qui dessert un immeuble ou un petit groupe d’immeubles. Le réseau secondaire ne fait pas partie du réseau de chaleur au sens juridique, car il n’est pas géré par le responsable du réseau de chaleur mais par le responsable de l’immeuble.

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LES RESEAUX DE CHALEUR : QUELS ENJEUX ?

Un engagement national et local La loi de transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) vise à préparer « l’après pétrole » et à instaurer un modèle énergétique robuste et durable face aux enjeux d’approvisionnement en énergie, à l’évolution des prix, à l’épuisement des ressources et aux impératifs de la protection de l’environnement. Pour donner un cadre à l’action conjointe des citoyens, des entreprises, des territoires et de l’Etat, la loi fixe des objectifs à moyen et long terme dont notamment :

- La division par quatre les émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2050 (facteur 4),

- La réduction de la consommation énergétique finale de 50% en 2050 par rapport à 2012,

- Porter la part des énergies renouvelables à 32% à l’horizon 2030. Dans le cadre de son Plan Climat adopté le 7 juillet 2017, Bordeaux Métropole s’est engagée à répondre à cet objectif particulièrement ambitieux.

Des enjeux environnementaux, mais également économiques et sociaux Les réseaux de chaleur alimentés par des énergies renouvelables et de récupération, comme l’a reconnu le Grenelle de l’environnement, répondent pleinement à ces objectifs. Ils permettent à la fois de réduire significativement les émissions de CO2 responsable et de garantir aux abonnés du service une meilleure maîtrise de leur facture énergétique. Le transfert de la compétence en matière de création, d’aménagement, d’entretien et de gestion des réseaux de chaleur ou de froid urbains à la Bordeaux Métropole, opéré par la loi de modernisation de l’action publique territoriale et d’affirmation des Métropoles, dite loi Maptam, du 27 janvier 2014, a renforcé son rôle en ce domaine et encourage l’émergence de nouveaux projets de réseaux de chaleur. Grâce à un vaste ensemble de réseaux et de projets, Bordeaux Métropole s’affirme en tant qu’acteur de la transition énergétique du territoire et s’inscrit dans la trajectoire d’un territoire à énergie positive d’ici 2050 qui suppose de multiplier par 5 la quantité de chaleur délivrée entre 2010 et 2030, avec un taux d’énergie renouvelable et de récupération élevé (80%) du territoire :

- Les réseaux des Hauts de Garonne et de Saint-Jean-Belcier alimentés par une énergie de récupération

- Les réseaux Plaine de Garonne Energies et Mériadeck, alimentés par de la géothermie

- Le réseau de Saint-Médard-en-Jalles alimenté par de la biomasse - Les études et procédures amont engagées sur Mérignac-centre, Le Haillan et

Bordeaux-Grand parc.

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L’élaboration d’un schéma directeur des réseaux de chaleur de Bordeaux Métropole est en cours, pour définir l’ensemble des projets permettant de réaliser l’objectif défini dans le plan haute qualité de vie pour un territoire durable. Par ailleurs, Bordeaux Métropole est, depuis plusieurs années, lauréate du label « écoréseau de chaleur » délivré par l’association Amorce. Ce label distingue les collectivités pour leurs réseaux de chaleur répondant à trois critères :

- Environnemental : une chaleur distribuée issue pour plus de 50% des énergies renouvelables et de récupération,

- Economique : une facture globale de chauffage pour l’usager final inférieure à la solution de référence,

- Social : un lieu de concertation pour rendre compte du fonctionnement de ce service public aux abonnés et aux usagers.

En 2019, le réseau de chaleur des Hauts de Garonne a obtenu le label pour la 5ème fois consécutive, le réseau de chaleur de Mériadeck a été labellisé pour la 3ème fois, le réseau de chaleur Saint-Jean Belcier a renouvelé son premier label obtenu en 2018 et le réseau de Saint-Médard-en-Jalles a été labellisé pour la première fois.

Le comité des abonnés Dans ce contexte de développement des réseaux de chaleur, il est apparu indispensable d’associer acteurs, contributeurs, utilisateurs et experts à l’ensemble des projets publics actuels ou en devenir en vue d’optimiser la performance des réseaux présents sur le territoire et de garantir ainsi une qualité de service public optimale au moindre coût, démarche d’ores et déjà entamée dans le cadre de la réalisation du schéma directeur des réseaux de chaleur. A ce jour, la gestion de la majorité des réseaux de chaleur publics métropolitains est assurée dans le cadre de délégations de service public, le délégataire étant, de fait, l’interface entre l’abonné, bénéficiaire du service, et l’autorité délégante. L’objectif était de créer un lien direct entre Bordeaux Métropole et les abonnés des réseaux de chaleur publics afin d’une part, de leur rendre compte des données liées à la performance ou à l’actualité de leur réseau (rapport annuel d’activité, actualité du contrat, projet de transformation du réseau, travaux en cours …) et, d’autre part, de partager et d’échanger avec eux sur des thèmes transversaux ou des problématiques spécifiques liés aux réseaux

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de chaleur (bilan de satisfaction, tarifs, actions de communication, accès aux données, réseaux privés …). Par délibération, en date du 22 mars 2019, le Conseil métropolitain a adopté la création du comité des abonnés des réseaux de chaleurs public métropolitains, instance consultative et participative autour d’un espace de dialogue et de concertation. Il est constitué de représentants des abonnés de l’ensemble des réseaux de chaleur publics métropolitains existants ou actuellement à l’état de projet.

Les membres sont amenés à se prononcer sur des projets en rapport avec le réseau auquel ils sont rattachés ou sur des projets transversaux les concernant. Il est amené à se réunir dans la formation plénière (tous réseaux confondus) notamment lors d’une séance annuelle afin de partager des informations comparées sur l’activité de l’année écoulée, ou pour traiter de sujets transversaux, et dans sa formation restreinte (propre à chaque réseau) pour évoquer l’actualité et les problématiques du réseau. La première réunion du comité des abonnés a eu lieu le 30 septembre 2019, dans sa formation plénière. La seconde a réuni les abonnés du réseau de chaleur des Hauts de Garonne, le 20 décembre 2019.

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LES RESEAUX DE

CHALEUR PUBLICS METROPOLITAINS

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PRESENTATION SYNTHETIQUE

Saint-Médard-en-Jalles Hastignan Commune de Saint-Médard-en-Jalles Création : 2007

Source de chaleur : Chaufferie biomasse et secours gaz Longueur du réseau : 700 m Bâtiments desservis : 12 (5 bâtiments publics et 7 logements) Energie distribuée : 1.9 GWh en 2019 dont 73% d’EnR Coût moyen de la chaleur : 66.19 € TTC / MWh Mode de gestion : Marché de prestation de services – 5 ans – terme le 30 juin 2021 Opérateur : Engie Cofely agence Garonne

Hauts de Garonne Communes de Lormont, Cenon, Floirac

Mise en service : 1967

Source de chaleur : Usine d’incinération, chaufferie biomasse et chaufferies d’appoint secours au gaz Longueur du réseau : 23 km Sous-stations livrées :132 (13 000 équivalents logements) Energie distribuée : 113 GWh dont 78,50 % d’EnR&R Coût moyen de la chaleur : 65,09 € TTC / MWh Mode de gestion : Délégation de service public (12 ans) – terme le 31 décembre 2020. Délégataire : Rive Droite Environnement (Véolia, Dalkia) Société dédiée : Rive Droite Energie

Mériadeck Commune de Bordeaux Mise en service :1980

Source de chaleur : Puits géothermique (1 150 m) Longueur du réseau : 3 km Bâtiments desservis : 12 (pour 10 abonnés) Energie distribuée : 4 à 5 GWh dont 98% d’EnR Coût moyen de la chaleur : 50,60 € TTC / MWh Mode de gestion : Délégation de service public Délégataire : Régaz (réseau inclus dans l’ancien contrat de concession de distribution de gaz de la ville de Bordeaux dont le terme est fixé au 30 juin 2021)

Saint-Jean-Belcier Communes de Bordeaux et Bègles Mise en service : 2016 Investissements à terme : 32 M € HT

Source de chaleur : Usine d’incinération et chaufferie d’appoint secours au gaz Longueur du réseau : 7 km actuellement, 19 km à terme Sous-stations livrées : 13 actuellement, 164 prévues à termes (18 000 équivalents logements) Energie distribuée : 7,2 GWh, 67 GWh à terme Taux d’ENR&R : 99 % Coût moyen de la chaleur : 58,80 € TTC / MWh Mode de gestion : Délégation de service public - 26 ans – terme : 30 juin 2041 Délégataire : Mixener / Idex Société déliée : Energie des Quartiers

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Deux nouveaux réseaux de chaleur adoptés par le Conseil métropolitain :

Mérignac centre Commune de Mérignac Décision de faire : juillet 2019 Publication de l’avis d’appel à concurrence le 9 août 2019 Négociations au cours du 1er semestre 2020 Mise en service prévisionnelle : 2022 Investissements estimés : 7 M € HT

Source de chaleur : Chaufferie biomasse et chaufferie d’appoint secours gaz Longueur du réseau : 2,7 km Desserte : Futur stade nautique, bâtiments communaux, environ 1800 équivalents logements Energie distribuée : 17 GWh Taux d’ENR&R : 80 % Coût moyen de la chaleur : entre 70 et 75 € TTC / MWh Mode de gestion : Délégation de service public – 22 ans – terme : 2042. En fonction des caractéristiques du projet du concessionnaire retenu à l’issue de la mise en concurrence (délibération attendue en septembre 2020)

Source de chaleur : Premiers bâtiments raccordés sur chaufferies mobiles gaz ou électricité. Construction en cours de la chaufferie gaz et d’un doublet géothermique. Longueur du réseau : 9,1 km non en service (35 km à terme) Sous-stations livrées : Environ 300 à terme Energie distribuée : 120 GWh / an à terme Taux d’ENR&R : 80 % à terme Coût moyen de la chaleur : 72 € TTC / MWh Mode de gestion : Délégation de service public – 30 ans – terme : 8 janvier 2046 Délégataire : Engie Cofely – Storengy Société déliée : Plaine de Garonne Energies

Plaine de Garonne Energies Communes de Bordeaux, Cenon, Floirac et Lormont Mise en service : 2020 Investissements à terme : 69 M € HT

Le Haillan Communes du Haillan et Eysines Décision de faire : décembre 2018 Mise en service prévisionnelle : 2022 Investissements estimés : 5 M € HT

Source de chaleur : Chaufferie biomasse et chaufferie d’appoint secours gaz Longueur du réseau : 4 km Desserte : Future zone d’aménagement concertée (ZAC) Le Haillan-centre (500 logements), bâtiments communaux et serres horticoles Energie distribuée : 6 GWh Taux d’ENR&R : 80 % Coût moyen de la chaleur : 78 € TTC / MWh Mode de gestion : Régie avec marché global de performance (conception, réalisation, exploitation et maintenance).

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RESEAU DE CHALEUR DES HAUTS DE GARONNE

Les faits marquants de 2019 - lancement de la procédure de renouvellement du contrat du délégation Un avis d'appel public à la concurrence a été publié en mai 2019. Les candidats ont été admis à déposer une offre et à entrer en négociation à compter de décembre 2019. - 1ère réunion du comité des abonnés des Hauts de Garonne le 21 décembre 2019

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Rappel Le réseau de chaleur des Hauts de Garonne a été construit à partir de la fin des années soixante à l’occasion de la création des zones à urbaniser en priorité (ZUP) sur les communes de Cenon, Lormont et Floirac. Il est un élément du modèle urbanistique qui prévalait à cette période. En 1967, la première sous-station du réseau de chaleur des Hauts de Garonne est desservie, sur la commune de Cenon. Au fil des ans le réseau s’étend aux communes voisines. La mise en service de la première sous-station sur la commune de Lormont a lieu en 1970, celle de la première sous-station sur la commune de Floirac en 1972. En 1985, le réseau de chaleur des Hauts de Garonne est raccordé à l’usine d’incinération des ordures ménagères (UIOM), construite sur le site de la chaufferie principale au 1, rue Jean Cocteau à Cenon. Le fuel lourd, en tant qu’énergie de base servant à alimenter le réseau, est ainsi remplacé par une énergie de récupération en provenance des fours de l’UIOM. A partir de mai 2009, le réseau de chaleur des Hauts de Garonne, vieillissant et sujet à de fréquentes coupures, est en partie rénové (changement de toutes les sous-stations des abonnés, remplacement des chaudières …) et passe à un fonctionnement en basse température (- de 110 C°). Les équipements du réseau de chaleur des Hauts de Garonne Les équipements de production

Equipements de production Quantité Puissance unitaire Puissance thermique

totale (MW)

Echangeurs de récupération usine d'incinération 1 22 MW thermique 22 Turbine à gaz (cogénération) 1 9,4 MW thermique 9,4

Chaudières de la chaufferie de Cenon 2 19,2 MW thermique 38,4 Chaudières de secours de la chaufferie de Lormont 2 10 MW thermique 20

Chaudière biomasse chaufferie des Akènes 1 6 MW thermique 6

Chaudière gaz chaufferie des Akènes 1 10 MW thermique 10

Cogénération de Carriet 1 3 MW thermique 3

Puissance thermique totale installée en MW 108,8 Le réseau de chaleur a également la possibilité de recourir à un import de chaleur depuis la chaufferie de Carriet, propriété de Domofrance, qui dispose de 2 chaudières gaz de 1,74 MW chacune, soit une puissance supplémentaire de 3,5 MW. A noter que l’usine d’incinération des ordures ménagères produit également de l’électricité grâce au groupe turbo alternateur d’une puissance de 3,5 MW. La turbine à gaz fonctionnant en cogénération peut également produire de l’électricité simultanément à sa production de chaleur, à hauteur d’une puissance de 5 MW.

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Les équipements de distribution Le service du chauffage urbain est assuré par un réseau enterré fonctionnant en basse température (- de 110°C), garantissant ainsi sa fiabilisation (voir tracé ci-après). D’une longueur de 23 kilomètres comportant deux tubes, le réseau s’étend sur les communes de Lormont, Cenon et Floirac comme défini dans le périmètre ci-après.

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Tracé du réseau

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Périmètre contractuel du réseau

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Bilan 2019 Production de chaleur et mix énergétique La chaleur produite est de 139 732 MWh, soit une baisse de 4,5 % comparée à 2018. La chaleur livrée en sous-stations est de 113 478 MWh. La différence, 26 254 MWh, correspond aux pertes de distribution du réseau de chaleur, soit 19%. La répartition des consommations d’énergies par type d’équipement est la suivante :

Equipements de production Production

en MWh Part

Usine d'incinération 103 885 74,3% Turbine à gaz 12 564 9% Chaufferie principale de Cenon 7 654 5.5% Chaudière biomasse des Akènes 5 926 4,2% Chaudière gaz des Akènes 4 276 3,1% Chaufferies de secours de Lormont 5 054 3,6% Chaufferie / Cogénération Carriet 373 0,3%

TOTAL 139 732 100% La chaleur de récupération en provenance de l’usine d’incinération, utilisée en priorité conformément aux dispositions du contrat de délégation, a représenté une part de 74,3 %. Bien que la part de l’incinération ait augmenté dans la production totale, la production est en très légère baisse (104 413 MWh produits en 2018).

A noter une augmentation du recours à la cogénération (+ 48,43%) et une baisse de la chaleur issue de la biomasse (- 40,85 %).

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7.4%

0.9%

0.5%

0.4% 0.3%

0.4%

0.0%

Provenance de la chaleur

Usine d'incinération

Turbine à gaz

Chaufferie principale de Cenon

Chaudière biomasse desAkènes

Chaudière gaz des Akènes

La production biomasse correspond à la livraison de 2 248 tonnes de bois déchiqueté. Les approvisionnements en bois sont certifiés PEFC à hauteur de 73 % (en MWh), un taux stable par rapport à 2018. Pour rappel, il était de 62% en 2017. La certification PEFC définit des règles de gestion durable de la forêt. Le système PEFC repose sur 2 certifications complémentaires : la certification forestière et la certification de la chaîne de contrôle. La distance moyenne d’approvisionnement en bois est de 59 km. Elle était de 79 km en 2018. L’approvisionnement en bois se répartit comme suit :

Les taux de mixité contractuels applicables dans la facturation sont les suivants :

Equipements de production Production en MWh

Mixité fonctionnelle

2018

Mixité contractuelle de facturation

Usine d'incinération 103 885 74,35% 64,0% Turbine à gaz 12 937 9,26% 15,5% Chaufferies gaz 16 984 12,15% 10,5% Chaudière biomasse 5 926 4,24% 10,0%

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Les taux contractuels de facturation ont servi de base au concessionnaire pour établir ses tarifs et son bilan financier lors de la négociation du contrat. Ensuite, les tarifs n’évoluent pas en fonction de la mixité réelle constatée et le concessionnaire n’a pas d’obligation contractuelle à respecter la mixité contractuelle de facturation. Il existe donc un écart entre les objectifs de mixité contractuels et le fonctionnement réel du réseau de chaleur. Ces écarts constituent le risque du concessionnaire. Distribution de chaleur Au 31/12/2019, le nombre d’abonnés au réseau de chaleur des Hauts de Garonne est de 136, soit trois abonnés supplémentaires par rapport à 2018. Le réseau de chauffage urbain dessert environ 10 000 logements, ainsi que des équipements municipaux, des établissements scolaires, des établissements de santé / soins et deux centres commerciaux, soit un total de 13 000 équivalents logements correspondant aux besoins d’environ 25 000 habitants.

59%23%

6%7% 5%

Profil des abonnés par secteurs d'activité

Logement

Enseignement

Equipements sportifset culturels

Santé

Centres commerciauxet autres

8 abonnés représentent 84 sous-stations sur 136 et 70% des consommations totales d’énergie. Ces 8 abonnés correspondent à 3 collectivités (Villes de Cenon, Lormont et Bordeaux Métropole), 3 bailleurs sociaux (Aquitanis, Domofrance et Mésolia) et 2 syndics (Agences Foncia et Rivière). L’énergie livrée en sous-stations est répartie entre le chauffage (74%) et l’eau chaude sanitaire (26%). Avec 1563 degrés jours unifiés (soit 9% de moins qu’en 2018), la rigueur climatique a été moindre qu’en 2018. En revanche, le nombre de jours de chauffe a été plus élevé (238 contre 219 en 2018). Finalement, la vente de chauffage enregistre une baisse de 2,14%. La vente d’eau chaude sanitaire, quant à elle, observe une baisse de 4,42 % entre 2018 et 2019. Prix de la chaleur Le volet tarifaire sera développé ultérieurement dans le chapitre relatif à l’analyse économique et financière du délégant. Pour rappel, le prix se décompose entre une part variable liée aux consommations (R1) et une part fixe liée à l’abonnement (R2). Le coût moyen HT est en hausse : 62,60 € HT/MWh (60,69 € en 2018), soit 65,09 € TTC/MWh (64 € TTC en 2018).

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Coût annuel pour un logement type Le coût annuel estimé pour un logement moyen de 66 m2 varie selon la performance thermique du bâtiment. Il est d’environ :

- 207 € pour un logement situé dans une résidence neuve soumise à la règlementation thermique 2012,

- 550 € pour le même type de logement située dans une résidence construite dans les années 1970 et ayant fait l’objet d’une rénovation thermique.

Les conclusions du schéma directeur et la préparation du futur contrat de délégation Réalisé pour l’essentiel en 2018 et achevé en 2019, le schéma directeur des Hauts de Garonne a révélé les solides atouts techniques du réseau :

- plusieurs outils de production, en bon état de fonctionnement ; - des sous-stations bien conçues, en bon état de fonctionnement ; - un maillage du réseau qui apporte de la souplesse de fonctionnement ; - un bon taux d’ENR (80% atteignable facilement).

Toutefois, ce réseau a des canalisations majoritairement très anciennes. Cette faiblesse importante se matérialise par des fuites entrainant des pertes importantes (19% de la chaleur est perdue) et des ruptures récurrentes du service, très gênantes pour les usagers. En outre, les fuites génèrent des surcoûts de fonctionnement du fait de la consommation d’eau d’appoint et des pertes thermiques. Le constat de devoir remplacer les tronçons les plus affectés et/ou les plus sensibles a donc été acté. Par ailleurs, il convient de prendre en considération une baisse progressive des ventes de chaleur du fait de la réhabilitation thermique des bâtiments dans les années à venir (de 115 GWh/an aujourd’hui à 100 GWh/an à l’horizon 2027). Heureusement, en contrepartie, un important gisement de développement a été identifié (de l’ordre de 15 GWh/an supplémentaire) qui permettrait de compenser l’attrition et ainsi maintenir une répartition des coûts fixes (60% du prix de la chaleur) sur un nombre conséquent d’abonnés. La délégation actuelle arrivant à son terme le 31/12/2020, il convient de procéder à son renouvellement. Les conclusions du schéma directeur ont notamment préfiguré les objectifs de la prochaine délégation de service public. En synthèse, s’agissant du prochain contrat qui s’étalera sur une durée de 7 ans, les préconisations sont les suivantes :

- 8 km minimum de réseau à renouveler pour un investissement de 10 M € amortis sur la totalité du contrat avec une amélioration de l’efficacité énergétique de 7%,

- 8 km d’extension du réseau pour un investissement identique, amortissable sur 30 ans avec une augmentation d’environ 15 GWh de la chaleur distribuée,

- Un prix cible de 65 € TTC/MWh.

La publication de l'avis d'appel public à la concurrence dans divers supports s'est faite entre le 12 et le 17 mai 2019. La procédure étant ouverte, les candidats devaient déposer un dossier complet de candidatures et d’offres au plus tard le 13 septembre 2019.

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La phase de négociation a débuté le 5 décembre 2019 et s’est poursuivie en 2020 (2 tours au total) pour une attribution prévue en juillet 2020 et une période de tuilage d’une durée prévisionnelle de 3 mois.

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Sources d’énergie

Production

Déchets 125 481 Tonnes

Gaz Naturel 45 139 MWh

Electricité MWh (GTA) Electricité vendue (cogénération TAG)

6 703 MWh

Chaleur soutirée 232 827 MWh

Chaleur non valorisée 128 883 MWh

Chaleur Chaleur utile

Synthèse du bilan technique 2019 du réseau de chaleur des Hauts de Garonne

dont

Distribution

Vente Vente de chaleur : 113 478 MWh (chauffage 84 378 MWh / eau chaude sanitaire 29 100 MWh)

Chaleur distribuée 103 885 MWh

74 %

Pertes sur le réseau 25 881 MWh soit 18,6 %

Auto consommation 8 386 MWh

Vente 17 824 MWh

Chaudières de Lormont

9 330 MWh

Cogénération (y compris Carriet)

12 937 MWh

Chaudières de Cenon

7 654 MWh


21%

Biomasse 2 248 Tonnes


5 %

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Analyse économique et financière de l’exercice 2019 du délégant Rive Droite Environnement (RDE) Délégataire de service public – incinération des ordures ménagères et production / distribution de chaleur sur le réseau des Hauts de Garonne. Préambule Rappel historique sur le contrat et ses particularités La Communauté urbaine a décidé, par délibération en date du 28 novembre 2008, de désigner le groupement Soval Dalkia délégataire de service public. Ce contrat a pris effet au 1er janvier 2009 pour une durée de 12 ans. Il arrivera donc à échéance le 31/12/2020. L’objet de la délégation porte sur l’exploitation simultanée, d’une part, d’un service de valorisation énergétique des déchets, et d’autre part, d’un réseau de chauffage urbain, autrement dit sur l’incinération de déchets, la production et la distribution de chaleur et d’eau chaude sanitaire et une partie des travaux afférents (cf. infra). Le contrat, aux risques et périls du délégataire, est qualifié d’affermage avec îlots concessifs. L’Usine de valorisation énergétique (UVE) de Cenon et le couple chaufferies et réseau de chauffage existant constituent les biens affermés. La réalisation de travaux tant sur le réseau, qu’en sous stations et à l’usine d’incinération (groupe turbo alternateur1 et autres) relève de la concession (passage en basse pression du réseau de chaleur, raccordement des nouveaux abonnés et extensions éventuelles). Le fermier se voit confier les travaux d’entretien, les travaux de modification et de premier établissement sur l’usine de valorisation énergétique. La construction de la chaufferie d’appoint fonctionnant au bois dite « biomasse » a été construite par la Métropole pour une mise en service en 2015, son entretien relève du délégataire. Bordeaux Métropole est engagée à apporter au moins 90 000 tonnes de déchets par an à l’usine de valorisation énergétique (article 12.2 Garantie d’apport des déchets ménagers). Les apporteurs principaux sont Bordeaux Métropole, le Syndicat intercommunal à vocation multiple (SIVOM) Rive droite, Véolia unité opérationnelle de Bègles et de Pompignac, et le Syndicat de l'Entre-deux-mers-ouest pour la collecte et le traitement des ordures ménagères (SEMOCTOM). Depuis le début du contrat, huit avenants ont été passés.

L’avenant N°1 signé le 15 juin 2009 et notifié le 23 juin 2009 a porté sur :

- la création de la société ad hoc (Rive droite environnement - RDE) dédiée à la délégation et se substituant dans l’intégralité des droits et obligations du délégataire (groupement Soval Dalkia), comme prévu au contrat. La société a été immatriculée le 28 janvier 2009 ;

- la subdélégation à Rive droite énergie d’une partie du service public, à savoir la production d’électricité par turbine à gaz, la production de chaleur par les chaufferies

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(la chaleur produite par l’unité de valorisation énergétique restant du ressort du délégataire) et l’ensemble de la distribution de chaleur ;

- la levée par la Communauté urbaine de l’option « efficacité énergétique de l’incinération des déchets ». Sa mise en œuvre permet un ratio « efficacité énergétique » supérieure à 0,60 (cf. article 61 du contrat). Cette option comprend le remplacement du groupe turbo alternateur existant par un groupe turbo alternateur à contre-pression ;

- la levée de l’option « rénovation de la cogénération » consiste en la modernisation des installations de cogénération existantes avec ajout d’une turbine à gaz et le renouvellement du contrat de vente d’électricité en option d’achat avant le 1er novembre 2012.

Ces deux levées d’option ont donné lieu à un nouveau plan d’affaires annexé au contrat en lieu et place du précédent.

Du fait que l’avenant n°1 ait prévu une subdélégation, la lecture du compte de résultat global présente les particularités suivantes :

- le délégataire, Rive droite environnement (usine de valorisation énergétique) a pris à

sa charge tous les contrats (eau, électricité, personnel, téléphone, …) à l’exception de l’abonnement au gaz ;

- le délégataire refacture les charges qui lui incombent au sub-délégataire, Rive droite énergie (le réseau de chaleur) ;

- la vente de chaleur représente une recette dans le compte de résultat de l’usine de valorisation énergétique et une charge pour le sub-délégataire (réseau) qui achète cette énergie au délégataire.

L’avenant N°2, approuvé le 22 décembre 2009, est venu préciser les conditions de

réduction des Unités de répartition forfaitaires2 (U.R.F) d’un abonné en fonction de travaux d’amélioration de son bâtiment. Cet avenant a pris en compte la disparition et la révision de certains indices et leur remplacement.

L’avenant N°3 signé le 31 janvier 2011 et notifié le 18 février 2011, a porté sur :

- la prise en compte de l’installation aux frais du délégataire d’un complément d’équipement pour le traitement des oxydes d’azote (NOx), permettant ainsi à la Communauté urbaine de bénéficier du taux réduit de la Taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) comme prévu dès le 1er janvier 2011 en contrepartie du retard pris (soumis à pénalités) par le délégataire dans la mise en place du nouveau groupe turbo alternateur ;

- dans un second temps, il fixe à la date du 1er octobre 2011 la mise en place de ce groupe turbo alternateur et l’application des pénalités éventuelles.

L’avenant N°4 en date du 10 août 2011 et notifié le 6 septembre 2011, a porté sur la modification du périmètre de la délégation afin de permettre au délégataire de cibler et d’exporter la chaleur du réseau à d’autres abonnés (zone nord de Lormont – réseau privé). En outre, le bordereau de prix (annexe 12 du contrat) est complété.

L’avenant N°5, signé le 17 janvier 2014, a porté sur la modification des modalités de paiement (article 65) et du bordereau des prix associés (annexe 12) dans le cadre particulier des raccordements de grande ampleur, et ceci pour s’inscrire dans les objectifs

2 Les unités de répartition forfaitaires permettent de répartir entre les abonnés le coût des prestations fixes dites R2 en fonction de la puissance maximum qu’ils appellent et de leur consommation moyenne.

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communautaires de démarche volontaire de développement des énergies renouvelables. L’opération de raccordement de la cité Carriet, à Lormont, entre dans le cadre des raccordements de grande ampleur.

L’avenant N°6, signé le 28 février 2018 et notifié le 28 mars 2018, a porté sur :

- pour la partie déchets, la suppression de l’obligation de traiter les mâchefers sur le

territoire de la Gironde, l’adaptation du dispositif contractuel aux évolutions de la TGAP et sur la mise à jour de la formule de calcul de la performance énergétique ;

- pour la partie réseau de chaleur, la revalorisation du tarif gaz R1g0 en raison de la fin de l’exonération de la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN), la mise à jour des indices de révision des prix et la mise à jour de l’article 17 relatif aux clauses tarifaires ;

- pour les dispositions communes, la modification de l’actionnariat des sociétés Rive droite environnement et Rive droite énergie et la mise à jour de l’appellation de l’indice ICHTrev-TS (indice de coût horaire du travail révisé – tous salaires).

Le protocole de fin de contrat a fait l’objet de l’avenant N°7, signé le 28 février 2018 et notifié le 28 mars 2018. Il porte sur :

- les obligations respectives des parties jusqu’au terme du contrat ; - les obligations des parties au cours de la période de tuilage avec le futur exploitant ; - les modalités de restitution des différents biens et stocks en fin de contrat ; - les conditions de maintien de la continuité de service ; - les travaux à réaliser avant la fin de la délégation ; - le montant du solde de tout compte et les modalités de versement de ce solde ; - la clôture définitive de la délégation ; - la prévention de toute contestation de la part d’une des parties quant à la répartition

des biens et à la clôture des comptes de la délégation. L’avenant N°8, signé le 11 juillet 2018 et notifié le 13 juillet 2018, a porté sur des

travaux de rénovation du réseau de la place Beaumarchais et de la rue François Mitterrand à Cenon. Le périmètre Le périmètre est géographiquement situé sur les communes de : - Cenon qui comprend l’Usine de valorisation énergétique (UVE), la chaufferie au gaz et la cogénération, - Floirac, - Lormont avec la chaufferie de secours au gaz et la chaufferie biomasse des Akènes.

Le périmètre de la délégation (usine de valorisation énergétique) est constitué de l’ensemble de l’usine de valorisation énergétique et ses annexes (bâtiment aéro-réfrigérant, livraison de boues, hall de réception des déchets, bâtiment fours chaudières, …), le bâtiment traitement des fumées, la cheminée d’évacuation des fumées, le bâtiment administratif, et les abords clôturés. L’unité de vitrification a été démantelée par la CUB en 2010.

Le périmètre de la subdélégation (réseau de chaleur) comprend la chaufferie

principale avec cogénération, la chaufferie de secours de Lormont, la chaufferie au bois des Akènes, le réseau primaire et les sous stations. Le réseau secondaire en aval de l’échangeur de la sous-station est en dehors du champ de la délégation de service public.

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Faits marquants de l’année et perspectives Faits marquants 2019 : Du côté de l’usine de valorisation énergétique, l’année 2019 a été marquée par une amélioration de la disponibilité de l’installation et une stabilisation de la quantité de déchets incinérés. Les apports de Bordeaux Métropole ont diminué de 2,6% par rapport à 2018. Cette baisse a été compensée par les apports du SEMOCTOM qui à la suite d’un incendie a apporté le double de tonnages à l’usine d’incinération de Cenon. L’incident sur le turbo alternateur en fin d’année sur plus d’un mois a perturbé la production d’électricité qui chute de 11,5% comparée à celle de 2018. Les performances énergétiques sont très bonnes et supérieures à 65% (seuil entrant dans les critères de réfaction de TGAP3) puisque le rendement énergétique atteint 73,7% (formule TGAP4) et la performance énergétique5 R1 (au sens européen) atteint 83,7%. De plus, la quantité de chaleur récupérée et distribuée au réseau est quasi stable. Contrairement à l’exercice 2018, le recours au fonctionnement de la cogénération par la turbine à gaz (TAG) en mode continu a été de 2 mois (1 mois en 2018). Le fait d’utiliser la TAG pour la valorisation électrique obère la quantité de vapeur envoyée au réseau. Concernant l’activité du réseau de chaleur, les pertes en eau (18,6%) sur le réseau sont stables comparativement à 2018 et s’écartent à la hausse de 4 points du prévisionnel, du fait des multiples fuites constatées sur le réseau. Ces fuites au nombre de 22 pour la seule année 2019 sont provoquées par la corrosion extérieure des tubes. Sur l’exercice, des réparations ont eu lieu notamment sur les sous stations de la rue Jean Zay. Trois nouveaux raccordements ont eu lieu en 2019 (la résidence Autonomie, l’EHPAD6 les coteaux et le square Oréa), seuls deux d’entre eux ont été facturés suite à la signature de la police d’abonnement. Suivi contractuel :

15/05/2019 : remise du compte-rendu technique et financier 2018 dans les délais contractuels ;

14/06/2019 : Commission Consultative des Services Publics Locaux (CCSPL), thématique déchets, organisée par Bordeaux Métropole ;

28/08/2019 : inspection par la Direction Régionale de l’Environnement, de l’Aménagement et du Logement (DREAL, Etat) ;

20/09/2019 : Commission Suivi de Site (CSS) organisée par la Direction Départementale des Territoires et de La Mer (DDTM, Etat) ;

18/10/2019 : Comité Suivi Santé Environnement organisé par Bordeaux Métropole ; Poursuite des réunions de suivi trimestrielles délégant/délégataire.

Perspectives : Le contrat arrivant à terme le 31 décembre 2020, une mise en concurrence s’est déroulée sur 2019-2020 afin d’attribuer un contrat de concession de services portant délégation de service public avec travaux sur le réseau de chaleur des Hauts de Garonne pour une durée de 7 ans (1er janvier 2021 au 31 décembre 2027).

3 Taxe générale sur les activités polluantes (TGAP). 4 Au sens de la loi de finance rectificative pour 2016 5 Arrêté Ministériel du 7/12/2016 appelé aussi R1 au niveau européen 6 Etablissement d'hébergement pour personnes âgées dépendantes.

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Par ailleurs, le plan d’actions de maintenance défini au protocole de fin de contrat se poursuit en 2020, afin que le retour de ses biens à Bordeaux Métropole se déroule dans les meilleures conditions. Le bilan L’analyse du bilan se résumera à celle du patrimoine immobilier, étant donné qu’il n’existe pas de bilan « consolidé » de la société dédiée. Les tableaux de raccordement des résultats des entités analytiques avec les comptes sociaux ont été communiqués à Bordeaux Métropole. Seuls les comptes d’immobilisation et de provision sont analysés au regard du contrat et un focus est opéré sur les capitaux propres.

Les capitaux propres

Au niveau des comptes sociaux, les capitaux propres de Rive droite environnement s’établissent à 1,2 M€ et ceux de Rive droite énergie à -5,01 M€. Ces derniers demeurent inférieurs à la moitié du capital social (50 K€), et ce, depuis l’exercice 2013, contrairement à l’article L223-42 du Code de commerce. Aucune régularisation n’a été faite. Le résultat net de l’entité « Rive droite environnement » (incinération) atteint 591 K€ et le résultat net de l’entité « Rive droite énergie » (réseau de chaleur) s’élève à une perte de -898 K€. Le capital social est de 100 K€ pour chacune des entités.

Le patrimoine immobilier

Pour mémoire, depuis l’exercice 2015 au passif du bilan des dettes rattachées à des participations ont été enregistrées pour 6,3 M€ et sont remboursées à hauteur de 1,2 M€ chaque année au taux de 5,5 %. La dette sera éteinte fin 2020. Il s’agit d’un emprunt auprès de Dalkia pour financer les investissements antérieurement financés par le compte courant. En ce qui concerne l’usine d’incinération et le réseau existants, le délégataire ne fait pas figurer au bilan de son activité l’intégralité des biens immobilisés ; ainsi seuls les biens concessifs (financés par le délégataire pendant la délégation) apparaissent dans les liasses fiscales.

Rive droite environnement (usine de valorisation énergétique) inscrit à son actif 1 M€ d’immobilisations nettes à fin 2019 ; correspondant principalement à la part non amortie du turbo alternateur acquis en 2011 pour 6,4 M€. Sur l’exercice, ont été acquis nets des cessions 65 K€ d’immobilisations financières (correspondant à des cessions de créances) et 41 K€ d’installations générales (renforcement de la sécurité incendie).

Rive droite énergie (chauffage urbain) compte 15,6 M€ d’immobilisations nettes au 31 décembre 2019 (dont 14 M€ concernent les biens du domaine concédé). Ces immobilisations correspondent pour 10,4 M€ aux travaux de passage en basse pression du réseau de chauffage urbain et aux changements de sous-stations réalisées au cours de l'année 2009. Les 5,2 M€ restant correspondent aux nouveaux raccordements. Trois nouveaux raccordements ont été réalisées en 2019 pour 189 K€, comptabilisés en « installations générales ». Enfin 1,3 M€ de travaux de réparation consécutifs à l’avenant n°8 figurent toujours en immobilisations en cours, alors que la mise en service a eu lieu à l’automne 2018. En fin de contrat Bordeaux métropole paiera la valeur nette comptable des biens, établie sur un prévisionnel à 1 318 825 €. Le montant réel des travaux n’est à ce jour pas justifié pour Bordeaux métropole, un écart subsiste à hauteur de 102 K€. Une réserve est émise pour la

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non mise en service des biens et pour non-justification du montant des travaux. Le rapport du commissaire aux comptes est taiseux sur le sujet.

Les investissements financés par la concession (par opposition à ceux mis à disposition par Bordeaux Métropole) figurent à l’actif du bilan du concessionnaire en tant qu’immobilisations classiques (comptes 21 ou 23). S’agissant de biens de retour, ces immobilisations seront remises à la Métropole à titre gratuit et en état normal d’entretien à l’échéance du contrat (article 93). Seules les immobilisations dites « renouvelables » sur la durée du contrat devraient faire l’objet d’un amortissement industriel (i.e. sur leur durée de vie, celle-ci amenant par définition à un renouvellement antérieur à l’échéance du contrat). Toutefois, le sub-délégataire ne constate pas d’amortissement qui viendrait minorer l’actif, mais pratique une provision pour garantie contractuelle de renouvellement. Un amortissement financier ou de caducité, appelé « provision pour reconstitution des capitaux investis » (PRCI) est pratiqué sur la totalité des immobilisations du domaine concédé. Cette provision augmente chaque année de la dotation passée en cours d’exercice. Les immobilisations du chauffage urbain augmentent de 1,4% en passant de 13,8 M€ à 14 M€, et dans le même temps, la dotation pour reconstitution du capital de ces biens augmente de 6,6%. Cette évolution traduit une année où les acquisitions de fin de trimestre 2018 ont été amorties sur l’année pleine, auxquelles se sont ajoutées les nouvelles acquisitions 2019 (189 K€). Ainsi, la provision pour reconstitution des capitaux investis s’élève à 12,3 M€ au 31/12/2019. en K€ 2016 2017 2018 2019Immobilisations biens du domaine concédé 13 498 13 644 13 843 14 032Dotation pour reconstitution du capital 1 408 1 426 1 491 1 589P.R.C.I amortissement de caducité 7 840 9 266 10 757 12 346 Contrôles effectués Contrôles financiers Le compte rendu technique et financier annuel (CRTF) a été transmis à la Métropole, conformément à l’article 83 du contrat, avec notamment la liasse fiscale, le bilan, le compte d’exploitation analytique et le rappel des différents tarifs appliqués. Les rapports du commissaire aux comptes (CAC) sur l’exercice 2019 ont été communiqués et ne mentionnent aucune réserve. Pour information, les rapports sur l’exercice 2018 certifient la sincérité, la régularité et l’image fidèle des comptes, sans réserve. Le rapprochement entre la balance générale et la liasse fiscale, d’une part, le compte rendu annuel, d’autre part, a été effectué pour Rive droite environnement et Rive droite énergie. Entre la balance générale et la liasse fiscale de Rive droite énergie, trois écarts à somme nulle sont constatés. Ils sont relatifs à de la refacturation de gaz entre la chaufferie de Cenon et la cogénération. Ainsi, il existe une compensation de 1,615 M€ entre les charges et les produits dans la liasse fiscale qui n’a pas lieu d’être. La présentation du compte de résultat

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figurant dans la liasse fiscale ne respecte pas le principe comptable de non-compensation défini par le Code de commerce. La répartition analytique établie pour le compte rendu annuel entraîne des écarts ligne à ligne avec les comptes de la balance générale pour le délégataire et le sub-délégataire. Les explications obtenues lors de la rédaction du présent rapport sont résumées ci-dessous :

Pour Rive droite environnement, l’écart de +173 K€ sur le résultat net provient du plafonnement contractuel des frais de structure. Ainsi, le résultat net social passe de 590 K€ à 764 K€ dans les comptes de la délégation.

Pour Rive droite énergie, l’écart de +827 K€ sur le résultat net provient notamment de l’ajustement des frais de structure (+527 K€) et de l’annulation de la dotation aux amortissements de caducité (+417 K€). Ainsi, le résultat net social passe de -898 K€ à -71 K€ dans les comptes de la délégation.

Le compte de résultat de la délégation tel qu’il est présenté par le délégataire fausse la vision financière, car la quote-part de subvention n’est pas classée en produits exceptionnels. L’EBE est donc majoré de ce produit. La présentation dans le présent rapport tient compte de la rectification. Contrôles contractuels :

Le délégataire a respecté ses obligations contractuelles à l’égard de Bordeaux Métropole, y compris celles relatives à la mise en œuvre du protocole de fin de contrat.

Le délégataire a respecté ses obligations au titre de la réglementation des installations classées pour la protection de l’environnement ;

Le délégataire a enregistré une disponibilité supérieure à 8 000 heures sur chacune des deux lignes de traitement. Avec la fourniture d’énergie thermique au réseau des Hauts de Garonne et la commercialisation d’électricité, l’installation affiche un taux de valorisation énergétique élevé ;

Bordeaux Métropole a respecté son engagement contractuel d’apporter au minimum 90.000 tonnes d’ordures ménagères résiduelles par an.

Les produits Le chiffre d’affaires de l’exercice du délégataire résulte :

- à hauteur de 52%, de l’incinération d’ordures ménagères et de la vente de l’électricité produite par le groupe turbo alternateur (turbine à vapeur) de l’usine de valorisation énergétique ;

- à hauteur de 48%, du réseau de chauffage urbain, en particulier, de la vente d’électricité issue de la cogénération (turbine à gaz), ainsi que des produits de la vente de chaleur R1 (part variable : consommation) et R2 (part fixe : abonnement).

Le tableau ci-après présente et compare le chiffre d’affaires et les autres produits de la délégation réalisés et prévus annuellement par activité.

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Libellé \ années

€ % sur total € % sur total € en % € % sur total € % € %

Incinération 9 322 167 52,4% 9 417 588 52,2% 95 421 1,0% 8 528 776 47,1% 888 812 10,4% 90 422 104 46,2%Prestation de boues 0 0 0 N/A 547 760 -547 760 -100,0% 6 025 360Vente Ordures Ménagères BM 6 299 998 5 945 325 -354 673 -5,6% 4 123 800 1 821 525 44,2% 45 361 800Vente Ordures Ménagères hors BM 1 450 972 1 945 608 494 636 34,1% 2 160 000 -214 392 -9,9% 23 760 000Vente ferrailles mâchefers 9 304 2 249 -7 055 -75,8% 0 2 249 N/A 0Vente électricité 1 180 291 1 044 102 -136 189 -11,5% 1 697 216 -653 114 -38,5% 15 274 944TGAP 372 579 376 413 3 834 1,0% 0 376 413 N/A 0

Autres prestations 9 023 103 891 94 868 1051,4% 103 891 N/A 0Chauffage Urbain 8 459 351 47,6% 8 613 831 47,8% 154 480 1,8% 9 565 620 52,9% -951 789 -10,0% 105 273 017 53,8%

R1 2 802 133 2 643 666 -158 466 -5,7% 2 733 750 -90 084 -3,3% 29 615 625R2 4 360 381 4 460 340 99 959 2,3% 3 889 000 571 340 14,7% 42 195 000Vente d'électricité (cogénération) 1 296 488 1 495 139 198 651 15,3% 2 822 870 -1 327 731 -47,0% 30 217 992Ventes complémentaires DSP 350 14 686 14 336 4096,0% 120 000 -105 314 -87,8% 960 000Ventes complémentaires hors DSP 0 0 N/A 0 0 N/A 36 000Travaux de raccordement 0 0 0 N/A 2 248 400

0Total Chiffre d'Affaires 17 781 518 100,0% 18 031 419 100,0% 249 901 1,4% 18 094 396 100% -62 977 -0,3% 195 695 121 100%Production stockée 0 0 N/A 0Reprise sur provisions GER 0 0 N/A 0Variation de travaux en cours 0 0 N/A 0Autres reprises 21 242 26 795 5 553 26,1% 26 795 N/A 0Droits de raccordement (étalés) 430 346 501 705 71 360 16,6% 501 705 N/A 0Quote part des Subventions pour investissement 119 896 119 896 0 0,0% 119 896 N/A 0Prise en charge dépenses sur sinistre par assurance 2 5 3 196,5% 5 N/A 0Produit sur excédent CO² -77 393 -91 525 -14 133 18,3% -91 525 N/A 0Rétrocession gaz à R D Environnement (reprise 2011) 0 0 N/A 0Produit UIOM sur production électrique 0 0 N/A 0Autres produits 58 612 4 600 -54 012 -92,2% 121 840 -117 240 -96,2% 1 116 580… 0TOTAL DES PRODUITS 18 334 222 18 592 895 258 673 1,4% 18 216 236 376 659 2,1% 196 811 701

Prévisionnels cumulés 2009 à 2019

Evolution 2019réalisé Vs prévisionnel

Prévisionnel 2019Réalisé 2018 Réalisé 2019Evolution du réalisé

2019 Vs 2018

Libellé \ années

€ % € % en valeur en %

Incinération 90 601 626 51,2% 90 422 104 46,2% 179 522 0,2%Prestation de boues 1 660 596 6 025 360 -4 364 764 -72,4%Vente Ordures Ménagères BM 61 704 205 45 361 800 16 342 405 36,0%Vente Ordures Ménagères hors BM 14 912 682 23 760 000 -8 847 318 -37,2%Vente ferrailles mâchefers 38 697 0 38 697 N/AVente électricité 7 347 249 15 274 944 -7 927 695 -51,9%TGAP 4 825 284 0 4 825 284 N/A

Autres prestations 112 914 0 112 914 N/AChauffage Urbain 86 347 383 48,8% 105 273 017 53,8% -18 925 634 -18,0%

R1 30 119 579 29 615 625 503 954 1,7%R2 42 629 145 42 195 000 434 145 1,0%Vente d'électricité (cogénération) 13 124 467 30 217 992 -17 093 526 -56,6%Ventes complémentaires DSP 167 740 960 000 -792 260 -82,5%Ventes complémentaires hors DSP 44 430 36 000 8 430 23,4%Travaux de raccordement 262 023 2 248 400 -1 986 377 -88,3%

Total Chiffre d'Affaires 176 949 010 100% 195 695 121 100% -18 746 112 -9,6%Production stockée 0 0 0 N/AReprise sur provisions GER 196 0 196 N/AVariation de travaux en cours 0 0 0 N/AAutres reprises -249 556 0 -249 556 N/ADroits de raccordement (étalés) 2 058 546 0 2 058 546 N/AQuote part des Subventions pour investissement 648 255 0 648 255 N/APrise en charge dépenses sur sinistre par assurance 2 029 633 0 2 029 633 N/AProduit sur excédent CO² 492 423 0 492 423 N/ARétrocession gaz à R D Environnement (reprise 2011) -80 000 0 -80 000 N/AProduit UIOM sur production électrique 350 000 0 350 000 N/AAutres produits 244 701 1 116 580 -871 879 -78,1%… 16 607 0 16 607 N/ATOTAL DES PRODUITS 182 459 815 196 811 701 -14 351 886 -7,3%

Evolution réalisés cumulés / prévisionnels cumulés


Réalisés cumulés2009 à 2019

L’usine d’incinération (unité de valorisation énergétique – UVE)

Les recettes de 2019 s’élèvent à 9,418 M€. Elles s’accroissent légèrement (+1%) en comparaison à 2018, et sont fortement supérieures à celles du plan d’affaires (+10,4%) qui étaient prévues à 8,529 M€. Par ailleurs, le chiffre d’affaires réel cumulé (2009-2019), d’un montant de 90,602 M€, dépasse les prévisions qui étaient estimés à 90,422 M€ pour la même période.

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Les principales sources d’écart au plan d’affaires (PAI) et/ou à l’exercice précédent sont expliquées ci-après. Prestations de boues : Il s’agit de l’incinération des boues issues des stations d’épuration de Bordeaux Métropole exploitées et prévues au plan d’affaires. L’apporteur utilise d’autres débouchés depuis l’exercice 2013 pour la valorisation des boues. Ainsi, il n’y a plus aucun apport de boues des stations d’épuration ce qui obère le chiffre d’affaires de presque -3,8 M€ sur la période 2013-2019 (548 K€ par an). Ventes d’ordures ménagères (Bordeaux Métropole et hors Bordeaux Métropole) : Les apports prévisionnels d’ordures ménagères inscrits au plan d’affaires sont de 120 000 tonnes : 90 000 tonnes pour Bordeaux Métropole (75%) et 30 000 tonnes pour le hors métropole (25%), constituant le vide de four et correspondant à la part de risque du délégataire. L’unité de valorisation énergétique a reçu et traité, en 2019, 125 450 tonnes de déchets, tonnage stable par rapport à l’exercice précédent (-11 tonnes). La répartition a été de 102 161 tonnes en provenance de Bordeaux Métropole (81%) et de 23 289 tonnes par des apporteurs tiers (19%). L’usine a ainsi traité 5 450 tonnes de plus que la prévision budgétaire (au PAI), la capacité maximale autorisée est de 138 000 tonnes, incluant les autres déchets.

Les apports de Bordeaux Métropole en volume sont en baisse de 2 748 tonnes par rapport à l’an dernier. Le prix moyen de vente a augmenté pour atteindre 58,2 € HT la tonne contre 57,93 € HT l’exercice précédent. Ce prix de vente moyen résulte du prix applicable aux tonnages jusqu’à 90 000 tonnes (45,82 € HT non révisé) et du prix applicable au-delà (72 € HT non révisé).

Comparativement au PAI, l’exercice 2019 est excédentaire de 1,8 M€ pour un dépassement estimé de 12 161 tonnes. L’effet favorable sur le prix est en partie dû à l’impact de la révision ayant fait évoluer à la hausse le prix de 18,8% en moyenne annuelle comparativement au prix de base.

Les tonnages retenus pour la clôture des comptes sont estimés par le délégataire en ce qui concerne le mois de décembre, ce qui explique le différentiel tant en volume (102 161 tonnes estimées pour 102 292 tonnes réellement apportées) qu’en prix (5,945 M€ de chiffre d’affaires estimé pour 5,962 M€ facturés). Ces écarts résultent de la correcte séparation des exercices comptables et sont validés par Bordeaux Métropole.

Les apports hors Bordeaux Métropole (SEMOCTOM, autres collectivités et Véolia) sont venus compléter, à hauteur de 23 289 tonnes en 2019, le vide de four établi à 30 000 tonnes maximum conformément au contrat. Ces apports sont en hausse de 2 737 tonnes à la suite des apports du Semoctom qui ont plus que doublés sur l’exercice à la suite de l’incendie du centre de transfert de Saint Léon. Le prix de vente aux apporteurs hors Bordeaux Métropole est également en croissance de 2,6% (83,54 € HT contre 81,45 € HT). Les apports de Véolia (société du groupe) sont régulés de sorte que l’UVE soit saturée une fois la priorité donnée à Bordeaux Métropole et en fonction des autres apporteurs. Ventes de chaleur La vente de chaleur de l’usine de valorisation énergétique au réseau de chauffage urbain pour 1,822 M€ n’apparaît pas dans la présentation globale du compte de résultat de la Délégation de service public (DSP) puisque celle-ci est neutralisée en consolidation par l’achat de cette même chaleur par le réseau de chaleur à l’usine de valorisation énergétique (opération réciproque). Il s’agit de la chaleur issue de l’incinération fournie au réseau au moyen de l’échangeur.

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La vente de chaleur comptabilisée en 2019 augmente légèrement (+2,1%, soit +38 K€), en raison notamment d’un hiver moins rigoureux mais d’une durée plus longue et d’une meilleure disponibilité des installations (fours). En conséquence, sur l’année 2019, l’énergie apportée au réseau de chauffage urbain qui provient prioritairement (74,3%)7 des échangeurs de récupération de chaleur issue de la combustion des déchets de l’usine de valorisation énergétique a été supérieure à celle de 2018 (72%). Par ailleurs, le ratio de valorisation thermique en 2019 s’établit à 45% contre 47% en 2018. Ceci est dû au fait que la chaleur distribuée aux abonnés via le réseau est stable8 et que la vapeur produite augmente de 4,3%. Vente d’électricité Ce poste diminue fortement en 2019 (-11,5%) du fait d’un incident sur le turbo alternateur à la fin de l’année 2019 entraînant une réduction de la production. La production électrique par le turbo alternateur (pour l’autoconsommation et la vente à EDF) est passée de 29 410 MWh en 2018 à 26 658 MWh en 2019, soit une baisse de -9,4%. Ainsi, l’export sur le réseau (vente à EDF après prélèvement pour autoconsommation) est passé de 19 400 MWh en 2018 à 17 824 MWh en 2019. La recette de vente d’électricité (provision de rattachement à l’exercice) correspond à un volume de17 876 MWh (en baisse de 12%) à un tarif de l’ordre de 58 €/ MWh (stable), procurant ainsi un chiffre d’affaires de 1 M€ pour 1,7 M€ attendus au plan d’affaires. Au plan d’affaires, la part autoconsommée n’était pas prévue et le prix de vente s’entendait sur le marché libre. En contrepartie, le plan d’affaires initial prévoyait un achat d’électricité bien plus conséquent de l’ordre de 437 K€ annuel. La Taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) est de 376 K€ en 2019, bénéficiant du taux réduit à 3 €/t, grâce aux émissions NOx restreintes et à de meilleures performances énergétiques. Les autres prestations (104 K€) correspondent à des Certificats d’économie d’énergie (CEE). La pose de matelas isolants au niveau des vannes a permis de limiter la déperdition thermique et renforcer la sécurité. Le délégataire a perçu des CEE qui permettent de couvrir la dépense. La vente de ferrailles (2 K€) est un produit issu de la valorisation des mâchefers. Cela représente un volume de 25 982 Tonnes dont 99% ont été valorisés, et pour lesquels 89% ont été transformés en sous couche routière (23 047 T).

Le chauffage urbain Le chiffre d’affaires du chauffage urbain s’accroît de +1,8% en passant de 8,459 M€ à 8,614 M€ en 2019. Les recettes annuelles réalisées affichent un retard de 0,952 M€ (soit -10%) par rapport aux recettes de l’année 2019 inscrites au plan d’affaires initial (PAI), qui étaient estimées à 9,566 M€. L’écart au PAI s’est creusé dès le début du contrat du fait des raccordements moins nombreux que ceux prévus initialement, et du fait d’une moindre recette électrique

7 Cf. CRETEF 2019 § 3.3.2 Bilan technique. 8 Cf. CRETEF 2019 § 3.1.2 Rapport détaillé.

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(cogénération gaz) en raison du choix de fonctionner en mode dispatchable (ou discontinu). C’est un mode de fonctionnement en continu qui était prévu au PAI. Depuis 2009, le cumul des recettes attendues s’établit à 105,273 M€ alors qu’il n’atteint à fin 2019 que 86,347 M€ soit un décalage de 18,926 M€ (-18%). Ce décalage correspond à un peu plus de deux années de chiffre d’affaires de retard. Ventes R1 La vente de R1 (partie variable équivalent à la consommation des usagers) diminue comparativement à 2018 et s’élève à 2,644 M€ en 2019, soit une baisse de -5,7% (-0,158 M€). En effet, la hausse du tarif de 1,6% (prix passant de 23,08 €/MWh à 23,45 €/MWh en 2019) a été amoindrie par la réduction des volumes des MWh vendus (-4,39%) et par la baisse du nombre de jour de chauffe (-8 jours) soit -3,65%. Sur l’année, les degrés jours unifiés (DJU), indicateur de mesure de la rigueur climatique, ont fortement diminué (-5,3%). Les ventes R1 ont été inférieures à celles attendues au PAI (-3,3%) pour la seule année 2019, mais demeurent au-delà des prévisions (+1,7%) en cumulé. Ventes R2 Les ventes R2 (partie fixe) s’élèvent à un total de 4,460 M€ en 2019. Elles se composent, d’une part, du chiffre d’affaires R2-2 correspondant à la puissance souscrite. Celui-ci augmente de 2,3% par rapport à l’exercice précédent passant de 3,425 M€ à 3,496 M€. Cet accroissement (0,71 M€) est la résultante d’une variation tarifaire. D’autre part, le chiffre d’affaires R2-3, correspondant à la rémunération des dépenses de gros entretien et renouvellement des matériels à la charge du sub-délégataire, passe de 0,935 M€ à 0,965 M€, soit une augmentation de 0,030M€. Cette répartition des coûts d’exploitation et de maintenance du réseau ont été évalués pour 2009 dans le plan d’affaires initial à 3,5 M€ répartis sur un total d’unités de répartition forfaitaire (URF)9 de 100 000, soit 35 €/URF (article 70.4 du contrat). En 2019, au PAI le chiffre d’affaires R2 s’établissait à 3,9 M€. A fin 2019, le nombre d’URF est porté à 104 497 contre 103 704 en 2018. 2 nouveaux raccordements réalisés (résidence Autonomie 569 URF et EHPAD les Coteaux 351 URF) entre fin 2018 et le courant de l’année 2019 ont permis de comptabiliser 920 URF supplémentaires. Ainsi le prix de vente des URF en 2019 est proche de 42 €. Le décompte des URF d’une année à l’autre n’est pas stabilisé, ce qui ne permet pas avec certitude de connaitre le nombre d’URF à fin 2019. Le délégataire n’a pas répondu aux demandes de précision. Par rapport à la prévision, les ventes R2 réelles annuelles s’améliorent de 14,7% (+0,571 M€). Ainsi, l’écart entre le cumul des ventes réalisées (42,629 M€) depuis le début du contrat par rapport au plan d’affaires (42,195 M€) est devenu positif sur l’exercice à hauteur de 434 K€. Ventes d’électricité cogénération Après l’amorce d’une baisse importante en 2014, la vente d’électricité issue de la turbine à gaz (cogénération) augmente régulièrement. En 2019, ce sont 6 803 MWh qui ont été produits contre 4 047 MWh en 2018, le délégataire ayant préféré faire fonctionner la cogénération en mode continu un mois de plus par rapport à 2018 ; au détriment de l’alimentation du réseau en énergie renouvelable.

9 Les URF sont calculées en fonction de la puissance maximum que les abonnés appellent et de leur consommation moyenne.

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Vente électricité VarQuantités produites (TAG Cenon) 4 047 MW/h 6 803 MW/h 68,1%

Part variable (€) 399 178 585 218 46,6%

Part fixe (€) 897 310 909 921 1,4%

Chiffre d'affaires (€) 1 296 488 1 495 139 15,3%

20192018

La cogénération a fonctionné :

- 1 mois en mode continu (janvier) ;

- en mode dispatchable sur janv à mars et nov

et déc.

La cogénération a fonctionné :

- 2 mois en 2019 en mode continu (janv-fév) ;- en mode dispatchable

sur janv à mars et nov et déc.

Pour mémoire, le sub-délégataire peut renoncer à une production en continue au profit d’un mode dit « dispatchable ». Dans ce mode de fonctionnement, la turbine à gaz ne produit qu’à la demande d'Électricité de France (EDF). L’opérateur (EDF) rémunère le producteur Rive droite énergie à travers une redevance variable, assise directement sur la production réelle, et une redevance fixe correspondant à la mise à disposition à tout moment d’une capacité de production. Ainsi, la récupération thermique de la chaleur issue de l’UVE est privilégiée. La cogénération permet de produire à la fois de l’énergie thermique (chaleur) et de l’énergie mécanique (électricité). Seule l’énergie thermique est valorisée en chauffage et eau chaude sanitaire (ECS) par l’intermédiaire du réseau. Quant à l’énergie mécanique, produite à partir de la turbine à gaz (grâce à un alternateur) pour être transformée en énergie électrique, elle est vendue à EDF par contrat (12 ans). Les produits communs de la délégation Droits de raccordements Les articles 28, 29 et 65 du contrat de DSP prévoient la possibilité d’extensions particulières des canalisations et le renforcement des installations qui en sont la conséquence. Les frais de raccordement facturés aux abonnés comprennent le coût des branchements et des renforcements éventuels sur le réseau existant, ainsi que les compteurs. Le développement a pris du retard en comparaison de ce qui était escompté en 2008 lors de l’élaboration des prévisions du plan d’affaires. Néanmoins en 2019, 3 nouveaux raccordements ont généré une recette de 0,502 M€ (+16,6% vs 2018). Quote-part des subventions pour investissements Le montant inscrit pour 2019 est de 0,120 M€, du même montant que l’an dernier, les subventions de l’ADEME étant étalées sur la durée restante du contrat. Produits sur excédents CO2 Pour la quatrième année consécutive, cette ligne apparaît en négatif puisque le délégataire a dépassé les quotas alloués à son « droit à polluer » dans le cadre du PNAQ 310. En effet, le droit à émettre était « gratuit » à hauteur de 3 048 tonnes en 2019 et il en a été consommé 6 761 tonnes. Ainsi, un dépassement de 3 713 tonnes acheté au cours de 24,65 €/tonne conduit à une charge (hors 3 K€ de frais de gestion) de 92 K€. En 2018, il avait été rejeté dans l’atmosphère 7 347 tonnes de CO2

11.

10 Plan National d’Allocation de Quota 3ème phase (2013-2020). Depuis le 1er janvier 2005, un PNAQ doit être élaboré par chaque État membre de l’Union européenne, l’objectif est de déterminer la quantité de CO2 dont l’émission est autorisée. Il doit être renouvelé tous les trois ans. La France en est au PNAQ 3. Initié dans le cadre du protocole de Kyoto, ce système communautaire d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre doit indiquer la quantité totale de quotas que chaque État membre a l’intention d’allouer ainsi que ses propositions pour l’attribution de ces quotas. Les entreprises des secteurs d’activité concernés doivent respecter ces quotas d’émission de CO2. 11 Une erreur sur le rapport annuel du délégataire s’est glissée page 103. En cohérence avec la page 124 c’est bien une consommation de 7 347 tonnes de quota et non 9 747 qu’il faut considérer pour 2018.

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Le total des produits incluant l’exceptionnel (quote-part des subvention) mais hors financier de la délégation :

Le total des produits se compose des produits de l’incinération, du chauffage urbain et d’autres produits, soit en 2019 un total de 18,593 M€, soit 0,259 M€ de plus qu’en 2018 et un retard cumulé au PAI de 14,352 M€ (-7,3%).

9,418 M€ de chiffre d’affaires est réalisé à travers l’incinération, en progression tant par rapport à 2018 qu’au prévisionnel annuel. En cumul, le chiffre d’affaires réalisé reste dans l’épure de l’attendu au PAI (+ 0,180 M€).

8,614 M€ de chiffre d’affaires résulte du chauffage urbain, en hausse de 0,155 M€ vs

2018. Toutefois, comparé au prévisionnel, l’activité conserve un retard d’environ 10% (-0,952 M€). En effet, les ventes supérieures du R2 (+0,571 M€) ne permettant pas de couvrir le décalage sur la cogénération (-1,328 M€) relatif au choix finalement de fonctionnement en mode « dispatchable ». En cumul, le chiffre d’affaires chauffage urbain accumule un retard de 18,926 M€ (soit -18%) par rapport au plan d’affaires, dont 90% sont imputables à la cogénération. Les charges Pour mémoire, par mesure de simplification et de facilité de lecture, les charges n’ont pas fait l’objet de différenciation entre le délégataire (usine de valorisation énergétique) et le sub-délégataire (réseau de chaleur), mais ont été regroupées après consolidation (annulation des contreparties réciproques). Ainsi, cette présentation est dans l’esprit du contrat passé avec le délégataire, reflétant un seul compte analytique qui est celui de la délégation de service public. Les charges sont présentées ci-après :

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Libellé \ années

€ % sur total € % sur total € en % € % sur total € %

Variation de stock 0 0 0 N/A 0 0 N/A0

Achat 3 029 222 20,4% 3 172 252 21,4% 143 030 4,7% 4 803 185 32,8% -1 630 933 -34,0%Electricité 66 265 111 119 44 854 67,7% 596 855 -485 736 -81,4%Eau 115 231 89 534 -25 697 -22,3% 55 600 33 934 61,0%Combustibles 2 377 487 2 386 990 9 504 0,4% 3 398 430 -1 011 440 -29,8%Produits allumage et additifs 43 946 23 713 -20 233 -46,0% 51 400 -27 687 -53,9%Carburant GO 0 3 761 3 761 0 3 761 N/AProduit traitement d'eau 4 055 33 539 29 483 727,1% 0 33 539 N/AFourniture d'entretien et petit équipement 83 153 140 451 57 298 68,9% 230 500 -90 049 -39,1%Réactif traitement des fumées 337 276 359 602 22 326 6,6% 470 400 -110 798 -23,6%Autres achats 1 809 23 542 21 734 1201,6% 0 23 542 N/A

0 N/AServices extérieurs 5 614 536 37,8% 5 625 226 37,9% 10 689 0,2% 4 969 150 34,0% 656 076 13,2%

Facturation frais de siège 831 621 846 754 15 133 1,8% 685 400 161 354 23,5%Sous-traitance 2 050 634 1 940 257 -110 377 -5,4% 2 575 300 -635 043 -24,7%dont groupe 1 876 733 1 740 918 -135 815 -7,2% 1 595 200 145 718 9,1%Crédit Bail, location 16 831 16 395 -436 -2,6% 5 200 11 195 215,3%Gros entretien et réparations (GER) 2 305 267 2 268 755 -36 512 -1,6% 1 034 450 1 234 305 119,3%Maintenance 53 736 66 003 12 267 22,8% 291 400 -225 397 -77,3%Entretien et réparation autres 1 474 12 916 11 441 775,9% 0 12 916 N/AAssurance 351 429 474 227 122 798 34,9% 377 400 96 827 25,7%Documentation - Etude 3 544 -81 -3 625 -102,3% 0 -81 N/A

0 N/AAutres services extérieurs 253 800 1,7% 97 106 0,7% -156 694 -61,7% 311 800 2,1% -214 694 -68,9%

Honoraires 56 192 14 392 -41 800 -74,4% 40 000 -25 608 -64,0%Déplacement, Missions, Réceptions 35 451 17 340 -18 112 -51,1% 39 300 -21 960 -55,9%Frais de véhicule 33 791 32 166 -1 625 -4,8% 33 600 -1 434 -4,3%Postes et télécommunications 57 827 20 406 -37 422 -64,7% 174 700 -154 294 -88,3%Frais de contrôle 62 584 8 406 -54 178 -86,6% 0 8 406 N/AAutres services extérieurs 7 954 4 396 -3 558 -44,7% 24 200 -19 804 -81,8%

0 N/AImpôts et Taxes 952 141 6,4% 969 052 6,5% 16 911 1,8% 718 040 4,9% 251 012 35,0% Cotisation Economique Territoriale (CET) 238 947 237 431 -1 516 -0,6% 436 511 -199 080 -45,6%

Taxe parafiscale, TGAP 2 344 1 275 -1 069 -45,6% 5 200 -3 925 -75,5%Taxe véhicule 125 0 -125 -100,0% 3 000 -3 000 -100,0%CSS Organic 0 0 0 N/A 31 279 -31 279 -100,0%TGAP 384 373 381 579 -2 794 -0,7% 16 250 365 329 2248,2%Autres dont TF 326 351 348 767 22 416 6,9% 225 800 122 967 54,5%

Impôt forfaitaire annuel - IFA 0 0 N/A0 N/A

Charges de personnel 3 019 228 20,3% 3 001 332 20,2% -17 896 -0,6% 2 111 600 14,4% 889 732 42,1%0 N/A

Autres charges de gestion courante 47 174 0,3% 0 0,0% -47 174 -100,0% 0 0 N/A0 N/A

Redevances pour occupation du domaine public et chauffage urbain 1 938 579 13,0% 1 961 281 13,2% 22 702 1,2% 1 710 000 11,7% 251 281 14,7%

0 N/ASinistre 1 312 0,0% 0 0,0% -1 312 -100,0% 0 N/ATOTAL DES CHARGES 14 855 993 100,0% 14 826 248 100,0% -29 745 -0,2% 14 623 775 100% 202 473 1,4%Poids des charges d'exploitation dans le CA 83,5% 82,2% 80,8%

Evolution 2019réalisé Vs prévisionnel

Prévisionnel 2019Réalisé 2018 Réalisé 2019Evolution du réalisé

2019 Vs 2018

Les charges d’exploitation hors dotation aux amortissements et provisions (DAP) en 2019 pèsent pour 82,2% dans le chiffre d’affaires global de la DSP, soit une amélioration de 1,3 points par rapport à l’exercice précédent avec des charges de services extérieurs bien moindres ; la cible dans le plan d’affaires était toutefois de 80,8%. Dans le détail, les cinq premiers postes de charges d’exploitation sont présentés ci-après. Ils sont mis en perspective par rapport à l’année précédente. Ces postes représentent 78% du total des charges d’exploitation de la délégation hors DAP.

Rang N Libellé \ années

€% sur total

charges€

% sur total charges

€ %

1 Charges de personnel 3 019 228 20,3% 3 001 332 20,2% -17 896 -0,6%2 Combustibles 2 377 487 16,0% 2 386 990 16,1% 9 504 0,4%3 Gros entretien et réparations (GER) 2 305 267 15,5% 2 268 755 15,3% -36 512 -1,6%

4Redevances pour occupation du domaine public et chauffage urbain

1 938 579 13,0% 1 961 281 13,2% 22 702 1,2%

5 Sous-traitance 2 050 634 13,8% 1 940 257 13,1% -110 377 -5,4%TOTAL DES POSTES SUPERIEURS A 1 M€ 11 691 195 78,7% 11 558 616 78,0% -132 579 -1,1%

Evolution du réalisé 2019 Vs 2018

Réalisé 2018 Réalisé 2019

En cumulé, les charges d’exploitation se déclinent de la manière suivante :

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Libellé \ années

€ % € % en valeur en %

Variation de stock -16 000 0 -16 000 N/A

Achat 31 336 587 19,5% 52 541 412 31,5% -21 204 824 -40,4%Electricité 2 034 591 6 040 349 -4 005 758 -66,3%Eau 767 121 611 600 155 521 25,4%Combustibles 22 392 218 37 718 263 -15 326 045 -40,6%Produits allumage et additifs 410 086 565 400 -155 314 -27,5%Carburant GO 3 761 0 3 761 N/AProduit traitement d'eau 37 594 0 37 594 N/AFourniture d'entretien et petit équipement 1 086 578 2 431 400 -1 344 822 -55,3%Réactif traitement des fumées 4 096 464 5 174 400 -1 077 936 -20,8%Autres achats 508 175 0 508 175 N/A

Services extérieurs 64 532 229 40,3% 61 721 290 37,0% 2 810 939 4,6%Facturation frais de siège 8 646 708 7 539 400 1 107 308 14,7%Sous-traitance 26 718 603 29 527 700 -2 809 097 -9,5%dont groupe 23 911 540 18 881 600 5 029 940 26,6%Crédit Bail, location 305 817 57 200 248 617 434,6%Gros entretien et réparations (GER) 24 497 072 17 240 190 7 256 882 42,1%Maintenance 598 680 3 205 400 -2 606 720 -81,3%Entretien et réparation autres 117 753 0 117 753 N/AAssurance 3 627 338 4 151 400 -524 062 -12,6%Documentation - Etude 20 258 0 20 258 N/A

Autres services extérieurs 2 485 878 1,6% 3 429 800 2,1% -943 922 -27,5%Honoraires 318 150 440 000 -121 850 -27,7%Déplacement, Missions, Réceptions 462 242 432 300 29 942 6,9%Frais de véhicule 296 659 33 600 263 059 782,9%Postes et télécommunications 500 871 510 700 -9 829 -1,9%Frais de contrôle 754 948 1 747 000 -992 052 -56,8%Autres services extérieurs 153 008 266 200 -113 192 -42,5%

Impôts et Taxes 10 306 864 6,4% 7 272 505 4,4% 3 034 359 41,7% Cotisation Economique Territoriale (CET) 1 803 784 4 181 344 -2 377 560 -56,9%

Taxe parafiscale, TGAP 27 094 57 200 -30 106 -52,6%Taxe véhicule 882 33 000 -32 118 -97,3%CSS Organic 157 550 338 412 -180 862 -53,4%TGAP 4 898 871 16 250 4 882 621 30046,9%Autres dont TF 3 418 683 2 483 800 934 883 37,6%

Impôt forfaitaire annuel - IFA 0 162 500 -162 500 -100,0%

Charges de personnel 30 000 569 18,7% 23 227 600 13,9% 6 772 969 29,2%

Autres charges de gestion courante 47 174 0 47 174 N/A

Redevances pour occupation du domaine public et chauffage urbain 21 597 019 13,5% 18 810 000 11,3% 2 787 019 14,8%

Sinistre 24 474 0,0% 0 0,0% 24 474 N/ATOTAL DES CHARGES 160 314 795 100% 167 002 607 100% -6 687 812 -4,0%

Evolution réalisés cumulés / prévisionnels cumulés


Réalisés cumulés2009 à 2019

Les achats Les achats représentent 21,4% du total des charges d’exploitation de l’exercice. Les achats s’élèvent à 3,172 M€ contre 3,029 M€ en 2018, soit une hausse de 4,7% (+0,143 M€). Le poste Achats continue à être très nettement inférieur au prévisionnel du PAI, aussi bien pour l’année 2019 (-34%, soit -1,631 M€), qu’en cumul depuis le début du contrat (-40,4%, soit -21,205 M€), tant sur les postes d’électricité que de combustibles. Electricité

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En 2019, la charge d’électricité de l’UVE a quasiment doublé par rapport à 2018 notamment en lien avec l’incident de la turbine en fin d’année 2019. Le délégataire a dû acheter de l’électricité en absence de production d’électricité par la turbine. Comparativement au PAI, ce poste pour l’enemble de la délégation est inférieur à hauteur de -81,4%, soit -486 K€ en raison du choix du subdélégataire de fonctionner en mode « dispatchable ». Combustibles Ce poste pèse pour 2,387 M€ et est globalement stable par rapport à l’exercice précédent (+0,4%). Au niveau de l’usine de valorisation énergétique, le gaz est utilisé pour les brûleurs des fours et le traitement des fumées, les pics de consommation se font au moment des démarrages et redémarrages des fours. La diminution constatée en 2019 est de l’ordre de 8% grâce à des tarifs du gaz globalement en baisse par rapport à 2018. Au niveau du réseau de chaleur, le gaz est utilisé par les chaudières gaz d’appoint et la cogénération en mode « dispatchable » au moment de l’appel d’utilisation. Ce poste inclut aussi l’achat de chaleur de l’usine de valorisation énergétique. Cependant cet achat est retraité afin d’avoir un compte de résultat de la DSP global apuré des opérations réciproques. En 2019, le poste d’achat de combustibles s’accroît de +2,4%, soit 101 K€ se décomposant principalement en :

- Une augmentation de 173 K€ du gaz consommé pour les besoins de son « process » de chauffage urbain principalement du fait du fonctionnement de la cogénération pendant deux mois au lieu d’un l’an passé et également en raison des nombreuses fuites sur le réseau à Cenon ;

- Une croissance de 80 K€ de la chaleur refacturée par RD Environnement pour le processus d’incinération (effet volume et prix) ;

- Une réduction des achats de bois de 125 K€ pour la chaufferie biomasse en conséquence de ce qui précède.

Les services extérieurs Ils s’élèvent à 5,625 M€ et représentent 37,9% du total des charges d’exploitation et sont globalement stables par rapport à l’année précédente (+0,2%). Les deux grandes composantes qui expliquent le poids relatif des services extérieurs dans le total des charges sont la sous-traitance pour 1,940 M€ (-5,4% soit -0,110 M€ vs 2018) et le gros entretien et renouvellement (GER) pour 2,269 M€ (-1,6% correspondant à -0,037 M€ vs 2018). La sous-traitance diminue encore en 2019 pour s’afficher à 1,940 M€, tout en demeurant inférieure au prévisionnel de 0,635 M€. La répartition de la sous-traitance entre l’usine de valorisation énergétique et le réseau de chaleur est de l’ordre de 90% et 10%. Concernant l’UVE, la sous-traitance regroupe l’ensemble des frais de transports et de traitement des résidus d’exploitation (mâchefers et Résidus d’épuration des fumées d’incinération d’ordures ménagères – REFIOM). Il s’agit à 90% de charges du groupe (1,741 M€). Celles-ci sont en baisse de 136 K€ en raison d’une réduction des tarifs des sous-produits et de la stabilité des quantités. Le Gros Entretien et Renouvellement (GER)

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Pour rappel, selon les conditions du contrat de délégation, les travaux de renouvellement et de gros entretien des installations et des équipements sont à la charge du délégataire. Un plan prévisionnel de GER figure au contrat, il est ajusté et mis à jour à l’occasion de l’établissement du rapport annuel d’activité. La particularité de l’enregistrement comptable choisi par le délégataire est la non-constitution de provision et de reprise, mais la passation des dépenses directement en charges annuelles ; ce qui vient grever le résultat directement et conséquemment. Toutefois, dans les comptes sociaux de RD Énergie une « provision pour garantie totale » est constituée pour 498 K€ au bilan. Cette provision est censée couvrir la charge incombant au délégataire pour le renouvellement des installations qui lui sont confiées. Dépenses GER en €RDEnvironnement 1 752 392 86% 1 934 676 84% 1 984 127 87%RDEnergie 276 699 14% 370 591 16% 284 628 13%Global 2 029 091 100% 2 305 267 100% 2 268 755 100%

Réel 2018 Réel 2019Réel 2017

Les dépenses de GER s’élèvent à 2,269 M€, elles sont en légère baisse par rapport à 2018 (-1,6%). Elles sont supérieures de 1,234 M€ à celles prévues au plan d’affaires pour le même exercice ; en cumulé depuis 2009 elles sont de 42,1% supérieures (+7,257 M€). Ce dépassement s’explique, pour l’exercice 2019, par les réparations des nombreuses fuites sur le réseau et, pour le cumul, à une sous-estimation des dépenses lors de l’élaboration du plan d’affaires. Conformément à l’article 84 du contrat de délégation, un tableau relatif au compte de GER figure dans le compte rendu technique et financier. Le solde cumulé se calcule à partir du solde de l’exercice antérieur (-13,838 M€), majoré de la part du chiffre d’affaires censée recouvrer le renouvellement (P3 - 0,964 M€) constaté en 2019 par Rive droite environnement, minoré des dépenses de travaux comptabilisés au titre du GER en 2019 (2,269 M€), soit un solde du compte au 31 décembre 2019 (-15,143 M€). Le décalage entre la constitution de provision afin de couvrir les grosses réparations et le cumul des dépenses réellement effectuées montre que les dépenses ont été plus lourdes que prévues, car le prévisionnel était semble-t-il sous-estimé, laissant un solde débiteur à fin 2019. Par ailleurs, il convient de préciser que le poste Assurance, également compris dans les Services extérieurs, s’accroit de 123 K€ (soit +34,9%) entre les deux exercices, en raison de la hausse des primes consécutive à des incendies relatifs à l’activité traitement des déchets. Les autres services extérieurs Ils ne représentent que 0,7% du total des charges d’exploitation de l’exercice, mais varient de -157 K€ (-61,7%) par rapport à l’exercice précédent, avec :

- la baisse de 42 K€ d’honoraires en raison principalement de l’achat d’un système d’acquisition GTA en 2018 ;

- la réduction de 54 K€ de frais de contrôles réglementaires résultant notamment d’une reprise de provision sur l’exercice 2018.

Les charges de personnel Par simplification de la gestion administrative et sociale, c’est le délégataire Rive droite environnement qui porte tous les salariés dédiés à l’exécution du contrat. Rive droite environnement refacture, au coût salarial, la main d’œuvre ayant travaillé pour le sub- délégataire Rive droite énergie.

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Pour mémoire, depuis 2016, les salariés initialement dédiés au réseau (affectés à l’entité RD Énergie) ont été transférées à la société Dalkia France, suite au décroisement de l’actionnariat Véolia-Dalkia. La charge de personnel est donc refacturée directement par Dalkia à sa filiale Rive droite énergie. Au global, les charges de personnel représentent 20,2% du total des charges d’exploitation. Ces charges diminuent très légèrement sur l’exercice (-18 K€) en passant de 3,019 M€ à 3,001 M€. Cette variation résulte principalement d’un besoin plus faible en intérimaires sur l’exercice et d’une baisse de charges sociales12, compensés en partie par des versements d’indemnités et de primes plus importantes qu’en 2018. L’effectif dédié à la DSP est stable, il se compose de 38 salariés de RD Environnement auquel s’ajoute le personnel en propre de RD Energie (Dalkia), soit 48 personnes correspondant à 43,85 ETP. Les charges de personnel sont très nettement supérieures au prévisionnel inscrit dans le plan d’affaires, tant pour l’année 2019 (+42,1%, soit +0,890 M€) qu’en cumul depuis le début du contrat (+29,2%, soit +6,773 M€). Ces hausses sont contrebalancées par un moins important recours au personnel extérieur, mais dans une bien moindre mesure (en cumul : -27,5%, soit -0,943 M€).

Les redevances Les redevances pour occupation du domaine public et chauffage urbain représentent 13,2% du total des charges d’exploitation. Elles concernent le réseau de chaleur à 74% et l’usine de valorisation énergétique à 26%. Les indexations sont contrôlées par les services opérationnels de Bordeaux Métropole.

Rive Droite Energie 1 393 074 73% 1 428 579 74% 1 451 281 74% 22 702 1,6%Redevance du service public du chauffage urbain 1 390 148 1 428 579 1 451 281 22 702 1,6%Redevance liée au prix de la chaleur 2 926 0 0 0Rive Droite Environnement 510 000 27% 510 000 26% 510 000 26% 0 0,0%Global redevances 1 903 074 100% 1 938 579 100% 1 961 281 100% 22 702 1,2%

Réel 2017 Réel 2019 Evolution 2019 / 2018Réel 2018

La redevance du service public du chauffage urbain due par Rive droite énergie est prévue à l’article 63 du contrat initial de délégation de service public. Elle couvre les charges (notamment les amortissements de l’emprunt de la chaufferie des Akènes et les frais de contrôle) qui incombent à la collectivité et que cette dernière gère dans son budget annexe. Le montant de base de la redevance appliquée pour la première fois en 2009 était de 1,200 M€. Le contrat prévoit par la suite une révision du montant de base en fonction de deux indices publiés au Moniteur des travaux publics (« Coût de la main d’œuvre des Industries mécaniques et électriques » et « Frais et services divers catégorie 2 »). La redevance augmente de 1,6% sur l’année 2019 par rapport à 2018 et atteint 1,451 M€. La redevance liée au prix de la chaleur due par Rive droite énergie est prévue à l’article 69 du contrat initial de délégation de service public. Cette redevance devient exigible dès lors que le prix de vente de la chaleur produite par l’usine de valorisation énergétique indexé sur le prix de l’énergie du gaz naturel (CHALUIOMen) est supérieur à ce même prix de vente indexé sur le coût d’exploitation de l’usine de valorisation énergétique (CHALUIOMexp). Sur 2019, le CHALUIOMen étant inférieur au CHALUIOMexp, aucune redevance n’a été versée par le délégataire. La redevance due par Rive droite environnement pour l’utilisation de l’usine de valorisation énergétique est prévue au contrat dans son article 75.1. Le délégataire verse à Bordeaux Métropole une redevance fixe annuelle de 0,510 M€ au titre de l’activité d’élimination des déchets au-delà des 90 000 tonnes garanties.

12 En conséquence de la suppression du CICE, ce sont des réductions de taux de charge qui ont été opérées.

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L’excédent brut d’exploitation (EBE) retraité L’article 62 du contrat de délégation prévoit les dispositions financières de partage des gains de productivité dans le cas où le délégataire obtiendrait de meilleurs EBE (Excédent Brut d’Exploitation) que ceux prévus dans les comptes d’exploitation prévisionnels. L’EBE visé dans le contrat est l’EBE « classique » retraité des frais de siège et des charges de gros entretien et renouvellement.

Réalisé Prévisionnel

2019 2019

EBE 3 647 3 592 54

Frais de siège 847 685 161Charges de GER 2 269 1 034 1 234EBE retraité 6 762 5 312 1 450

En K€ Excédent

Ainsi, l’EBE « retraité » pour l’exercice 2019 s’élève à 6,762 M€. Dans le plan d’affaires initial, il était prévu à hauteur de 5,312 M€ en euros constants, soit 6,425 M€ en euros courants. L’EBE réel est supérieur à celui attendu, la clause de partage des gains de productivité est mise en œuvre. Après calcul, il ressort un excédent à hauteur de 5,3%. Or il est prévu dans le contrat qu’un excédent inférieur à 9,9% implique une contribution nulle. RDE n’a donc pas à reverser de contribution à la collectivité au titre de l’exercice 2019. Résultat net

Libellé \ années

€ € € en %

TOTAL DES PRODUITS 18 334 222 18 592 895 258 673 1,4%TOTAL DES CHARGES 14 855 993 14 826 248 -29 745 -0,2%EXCEDENT BRUT D'EXPLOITATION 3 358 334 3 646 751 288 418 8,6%Dotations aux amortissements 2 265 700 2 388 591 122 891 5,4%Dotations aux provisions GER 72 982 128 347 55 365 75,9%Autres dotations aux provisions (retraite) -40 554 101 669 142 223 -350,7%RESULTAT D'EXPLOITATION 1 060 205 1 028 144 -32 061 -3,0%RESULTAT FINANCIER -129 673 -86 629 43 044 -33,2%RESULTAT COURANT AVANT IMPOTS 930 532 941 515 10 983 1,2%Eléments exceptionnels 115 225 119 895 4 670 4,1%Impots sur les sociétés (signe négatif = crédit d'impôt) 191 822 263 188 71 366 37,2%RESULTAT NET 853 935 798 222 -55 713 -6,5%

Réalisé 2018 Réalisé 2019Evolution du réalisé

2019 Vs 2018

Le résultat net dégagé en 2019 est en baisse de 56 K€ par rapport à l’exercice précédent et s’établit ainsi à 798 K€. Par comparaison à 2018, il se construit de la manière suivante :

- un EBE (non retraité) de 3 647 K€ en croissance de +288 K€ (Cf. détail partie II et III du présent rapport) ;

- des dotations aux amortissements et provisions de 2 619 K€, en progression de +320 K€ en raison principalement : d’une augmentation des dotations pour

Le total des charges d’exploitation hors DAP de la DSP :

Les charges pour l’exercice 2019 s’élèvent à 14,826 M€ contre 14,856 M€ en 2018 ; elles sont ainsi globalement stables (-0,2%).

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provisions d’indemnités de départ à la retraite (à la suite notamment de la révision du taux d’actualisation) et d’une croissance des dotations aux amortissements (conséquence des nouvelles acquisitions d’immobilisations de l’exercice et celles de fin 2018). Ainsi, le résultat d’exploitation s’établit à 1 028 K€ ;

- d’un résultat financier correspondant à une perte de 87 K€ malgré une amélioration des charges financières de +33 K€ (les dettes rattachées à des participations s’étant réduites d’une manière importante) ;

- d’un résultat exceptionnel s’établissant à 120 K€, stable (correspondant à la quote-part des subventions d’investissement) ;

- d’un impôt sur les sociétés s’élevant à 263 K€, en hausse de 71 K€ à la suite de la transformation du CICE (Crédit d'impôt pour la compétitivité et l'emploi) en réduction du taux de cotisation patronale d’assurances maladie-maternité-invalidité-décès.

Synthèse L’exercice 2019 constitue l’avant dernier exercice du temps contractuel de la délégation de 12 ans. En comparaison avec l’exercice 2018, il est marqué positivement par le doublement des apports du SEMOCTOM (Syndicat de l'Entre-deux-mers-ouest pour la collecte et le traitement des ordures ménagères) et une croissance de la vente d’électricité issue de la cogénération (+15,3%). Toutefois, la hausse des produits (+1,4%) est neutralisée notamment par une augmentation des charges d’assurances et des dotations aux amortissement et aux provisions entraînant un résultat d’exploitation de 1,028 M€, en légère baisse (-3%). Comparativement au plan d’affaires, l’exercice 2019 est globalement semblable aux précédents exercices avec, en particulier, un retard sur les ventes d’électricité, que cela soit du côté de l’incinération (-0,653 M€) ou du côté du chauffage urbain (-1,328 M€). Au regard du plan d’affaires, sur les onze premiers exercices cumulés du contrat, les résultats attendus ne sont pas réalisés (-5,466 M€ de retard sur le résultat net, soit -81,7%). En effet, en cumul, le total des produits est en recul de -7,3% (- 14,352 M€), ce qui est légèrement atténué par le total des charges également en retrait de -4% (- 6,688 M€). Les principales causes sont : le décalage de la mise en service du groupe turbo alternateur pour la vente d’électricité via l’usine de valorisation énergétique, le choix de fonctionner en mode « dispatchable » et non en mode continu pour la production d’électricité via la chaufferie, les pannes de la turbine (notamment : 5 mois en 2014 et 8 mois en 2015) et les nombreuses fuites sur le réseau. Ce retard est atténué grâce à la recette générée par la production d’électricité en continu à partir de la cogénération (tout en privilégiant la récupération de la chaleur issue de l’usine pour alimenter le réseau de chaleur). Bordeaux métropole émet des réserves quant au montant des investissements correspondant aux travaux de l’été 2018 (avenant 8) enregistré au bilan par le sub-délégataire ainsi que sur le maintien de ces immobilisations en cours alors que la mise en service est intervenue à l’automne 2018. De plus, Bordeaux métropole ne peut être certain du nombre d’URF à fin 2019. En effet, selon les sources, les chiffres diffèrent et n’ont pu être clairement expliqués par le délégataire.

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RESEAU DE CHALEUR DE MERIADECK Rappel Le principe technique général du réseau

- Un forage géothermique au cénomano-turonien

- Puissance thermique maximale de 4 MW (échangeurs thermiques),

- Energie produite : 4 à 5 GWh/an,

- 13 sous-stations desservies : 13 (bâtiments et équipements publics notamment),

- Longueur : 3 km (1600 m de tranchée),

- Régime de température : 50-30°C actuellement,

- Volume d'eau géothermique prélevé compris entre 200 000 et 300 000 m3 par an

- Projet 2017 : mise en place d'une pompe à chaleur qui permettra d’obtenir une température de rejet inférieure à 25°C et de réduire les volumes pompés dans la nappe

Schéma de principe de la centrale géothermique de Mériadeck

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Le forage géothermique

- Le forage géothermique de Mériadeck est situé sur la commune de Bordeaux. Il se trouve en centre-ville, à l’est du cimetière de la Chartreuse, en sous-sol le long de la façade nord de l’Hôtel de Région (local technique souterrain de 400 m²).

- Le forage a été réalisé entre novembre 1980 et janvier 1981. Il a obtenu une autorisation préfectorale d’exploitation en mai 1982.

- Le forage capte le réservoir du cénomano-turonien entre 930,30 et 1 127 m/sol. - Le débit moyen d'exploitation est de 60 m3/h avec pouvant aller jusqu’à 105 m3/h - Les volumes varient entre 200 000 et 300 000 m3 par an, selon la rigueur climatique

et les conditions d'exploitation. - Le forage fonctionne en simplet. Une partie de l'eau géothermique est valorisée,

environ 30 000 m3 (piscine, lavage voiries), le reste étant rejeté dans le réseau d’assainissement et s'écoule gravitairement vers une station d'épuration.

Le contrat d'exploitation pour l'ensemble « réseau de chaleur + forage géothermique » est confié à Régaz jusqu'en 2021.

Bilan 2019 Les données 2019 relatives à la production étant indisponibles à la date de rédaction du rapport, voici un rappel des données 2018, celles-ci variant sensiblement d’une année à l’autre :

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- Energie produite : 4,9 GWh,

- Volume d’eau géothermique extrait : 256 570 m3,

- Taux d’ENR du réseau : 98 % (2% de consommation électrique des pompes),

- Volume d’eau valorisée : 17 000 m3 (piscine Judaïque), 93,5% de l’eau prélevée est rejetée dans le réseau d’assainissement.

Le mode de facturation dépend :

- d’une part fixe liée au débit nominal souscrit,

- d’une part variable liée au volume d’eau chaude utilisée (indépendamment de l’énergie thermique prélevé sur les volumes).

La tarification se distingue des autres réseaux de chaleur dans le sens ou la facturation dépend d’un débit et d’une consommation d’eau et non d’une puissance souscrite et d’une consommation énergétique. Les abonnés produisent eux-mêmes la chaleur avec leurs propres équipements (échange directe, pompes à chaleur, complément gaz), ils supportent donc des coûts complémentaires. Les projets et évolutions à venir :

- Les usagers du réseau de chaleur de Mériadeck ont pour la plupart recours à une énergie d’appoint (électricité pour pompes à chaleur essentiellement) car le régime de température apporté par le réseau de chaleur n’est parfois pas suffisant. Dans la perspective d’un renouvellement de contrat en 2021, des études devront être engagées pour apprécier la réelle contribution du réseau de chaleur et les apports en énergies renouvelables au regard des besoins thermiques de chaque bâtiment.

- Il est envisagé de mettre en place d'une pompe à chaleur en mars 2020 qui permettra de capter davantage de calories dans l’eau géothermique afin d’obtenir une température de rejet inférieure à 25°C et de réduire de 100 000 m3/an les volumes d’eau pompés dans la nappe souterraine.

- Le Schéma directeur du réseau de chaleur de Mériadeck a été adopté au deuxième semestre 2019 ; les perspectives d’évolutions à moyen terme du réseau ont été étudiées. Cette étude montre : 1- Qu’un développement est possible à court terme, consistant à raccorder quelques

bâtiments situés dans le périmètre du réseau existant ; 2- Qu’en raison des limites techniques des installations existantes, un

développement plus fort n’est pas envisageable en l’état (débit du forage limité ; pas de moyen d’appoint/secours propre) ;

3- Qu’il existe un potentiel de développement important, qui suppose au préalable la construction d’un moyen de production de chaleur en appoint et secours. Dans un environnement urbain aussi dense que celui de Mériadeck, la faisabilité d’un tel équipement n’est pas acquise. Une étude sera réalisée : étude de prospection foncière et de dimensionnement des équipements techniques nécessaires.

- A l’issue du contrat de concession actuel, le 30 juin 2021, le réseau sera géré dans le

cadre d’un marché d’exploitation dont la consultation sera engagée au deuxième semestre 2020.

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RESEAU DE SAINT-MEDARD-EN-JALLES - HASTIGNAN

Les faits marquants de l’année - Gestion du réseau Le taux d’énergie renouvelable – ici la biomasse constituée de plaquettes forestières – est revenu à la valeur moyenne d’exploitation des années précédentes à 72,5 %, après une baisse à 51% en 2017, année pendant laquelle de nombreux travaux d’amélioration des installations ont été menée, - Lancement d’une étude sur le devenir du réseau de chaleur Lancée en 2019 avec une assistance à maîtrise d’ouvrage, cette étude vise à définir le devenir des équipements à moyen terme et aborder dans les meilleures conditions le renouvellement du contrat d’exploitation le 1er juillet 2021. Elle sera finalisée en 2020.

Rappel La commune de Saint-Médard-en-Jalles a procédé en 2007 à la mise en place d’un réseau de chaleur, faisant l’objet d’un marché de conception, réalisation et exploitation avec la société Cofély Services. Ce réseau repose sur une production de chaleur issue de la biomasse avec un complément et secours gaz. Il dessert des bâtiments communaux ainsi que sept maisons individuelles riveraines de la piscine où se situe la chaufferie. Du fait de cette dernière particularité, il constitue un service public de chauffage urbain. Depuis la loi de Modernisation de l’Action Publique Territoriale et d’Affirmation des Métropoles (loi MATPAM), Bordeaux Métropole détient la compétence du service public de chauffage urbain sur l’ensemble du territoire métropolitain. Bordeaux Métropole assure donc directement la gestion de ce réseau et en a confié l’exploitation technique à la société Engie Cofély agence Garonne à partir du 1er juillet 2016, pour une durée de 5 ans. La prestation de service Le service public de production, transport et distribution d’énergie calorifique est assurée en régie par Bordeaux Métropole qui a désigné un exploitant à qui elle confie contractuellement l’exécution des prestations suivantes :

- P1 - Fourniture de chaleur - P2 – Conduite des installations - P3 – Gros Entretien et Renouvellement - S – Service aux usagers

Ces prestations sont facturées par l’exploitant à Bordeaux Métropole, cette dernière assurant une facturation aux usagers tenant compte des autres postes (financement de l’investissement initial, travaux sur le bâti, frais annexes).

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Les équipements La chaufferie, située rue Anatole France, est composée d’une chaudière bois d’une puissance de 560 kW assurant la couverture d’environ 70 des besoins annuels et d’une chaudière gaz d’une puissance de 600 kW. Les bâtiments desservis sont les suivants : - Equipements municipaux (chauffage et eau chaude sanitaire) :

Espace aquatique Centre socio-culturel Georges Brassens Ecole primaire d’Hastignan Centre de loisirs La Grange à Léo Salle de sport Léo Lagrange

- 7 maisons individuelles (Résidence les Jardins de Thibault), pour le chauffage uniquement

Bilan 2019 Bordeaux Métropole a confié en 2019 à la société à la société Sermet Sud Ouest une étude sur les évolutions possibles du réseau à court, moyen et long terme. Les enjeux de cette étude sont :

- De statuer sur la faisabilité du raccordement du collège de Hastignan - De préparer le renouvellement du contrat d’exploitation au 1er juillet 2021 - De définir une stratégie de maintenance et de renouvellement des équipements à

moyen et long terme compte tenu de l’âge des équipements et d’en limiter les impacts tarifaires.

Hormis une intervention de réparation de la porte d’entrée de la chaufferie, il n’y a pas eu de travaux autres que la maintenance courante des équipements. Le réseau a délivré 1903 MWh en 2019 (2008 MWh en 2018) Le taux de couverture ENR est de 72,5 % sur l’année (51% en 2018). Les tarifs sont les suivants (valeur en moyenne sur l’année) :

- R1 : 37,84 € HT / MWh (+ 1,3% par rapport à 2018) - R2 (abonnés individuels) : 327,76 € HT / an (+0,1% par rapport à 2018)

R2 (moyens et gros abonnés) : 33,15 € HT / kW souscrit (+1.8% par rapport à 2018) Le prix moyen de la chaleur délivrée était de 66,19 € TTC / MWh. La facture moyenne par logement (chauffage seul) ressort à 451 € TTC pour l’année 2019. Il faut rappeler que ce réseau est le seul à desservir des logements individuels sur Bordeaux Métropole et que ce prix peut difficilement être comparé à celui des autres réseaux. L’augmentation annuelle du prix de la chaleur du réseau ressort à 1,5 % (0,5% pour les logements).

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RESEAU DE CHALEUR SAINT-JEAN BELCIER

Les faits marquants de l’année - Préparation de l’avenant n°3 L’année 2019 a été marquée par la préparation de l’avenant 3 qui sera signé début 2020. - Développement du réseau Le réseau s’est développé en 2019 avec la mise en service de 5 nouvelles sous-stations et le raccordement de 143 nouveaux logements. Ainsi les ventes les ventes thermiques se sont élevées à 7274 MWh, soit + 136 % par rapport à 2018. Le réseau s’est également étendu de 1,3 km.

Rappel Par délibération n°2013/0933 en date du 20 décembre 2013, le Conseil communautaire avait approuvé la délégation de service public pour la production, le transport et la distribution de chaleur. Le périmètre de distribution du réseau de chaleur s’étend sur les zones suivantes : la ZAC Saint-Jean Belcier, Bordeaux Sainte Croix, Amédée Saint Germain et Bègles-Garonne. Le contrat de délégation de service public a été attribué au groupement Mixener-Idex par décision du Conseil métropolitain du 10 avril 2015, pour une durée de 25 ans avec prise d’effet le 1er juillet 2015. C’est par l’intermédiaire de la société dédiée « Energie des Quartiers », que le service public du même nom est mis en place et exploité.

Description du projet

Le projet repose principalement sur la valorisation de l’énergie fatale issue de l’usine de valorisation énergétique (UVE) de Bègles (Astria) et sur le développement des ZAC Saint Jean Belcier et Bègles Garonne ; à termes le réseau de chaleur desservira l’intégralité des nouveaux bâtiments construits sur ces secteurs. Le projet à terme prévoit :

- la mise en place de moyens de production à hauteur de 58 MW, dont

l’unité de valorisation énergétique de Bègles (UVE), soit 14 MW de puissance mise à disposition sous la forme d’eau chaude en régime 100/70°C produite par des échangeurs vapeur / eau chaude alimentés par la vapeur du processus,

une chaufferie d’appoint/secours alimentée au gaz naturel implantée sur le site du Marché d’intérêt national (MIN) pour une puissance initiale de 9 MW (18 MW à terme), réalisée sous maîtrise d’ouvrage Bordeaux Métropole.

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- le développement du réseau sur une longueur de 20 km, dont 13 km à la charge du délégataire et 7 sous maitrise d‘ouvrage de Bordeaux Métropole correspondant à :

environ 4 km de liaison entre l’UVE et la chaufferie du MIN ; une partie du réseau, au sein de la zone d’aménagement concerté (ZAC),

reliant la chaufferie aux sous-stations des abonnés, sous maîtrise d’ouvrage déléguée à l’Etablissement public d’Aménagement (EPA) Bordeaux Euratlantique.

- L’installation de 145 sous-stations

Le montant des investissements prévisionnels initiaux à la charge du délégataire s’élevé à 11,7 M€. A termes, en 2027, les ventes thermiques annuelles de chaleur sont estimées à 51 385 MWh pour une puissance souscrite de 45 MW, générant des recettes annuelles pour le délégataire de 3 436 k€ HT.

Enfin, la valorisation de la chaleur issue de l’UVE devrait permettre d’assurer un mix énergétique composé de 90% d’énergies de récupération.

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Bilan 2019 Travaux de premier établissement Production Il n’y a pas eu de travaux de premier établissement sur les moyens de production au cours de l’exercice 2019. Pour rappel, la puissance installée est actuellement de 23 MW, soit environ 35% de la puissance installée prévisionnelle à termes :

Production Combustible Puissance Mise en service

Utilisation

Echangeurs vapeur de l’UVE Chaleur fatale 14MW 2016 Base

Chaudière 1 du MIN gaz 9MW 2016 Appoint secours

Extensions réseau L’exercice 2019 a été marqué par la poursuite du développement du réseau ; 7 169 ml de réseau à fin 2019, soit + 1 243 ml par rapport à 2018 (+ 21 %), soit 40% réalisés par rapport au plan prévisionnel de développement du réseau (pour rappel 17,8 km prévus pour la DSP incluant le réseau depuis Astria et le réseau réalisé en phase 1 par l’EPA). Ces extensions du réseau ont été réalisées notamment au niveau de la rue Tauzia jusqu’au cours Barbey, ainsi que sur le boulevard Jean-Jacques Bosc. Bordeaux Bègles Energies a réalisé les travaux prévus en maîtrise d’ouvrage permettant ainsi de disposer au 31/12/2019 de 13 sous-stations en service. Elles alimentent en chaleur une surface totale de 160 592 m² (+47 022 m2) dont 518 logements (+143 logements). Commercialisation du réseau Mise en service des sous stations En 2019, le réseau a connu une croissance soutenue avec 5 nouvelles sous-stations mises en service, soit 2 750 kW souscrits supplémentaires au 31/12/2019, portant ainsi la puissance souscrite à 8 112 kW Sur le volet commercial, quatre13 nouvelles polices d’abonnement ont été signées avec les promoteurs des programmes suivants : MECA14, Tour Innova, Hyde park et le Groupe scolaire Simone Veil.

État des lieux du développement du réseau Au 31/12/2019, les caractéristiques du réseau de chaleur sont les suivantes :

13 La police d’abonnement avec le Conservatoire n’a été signée qu’en 2020. 14 Maison de l'économie créative et de la culture en Nouvelle-Aquitaine.

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- Nombre de sous stations raccordées : 13 sur un prévisionnel total de 150 environ,

- Puissance souscrite totale : 8 112 kW, la puissance prévisionnelle finale à l’horizon 2030 est de 66 385 kW (avenant 2). La montée en charge du réseau s’élève donc actuellement à 13%,

- Nombre de logements raccordés : 518,

- Surface raccordée : 160 592 m² (tertiaire, logements, équipements hôtels...),

Bâtiments raccordés et puissances

souscrites correspondantes

Raccordement 2019 Puissances souscrites au 31/12/2018

Puissances souscrites au 31/12/2019

5 abonnés 2 750 kW

9 abonnés 5 362 kW

14 abonnés 8 112 kW

Bilan énergétique du réseau Energie produite Pour l’année 2019, l’énergie produite et délivrée au réseau a été de 7 901 MWh. Energie livrée Pour l’année 2019, les ventes thermiques s’élèvent à 7 274 MWh, soit + 136% par rapport à 2018 (3 082 MWh). Tarif de la chaleur Le volet tarifaire sera développé ultérieurement dans le chapitre relatif à l’analyse économique et financière du délégant, mais pour rappel, le prix se décompose entre une part variable liée aux consommations (R1) et une part fixe liée à l’abonnement (R2). Le prix moyen est en baisse : 58.20 € TTC/MWh contre 62 € TTC/MWh en 2018. Bilan énergétique Les productions enregistrées sur 2019 décrites dans le tableau ci-dessous témoignent d’un taux EnR&R de 99%.

Production l'UVE Production chaufferie gaz du M.I.N Total 7 788 MWh 113 MWh 7 901 MWh

99 % 1 %

Le rendement instantané de production gaz mesuré lors d’un contrôle chaudière est de 68%.

L’analyse des quantités d’énergies produites comparativement aux livraisons de chaleur correspondent à un rendement de distribution de 92%.

Puissances sur le réseau La puissance maximale appelée (sur un pas de 15 min) sur le réseau par les sous-stations sur 2019 est de :

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- 4,8 MW (hors pertes thermiques réseau) sur pic des puissances appelées en sous-stations (survenu le 13/12/19 lors de la coupure RTE) ;

- 7,5 MW si on additionne l’ensemble des puissances maximales appelées.

Il en résulte :

- Un foisonnement du réseau de 64% (4,8 / 7,5) ;

- Un coefficient de surpuissance technique des sous-stations est de 1,08 (8,1/7,5) ;

- La puissance moyenne appelée sur l’année en simultané par les sous-stations (raccordées progressivement en cours d’année parfois) est de 820 kW pour 890 kW en moyenne à Astria.

Indicateurs production de chaleur et mix énergétique Contenu en CO2 du réseau L’empreinte carbone du réseau est de 4 kg CO2/MWh, ce qui correspond à 33 tonnes de C02 produites en 2018 (contre 164,2T en 2017).

Pour comparaison, l’empreinte carbone moyenne est de :

- 116 kg/MWh pour les 761 réseaux de chaleur dont les données ont été collectées en 2017 (données SNCU 2017)

- 234 kg/MWh pour le gaz naturel.

Taux EnR&R du réseau Le taux EnR&R du réseau est de 99%, ce qui est très élevé par rapport aux autres réseaux français. Il est en légère augmentation par rapport à 2018 (97%). Pour comparaison, le taux d’énergie verte des 761 réseaux français s’élève à 56 % (données SNCU 2017).

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Analyse économique et financière de l’exercice 2019 du délégant ENERGIE DES QUARTIERS Délégataire de service public – Production, transport, et distribution de chaleur et de froid sur le réseau Saint-Jean Belcier

Contexte Rappel historique sur le contrat et particularités

1- Le contrat initial Bordeaux Métropole (BM) a décidé, par délibération en date du 10 avril 2015, de désigner le groupement Mixéner-Idex Infra délégataire de service public. Ce contrat a pris effet au 1er juillet 2015 pour une durée de 26 ans, soit une échéance au 30/06/2041. L’objet de la délégation porte sur la réalisation et l’exploitation du service public de production, de transport et de distribution de chaleur et d’eau chaude sanitaire ainsi que de froid. Le périmètre est constitué :

- pour le chaud, de la ZAC (zone d’aménagement concerté) Saint-Jean Belcier et des secteurs de Bordeaux Sainte Croix, d’Amédée Saint Germain et de Bègles Garonne ;

- pour le froid, de la ZAC Saint Jean Belcier. La livraison de chaud et de froid s’entend jusqu’aux sous-stations (postes de livraison) des abonnés. Le contrat, aux risques et périls du délégataire, est qualifié d’affermage avec îlots concessifs. En effet, l’autorité délégante met à la disposition du délégataire l’ensemble des ouvrages qu’elle a réalisé, il s’agit principalement : des canalisations du réseau dans sa phase 115 correspondant à la liaison entre la chaufferie gaz d’appoint et l’Unité de valorisation énergétique (UVE) de Bègles et de la chaufferie gaz d’appoint (puissance de 9,4 MW) située sur le terrain du Marché d’intérêt national (MIN). Par une lettre en date du 15 mars 2017, le délégataire a signifié à Bordeaux Métropole que n’ayant jamais pu maîtriser le foncier en vue de l’implantation d’une centrale de production de froid, il renonçait à la réalisation du réseau de froid renouvelable tel qu’il était prévu initialement. Le délégataire, en accord avec Bordeaux Métropole, a décidé de substituer le réseau de froid par une solution de production de froid renouvelable par absorption utilisant l’énergie « fatale » dans le cadre de l’avenant 2. Le reste du réseau à développer par le délégataire constitue la partie concessive.

15 Les travaux de premier établissement à réaliser ont été définis dans le contrat selon un planning découpé en trois phases. Ainsi, ces travaux sont à réaliser en vue d’un démarrage de l’exploitation : - de la phase 1 au 1er juillet 2016 ; - de la phase 2 au 1er juillet 2019 ; - de la phase 3 au 1er juillet 2023.

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L’ensemble du réseau est alimenté en majorité par la chaleur récupérée des installations de l’UVE de Bègles (exploitée par Astria jusqu’en février 2020) tel que défini par la convention tripartite. Celle-ci a été signée entre Bordeaux Métropole (désignée par la collectivité), la société Astria (le producteur) et la société Mixéner (le distributeur). À ce titre, c’est le producteur (Astria) qui s’est vu confier le financement, la réalisation et l’exploitation des installations de récupération de la chaleur du process de valorisation énergétique. La chaleur est fournie par le producteur au distributeur contre rémunération. 2- Les évolutions du contrat Depuis le début du contrat, deux avenants ont été passés, un troisième était en préparation en 2019, pour une signature en février 2020. L’avenant n°1 signé le 25 septembre 2015 et notifié le 8 octobre 2015 a porté sur :

- la création de la société ad hoc (Énergie des Quartiers ®) dédiée à la concession,

elle s’est substituée dans l’intégralité des droits et obligations du délégataire (groupement Mixéner-Idex Infra). La société a bien été immatriculée le 19 juin 2015. Le groupement d’entreprises signataire demeure garant solidaire. La société est actuellement détenue à 100% par Mixéner, qui est elle-même détenue par Bordeaux Métropole Energies et Idex respectivement à hauteur de 51% et de 49% ;

- la licence d’exploitation du nom commercial du service public « Bordeaux Bègles Energies » concédée le 29 octobre 2015 par Bordeaux Métropole (le propriétaire de la marque) à son délégataire (le licencié).

L’avenant n°2 signé le 21 février 2019 et notifié le 28 février 2019 a porté sur :

- l’abandon du réseau froid « tranche ferme » et « tranche conditionnelle ».

Toutefois, afin de satisfaire les porteurs de projet souhaitant développer une solution de production de froid vertueuse, la production de froid avec des groupes à absorption utilisant l’énergie « fatale » de récupération issue de l’UVE de Bègles a été mise en œuvre. Utiliser l’énergie fatale produite les mois d’été nécessite la mise en place de conditions spécifiques d’abonnement, des modes de tarification adaptés et des sous-stations d’échange particulières (non prévues au contrat initialement) ;

- des ajustements tarifaires à la baisse pour les usagers, notamment une réduction

du droit de raccordement pour les bâtiments existants, et une diminution de la part proportionnelle de la redevance facturée aux usagers, R1, suite à une subvention plus conséquente perçue par Astria ;

- des modifications relatives aux redevances versées par le délégataire notamment en ce

qui concerne la redevance pour frais de contrôle, la redevance de mise à disposition des équipements (en lien avec un investissement moins important que prévu sur la tranche affermée réalisé par Bordeaux Métropole), ainsi que les modalités de versement des redevances ;

- la prise en compte de l’actualisation du projet de développement (puissance

souscrite initiale de 45 MW, atterrissage à 66 MW) a été intégrée dans le compte à la suite de l’augmentation du programme de développement, entrainant une hausse des investissements (12,8 M€ à 21 M€).

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L’avenant n°2 n’a pas d’effet rétroactif et doit prendre effet le premier jour du mois qui suit la date de notification, soit le 1er mars 2019. Cet avenant s’est accompagné d’une mise à jour de l’annexe financière.

Faits marquants de l’exercice Au global :

- 7 774 MWh de chaleur ont été facturés sur l’exercice ; - 8 112 KW de puissances sont souscrites au 31/12/2019 ; - avec une chaleur provenant à 99% de l’UVE et à 1% de la chaudière gaz d’appoint (la

cible initiale est de 95% minimum de chaleur provenant de l’UVE) ; - et un prix de la chaleur livrée de 58,8 €TTC/MWh, soit le prix de chaleur le plus

compétitif des réseaux de Bordeaux Métropole. De plus, ce prix se situe largement en dessous du prix moyen 2017 des réseaux majoritairement alimentés par des énergies renouvelables et de récupération (75,8 €TTC/MWh16) d’après Amorce17.

Les contrôles effectués Contrôles financiers Le Compte rendu technique et financier annuel (CRTF) a été transmis le 31 mars 2020 dans sa version provisoire à la Métropole comme prévu à l’article 80 du contrat prévoyant une mise à disposition à cette date. Ainsi, aucune pénalité n’est infligée au délégataire. Les contrôles de cohérence suivants ont été effectués entre :

- la balance générale et le compte d’exploitation analytique ; - la balance générale et la liasse fiscale.

Aucun écart n’a été relevé. Dans le cadre de la mission de contrôle de l’exercice 2019, il a été nécessaire de demander un remaniement de la présentation du compte rendu. Il reste à ce jour des points à éclaircir compte tenu d’un manque de lisibilité, et à modifier le cas échéant, prochainement avec le délégataire, à savoir :

- les méthodes appliquées dans le cadre des immobilisations (amortissements, provisions pour renouvellement et provisions pour gros entretien et grandes visites) ;

- le processus de suivi et de facturation du personnel détaché et de différentes prestations intra-groupe.

Pour information, les rapports du commissaire aux comptes relatifs aux exercices 2019 et 2018 certifient la sincérité, la régularité et l’image fidèle des comptes. Suivi contractuel :

- 29/03/2019 : remise du rapport annuel 2018 ;

16 Le prix de vente moyen des réseaux de chaleur s’élève à 75,1 €TTC/MWh. 17 Amorce est l’association regroupant les collectivités territoriales et leurs établissements (2/3 de ses adhérents), ainsi que des professionnels (1/3 de ses adhérents), engagés dans la transition écologique. Source : Enquête prix de vente de la chaleur et du froid en 2017.

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- 14/06/2019 : participation à la Commission consultative des services publics locaux (CCSPL) organisée par Bordeaux Métropole (présentation du rapport annuel 2018 du délégataire) ;

Poursuite des réunions de suivi trimestrielles avec le délégataire. Analyse du compte de résultat analytique Les produits d’exploitation Les produits d’exploitation s’établissent à 954 K€ en 2019 et se décomposent de la manière suivante :

en € en % en € en % en € en %Chaleur 196 704 21% 395 637 41% 198 933 101%R1 105 127 236 615 131 488 125%R2 91 577 159 022 67 445 74%Chaleur autres usages 0 0% 10 010 1% 10 010 N/APrestation de services - Groupe 0 0% 15 818 2% 15 818 N/ADroits de raccordement 754 334 79% 532 335 56% -221 998 -29%Chiffre d'affaires 951 038 100% 953 800 100% 2 762 0,3%Autres produits 3 0% 0 0% -3 -100%TOTAL PRODUITS D'EXPLOITATION 951 041 100% 953 800 100% 2 759 0%

RÉALISÉ 2018 RÉALISÉ 2019 Écart 2019-2018

Le chiffre d’affaires comprend : une part variable (R1) facturée en €/MWh et une partie fixe R2 facturée en €/KW de ventes de chaleur, ainsi que des frais de raccordement. La part variable couvre le coût d’achat de la chaleur produite par l’Usine de valorisation énergétique de Bègles (7 274 MWh en 2019 contre 3 082 en 2018) d’une part, et, d’autre part, le coût d’achat du combustible gaz pour alimenter la chaudière de secours (113 MWh en 2019 contre 137 MWh en 2018). La part fixe couvre les coûts d’exploitation, de maintenance, de construction et de financement des installations. Ces deux parts constituent les recettes de ventes de chaleur. Leurs croissances respectives de +125% et +74% par rapport à l’exercice 2018 résultent essentiellement d’un effet volume positif. Tant la consommation que la puissance souscrite ont augmenté grâce aux nouveaux branchements intervenus en 2019 et à l’effet année pleine des sous stations raccordées en 2018. Le tarif R1 a diminué de -1,1 €HT/MWh en raison de subventions obtenues pour les travaux d’adaptation de l’usine d’incinération plus élevées que prévues. Les droits de raccordement, corrélés aux puissances souscrites, sont perçus en deux phases par le délégataire : un acompte de 30% pour chaque demande d’abonnement, puis un solde à la mise en service de la sous station. Ils se sont élevés à 548 K€ en 201918, soit -27% par rapport à 2018 à la suite d’un effet volume négatif (puissances souscrites raccordées inférieures en 2019), bien que la dynamique commerciale se soit accentuée en nombre de raccordement (mais avec des puissances souscrites plus faibles). En 2019, cinq nouvelles sous-stations ont été mises en service. Les propriétaires des bâtiments sont les suivants :

18 Dont 16 K€ de frais de raccordement facturés à Mixéner.

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- Spies Facilities – Maison de l'économie créative et de la culture en Nouvelle-Aquitaine ;

- SCI (société civile immobilière) Bordeaux Jardins de L’Ars – Hyde park ; - SCCV (société civile de construction vente) Tour Garonne Vernet – Tour Innova ; - EPA Bordeaux Euratlantique - Groupe Scolaire Simone Veil ; - Bordeaux Métropole – Conservatoire de musique.

Par ailleurs, du froid par absorption, utilisant l’énergie fatale de l’UVE, a été vendu sur l’exercice à Mixéner. La vente de chaleur autres usages et les droits de raccordements représentent respectivement 10 K€ et 16 K€.

Les charges d’exploitation Le tableau ci-après reprend les postes de charges d’exploitation et les compare aux charges de l’exercice précédent tant en euros qu’en pourcentage.

en € en % en € en % en € en %Energie Primaire 352 280 27% 379 942 29% 27 662 8%

Chaleur UVE fixe 226 628 271 550 44 922 20%Chaleur UVE variable 98 065 96 355 -1 710 -2%Gaz 25 354 7 910 -17 444 -69%Electricité 2 233 4 127 1 894 85%

Achats 2 250 0% 2 866 0% 615 27%Services extérieurs 228 425 17% 196 056 15% -32 368 -14%

Sous traitance 138 657 177 228 38 571 28%Locations diverses 445 491 46 10%Entretien et réparation courantes 47 039 -9 546 -56 586 -120%Assurances 25 328 27 884 2 556 10%Etudes, divers 16 956 0 -16 956 -100%

Autres Services Extérieurs 98 126 7% 93 442 7% -4 684 -5%Mise à disposition de personnel 57 070 39 307 -17 763 -31%Honoraires 11 291 14 385 3 094 27%Frais de publicité 5 400 15 522 10 122 187%Frais postaux et télécom 0 39 39 N/AServices bancaires 4 366 4 189 -176 -4%Frais de structure 20 000 20 000 0 0%

Impôts et taxes 2 046 0% 37 274 3% 35 229 1722%Charges de personnel 0 0% 0 0% 0 N/AAutres charges de gestion courante 565 036 43% 502 876 39% -62 160 -11%Dotation aux amort. Et provisions 67 254 5% 89 851 7% 22 597 34%TOTAL CHARGES D'EXPLOITATION 1 315 418 100% 1 302 308 100% -13 110 -1%


L’énergie primaire pour 380 K€ pèse 29% dans le total des charges et constitue ainsi le deuxième poste le plus conséquent. Elle correspond essentiellement aux achats de chaleur auprès de l’UVE de Bègles d’Astria (368 K€), dont 272 K€ de partie fixe et 96 K€ de partie variable19. Les coûts fixes étant importants et les volumes de vente de chaleur étant encore faibles, le coût unitaire est largement supérieur au coût de revient, pénalisant ainsi l’équilibre économique de la DSP.

19 Ils se composent des coûts des prestations nécessaires au fonctionnement des installations de production, à leur gros entretien et à leur renouvellement, ainsi que des coûts d’amortissement et de financement de ces installations. Ils comprennent également le coût de l’énergie utilisé pour assurer le fonctionnement de ces installations (cet élément est proportionnel au nombre de MWh d’énergie consommée par le délégataire).

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En complément, du gaz a été acheté dans une faible mesure (8 K€ contre 25 K€ en 2018), afin d’alimenter la chaudière du MIN venue en secours pendant l’arrêt de fourniture de chaleur par Astria. Les services extérieurs s’élèvent à 196 K€20 et se composent essentiellement de la sous-traitance de :

- fonctions supports pour 111 K€, constituées principalement du juridique, de l’administratif et du financier (prestations réalisées par Mixéner et Bordeaux Métropole Energies) :

- l’entretien et la maintenance des sous-stations et de la chaufferie pour 58 K€ (essentiellement réalisés par Idex, détenant à travers sa participation dans Mixéner 49% de Bordeaux Bègles Energies).

Les autres services extérieurs s’établissent à 93 K€ et comprennent principalement :

- la mise à disposition de personnel par Mixéner pour 39 K€, correspondant à un chef de projet et à un responsable administratif et financier jusqu’en septembre 201921 ;

- les frais de structure (coûts de la direction générale) pour 20 K€ et qui représentent 2% du chiffre d’affaires comme pour les années précédentes. Ces frais de structure pourraient être augmentés d’autres prestations intra-groupes. Il est rappelé que les négociations avaient mis en évidence que les frais de siège ne pourraient pas excéder plus de 4,5% à 5% du chiffre d’affaires, ce qui a été retranscrit dans le plan d’affaires initial ;

- des frais de communication (16 K€) ; - des frais de commissariat aux comptes (13 K€).

A ce stade de l’activité, le réseau ne nécessite pas encore pour un poste donné un équivalent temps plein. Ainsi, Bordeaux Bègles Energies ne dispose pas, pendant cette phase de développement, de son propre personnel dédié à la structure et fait appel à du personnel détaché et à de la sous-traitance, essentiellement intra-groupe. Au total, cela représente 10 employés intra-groupe occupants différents postes, ce qui correspond à environ 2 ETP (Equivalents temps plein) sur la période. Le poste Impôts et taxes est en forte croissance par rapport à 2018 (+35 K€) en raison de la taxe foncière qui est due. Les autres charges de gestion courante (503 K€) représente 39% du total des charges. Elles se composent, comme prévu à l’article 63 du contrat, des redevances que le délégataire doit s’acquitter chaque année auprès de Bordeaux Métropole, à savoir les redevances pour :

- frais de contrôle (25 K€). En réalité cette redevance en 2019 s’élève à 52 K€ (montant forfaitaire de 25 K€ hors indexation doublé par l’avenant 2 afin de prendre en considération le retour d’expérience). Il n’apparait au 31 décembre 2019 que 25 K€ de charges en raison de la régularisation d’un enregistrement à tort d’une double charge lors de l’exercice 2018 ;

- mise à disposition des équipements de production (457 K€). Cette redevance est en baisse de 38 K€ par rapport à 2018 (conformément à l’avenant n°2) en raison des

20 Le poste Entretien et réparations courantes apparait anormalement créditeur à hauteur de 10 K€. Il s’agit dans les faits d’extournes de factures non parvenues en 2018 et pour lesquels les factures reçues en 2019 ont été comptabilisées en poste de Sous-traitance. 21 Salarié de Mixéner parti à la retraite et prestation réalisée depuis par un responsable administratif et financier de Bordeaux Métropole Energies.

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ouvrages réalisés par Bordeaux Métropole lors de la phase 1 moins coûteux que prévus et du décalage d’un tronçon sur la phase 222.

- occupation du domaine public (21 K€). A la suite de la délibération n°2018-435 du 6 juillet 2018, le Conseil de Bordeaux Métropole a procédé à une révision du mode de calcul et du montant des redevances applicables aux occupations du domaine public routier (RODP), notamment pour les réseaux de chaleur23. Ainsi, la tarification à appliquer n’est plus de 2,23 € du mètre linéaire mais de 0,05 € du mètre linéaire24 (l’avenant n°2 au contrat a pris acte de cette décision). Il conviendra ainsi de procéder à une reprise de provision d’environ 20 K€ en 2020.

Les dotations aux amortissements et provisions s’élèvent à 90 K€ et se décomposent de la manière suivante :

- 64 K€ de dotations aux amortissements techniques et de caducité relatives au réseau et sous stations mises en service. Ce montant peut paraître faible, il est à mettre en regard des 2,1 M€ d’immobilisations mises en service fin 2019 et générant ainsi peu d’amortissement sur l’exercice. L’amortissement technique pratiqué sur les installations est linéaire et d’une durée d’environ 22 ans.

- 26 K€ de provisions pour gros entretien, grosses réparations et renouvellement, dont 25 K€ de dotations aux provisions pour remises en état (chaufferie d’appoint) et 1 K€ de dotations pour gros entretien. Au regard de l’article 75.2 du contrat, le montant semble faible. Il est ainsi prévu de revoir l’ensemble des méthodes employées relatives aux immobilisations d’ici la fin de l’année.

L’excédent brut d’exploitation (EBE) Ce solde intermédiaire de gestion mesure la performance économique dégagée par l’exploitation avant prise en compte de la politique d’investissement et de financement. Pour l’exercice 2019, il est de 244 K€ (ensemble des produits et des charges d’exploitation hors autres produits/charges de gestion courante – redevances - et dotations/reprises aux amortissements et aux provisions) et est ainsi en baisse de 24 K€ versus 2018 (cf § Le résultat de l’exercice). L’article 76 du contrat de délégation prévoit les modalités financières de partage des gains de productivité dans le cas où le délégataire obtiendrait des EBE réels positifs et meilleurs que ceux prévus dans les comptes d’exploitation prévisionnels. L’EBE visé dans le contrat est l’EBE « classique » retraité des frais de siège et des charges de gros entretien, grosses réparations et renouvellement :

22 Conformément au contrat de concession, l’ensemble des installations et canalisations prévues en « phase 1 » ont été réalisées par Bordeaux Métropole, à l’exception du tronçon C2-C5 dans le domaine de l’Ars Brienne qui pour des raisons opérationnelles est intégré à la « phase 2 », et ainsi sera à réaliser par le délégataire. 23 La délibération précise : « Aucun tarif spécifique n’est prévu pour ces réseaux et l’application de la redevance qui est actuellement fixée au mètre linéaire - 2,23 € tarif 2018 -, représenterait un chiffrage 50 à 100 fois supérieur à la plage des valeurs appliquées sur les autres réseaux urbains classiques ». 24 Montant à actualiser pour les prochaines années sur la base de l’indice INSEE du coût de la construction.

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Réalisé2019

Prévisionnel 2019

EBE 244 219 461 926 217 707 - -47%Frais de structure 20 000 40 000 20 000 - -50%Charges de GER - 2 311 2 311 - -100%EBE retraité 264 219 504 237 240 018 - -48%

Ecart réel/prévisionnel 2019

L’EBE retraité en 2019 s’élève à 264 K€. Il était prévu dans le compte d’exploitation prévisionnel du dernier avenant, d’un EBE retraité de 504 K€ en euros constants (après prise en compte des indexations il s’élève à 514 K€). L’EBE retraité réel étant inférieur à l’EBE retraité prévisionnel, aucun partage des gains de productivité ne sera donc réalisé par rapport à l’exercice 2019. Le résultat de l’exercice Résultat par rapport à l’exercice précédent :

en € en % en € en % en € en %

TOTAL PRODUITS D'EXPLOITATION 951 041 100% 953 800 100% 2 759 0%TOTAL CHARGES D'EXPLOITATION 1 315 418 100% 1 302 308 100% -13 110 -1,0%EXCEDENT BRUT D'EXPLOITATION 267 910 244 219 -23 692 -9%RESULTAT D'EXPLOITATION -364 377 -348 508 15 869 -4%Résultat Financier -23 557 -29 561 -6 005 25%Résultat Exceptionnel 38 304 44 888 6 583 17%Résultat Avant IS -349 629 -333 182 16 447 -5%

Impots société 0 0 0 N/ARESULTAT NET -349 629 -333 182 16 447 -5%


Le résultat d’exploitation (-349 K€) résulte de l’EBE (+244 K€) duquel sont déduits les redevances (503 K€) et les dotations aux amortissements et provisions (90 K€). Le résultat financier négatif (-30 K€) est dû aux charges financières relatives à la rémunération :

- du compte courant d’associé Mixéner (22 K€). En effet, comme prévu par la convention de compte courant, le taux d’intérêt appliqué correspond au taux maximum fiscalement déductible, soit 1,32% en 2019 ;

- de la centralisation de trésorerie auprès de Bordeaux Métropole Energies (8 K€). La convention centralisée de trésorerie prévoit d’appliquer sur les avances reçues un taux correspondant à l’Euribor 3 mois majoré de 0,45% (0,40% pour les avances faites au groupe).

Le résultat exceptionnel est, quant à lui, positif (45 K€) du fait de la quote-part des subventions d’investissement virée au compte de résultat. Les subventions d’investissement s’amortissent aux mêmes rythmes que les immobilisations qu’elles subventionnent, à fin 2019 elles s’établissent à 3 915 K€ dans les capitaux propres. Le résultat net de l’exercice correspond ainsi à une perte de -333 K€.

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Résultat par rapport au prévisionnel : Pour rappel, l’avenant n°2, entré en vigueur le 01/03/2019, est venu :

- substituer à la constitution d’un réseau froid fonctionnant avec des groupes à compression classiques, une solution de production de froid avec des groupes à absorption utilisant l’énergie fatale de l’UVE (retard de -1 088 K€ en cumulé à fin 2018 par rapport au plan d’affaires initial) ;

- ajuster le plan d’affaires initial pour tenir compte des retards constatés sur les raccordements et ainsi les ventes de chaleur qui étaient bien moindres que prévues par rapport au PAI (respectivement -6 039 K€ et -1 777 K€ en cumulé à fin 2018).

En effet, le développement de l’activité était fortement en retard, notamment à la suite de celui pris par la programmation urbaine développée par l’EPA Bordeaux-Euratlantique, induisant un résultat net cumulé à fin 2018 déficitaire de -1 609 K€ contre un gain de +2 835 K€ prévu initialement. Malgré l’ajustement du plan d’affaires initial réalisé avec cet avenant, le tableau ci-dessous montre la présence d’un nouveau décalage sur les droits de raccordement (-245 K€ pour l’exercice 2019 et -344 K€ en cumulé). Ce point sera à suivre sur les exercices à venir.

RÉALISÉ CUMULÉ DEPUIS 2015

BP 2019

(avenant n°2)BP CUMULÉ

(avenant n°2)

en € en % en € en € en € en % en € en € en %Réseau chaud 395 637 41% 647 466 389 522 6 115 2% 624 530 22 936 4%R1 236 615 374 893 187 967 48 648 26% 307 909 66 984 22%R2 159 022 272 573 201 555 -42 533 -21% 316 621 -44 048 -14%Réseau autres usages (froid) 10 010 1% 10 010 0 10 010 N/A 0 10 010 N/APrestation de services - Groupe 15 818 2% 15 818 0 15 818 N/A 0 15 818 N/ADroits de raccordement 532 335 56% 1 975 092 777 394 -245 058 -32% 2 318 891 -343 799 -15%Chiffre d'affaires 953 800 100% 2 648 385 1 166 916 -213 116 -18% 2 943 421 -295 035 -10%Autres produits 0 0% 4 0 0 N/A -38 42 -109%TOTAL PRODUITS D'EXPLOITATION 953 800 100% 2 648 389 1 166 915,52 -213 116 -18% 2 943 382 -294 993 -10%Energie Primaire 379 942 29% 1 128 469 346 613 33 330 10% 1 080 724 47 745 4%Achats 2 866 0% 36 041 10 232 -7 366 -72% 44 885 -8 844 -20%Services extérieurs 196 056 15% 621 034 170 461 25 595 15% 577 879 43 155 7%Autres Services Extérieurs 93 442 7% 409 571 160 720 -67 278 -42% 494 542 -84 971 -17%Impots et taxes 37 274 3% 40 556 16 964 20 310 120% 24 160 16 396 68%Charges de personnel 0 0% 0 0 0 N/A 0 0 N/AAutres charges de gestion courante 502 876 39% 1 879 741 507 913 -5 037 -1% 1 842 277 37 464 2%Dotation aux amort. Et provisions 89 851 7% 181 629 218 986 -129 135 -59% 311 491 -129 862 -42%TOTAL CHARGES D'EXPLOITATION 1 302 308 100% 4 297 041 1 431 889 -129 581 -9% 4 375 958 -78 917 -2%EXCEDENT BRUT D'EXPLOITATION 244 219 412 714 461 926 -217 707 -47% 721 231 -308 517 -43%RESULTAT D'EXPLOITATION -348 508 -1 648 652 -264 973 -83 535 32% -1 432 575 -216 077 15%Résultat Financier -29 561 -66 324 -24 600 -4 961 20% -56 235 -10 089 18%Résultat Exceptionnel 44 888 -227 136 2 311 42 577 1842% -305 273 78 137 -26%Résultat Avant IS -333 182 -1 942 111 -287 262 -45 920 16% -1 794 083 -148 028 8%RESULTAT NET -333 182 -1 942 111 -287 262 -45 920 16% -1 794 083 -148 028 8%

Écart Réel Vs BP Écart Réel Vs BPcumulé

RÉALISÉ 2019

Les colonne BP (business plan) correspondent au nouveau plan d’affaires ; l’ensemble des années ont été révisées.

Les charges d’exploitation sont, en cumulé, elles aussi légèrement moindres que prévues (-2%) faisant suite principalement au décalage des raccordements impliquant en particulier de moins d’achats en énergies primaire et moins de dotations aux amortissements et aux provisions (résultant du retard sur les mises en service). Ainsi, le résultat net s’écarte de la prévision cumulée à fin 2019 à hauteur de -148 K€.

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Le bilan En euros

2018 2019 En € En % 2019 En € En %Immobilisations brutes 1 969 241 3 448 130 1 478 889 75% 5 104 374 -1 656 244 -32%Amortissements cumulés 22 074 59 439 37 365 169% 242 844 -183 405 -76%Immobilisations nettes 1 947 167 3 388 691 1 441 524 74% 4 861 530 -1 472 839 -30%Stocks 0 0 0 0% 0 0 0%Créances dont subv reçue 4 300 165 4 548 779 248 614 6% 3 296 781 1 251 998 38%Trésorerie 0 0 0 0% 80 403 -80 403 -100%Charges constatés d'avance 9 132 66 068 56 936 623% 0 66 068 0%Total Actif 6 256 464 8 003 539 1 747 074 28% 8 238 714 -235 175 -3%Capital social 530 000 2 230 000 1 700 000 321% 1 030 000 1 200 000 117%Report à nouveau, résultat net et réserve légale -1 608 929 -1 942 111 -333 182 21% -1 794 083 -148 028 8%Autres fonds propres (amort. Caducité) 18 948 45 333 26 385 139% 0 45 333 0%Subventions (nettes) 3 959 697 3 914 810 -44 888 -1% 3 995 565 -80 755 -2%Provisions R&C (y compris GEGV) 50 756 76 857 26 101 51% 73 909 2 948 4%Dettes financières long terme dont C/c d'asso 2 000 000 300 000 -1 700 000 -85% 4 500 000 -4 200 000 -93%Fournisseurs 651 212 379 782 -271 431 -42% 169 227 210 555 124%Dettes fiscales et sociales 2 792 70 412 67 620 2422% 2 510 67 902 2706%Dettes diverses 53 886 46 467 -7 419 -14% 0 46 467 0%Trésorerie court terme 598 103 2 881 990 2 283 887 382% 261 587 2 620 403 1002%Produits constatés d'avance 0 0 0 0% 0 0 0%Total Passif 6 256 464 8 003 539 1 747 074 28% 8 238 714 -235 175 -3%

ECART Réel VS PrévisionnelECART 2019/2018REEL PREVISIONNEL

Le bilan s’établit à 8 004 K€ en 2019, contre 6 256 K€ en 2018 : Les immobilisations brutes sont en croissance de 75% par rapport à 2018 en s’élevant à 3 448 K€ au 31/12/2019. Cet accroissement résulte de la poursuite du développement du réseau (plateforme, branchements et canalisations) pour 1 479 K€. Sur l’exercice, 2 299 K€ d’immobilisations corporelles en cours ont été mises en service (les canalisations réalisées étant mises en service dès lors qu’une sous-station sur le tronçon est raccordée). Depuis 2017, les subventions à recevoir de l’ADEME et du FEDER pour un montant de 4 000 K€ sont comptabilisées en créances, du fait de la présence de clauses résolutoires dans les conventions de subventionnement. Un premier versement de 600 K€ a été reçu à la fin du 1er semestre 2020 de la part de l’ADEME et 1 M€ devrait être perçu de la part du FEDER d’ici la fin de l’année. Dans le cadre du bon développement du réseau et de son financement, le capital social s’est accru de 1 700 K€ (17 000 nouvelles actions émises pour une valeur nominale de 100 €) par rapport à l’exercice précédent, à la suite de l’incorporation d’une partie du compte courant d’associé Mixéner. Le poste de compte de dettes financières à long terme se compose en 2019 entièrement du compte courant d’associé Mixéner (assimilable à ce type de dettes). La baisse de 1 700 K€ sur 2019 correspond à l’apport en capital social réalisé. Par ailleurs, un emprunt de 10 M€ a été signé en février 2020 avec la Caisse d’Epargne, le Crédit Coopératif et Natixis. Les tirages seront effectués en fonction des investissements réalisés, l’amortissement débutera le 1er janvier 2022 et se terminera 17 ans plus tard, à savoir le 31 décembre 2038. Le taux d’intérêt d’emprunt est de 2,35%, après utilisation d’un contrat d’échange (swap) d’un taux variable à un taux fixe. La trésorerie court terme est négative (-2 882 K€) et se décompose en un apport de trésorerie de Bordeaux Métropole Energies pour (-2 821 K€) et un découvert25 de (-61 K€).

25 Celui-ci n’engendre pas de frais de découvert, ce compte intégrant la centralisation de trésorerie conclue avec Bordeaux métropole énergies.

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L’apport de BME augmente de 2 223 K€ entre les deux exercices afin d’aider le financement du réseau. Le bilan s’établit à 8 004 K€ en 2019, contre 8 239 K€ au prévisionnel : Malgré la signature de l’avenant n°2 en 2019, venant corriger le retard pris dans l’aménagement de la ZAC Saint-Jean Belcier, un nouveau décalage est en train de se former26. Ainsi, les immobilisations brutes sont en retard de 1 656 K€, induisant :

- l’absence de versement de subventions d’investissement dès 2019 (-761 K€ de retard) ;

- l’absence de souscription d’un emprunt dès 2019 (-4 M€ de retard, il était prévu un emprunt de 8 M€ en 2019 avec un taux de 3,2% et une durée de 20 ans) ;

- une trésorerie négative plus importante de 2 620 K€ que celle anticipée. Par simplification, l’augmentation du capital social s’est réalisée en une fois et non de manière échelonnée sur plusieurs années, tel que prévu dans l’avenant n°2. L’activité du réseau de chaleur de Saint-Jean Belcier ne datant que de quelques années, le rythme de l’exploitation est encore faible et ne permet pas d’engendrer une trésorerie suffisante. Synthèse et perspectives L’exercice 2019 est le quatrième exercice plein du contrat de délégation de 26 ans. Il constitue un début de rattrapage du fort retard de développement pris depuis l’origine du contrat. Pour mémoire, ce retard est essentiellement lié aux décalages de livraisons des programmes immobiliers du projet urbain ; dans l’avenant 2, le compte d’exploitation prévisionne prend en compte la mise à jour de la programmation. Le planning des projets urbains desservis est le premier facteur de risque de cette concession. Cet exercice ne constitue que la quatrième année de fonctionnement du réseau. Cinq nouveaux raccordements ont été opérés en 2019, ce qui permet de totaliser un nombre de 14 abonnés en fin d’année pour une puissance souscrite de 8 112 KW, contre 18 985 KW dans le plan d’affaires initial et 8 558 KW dans le plan d’affaires de l’avenant n°2. En 2020, 13 nouvelles sous-stations raccordées sont attendues par le délégataire (notamment sur les secteurs d’Armagnac Nord et de Bordeaux centre), ce qui permettrait de poursuivre la montée en puissance du réseau. Il est également prévu d’importants travaux de développement du réseau (+2 099 ml, principalement sur les secteurs d’Armagnac Nord et d’Amédée Saint Germain). En vue de contribuer au bon développement du réseau le capital social a été augmenté de 1,7 M€ en 2019 (par incorporation d’une partie du compte courant d’associé Mixéner), en avance par rapport à l’avenant n°2, et un emprunt de 10 M€ a été souscrit début 2020. Ainsi, les produits d’exploitation, toujours faibles et insuffisants pour faire face à toutes les charges, devraient augmenter dans les années à venir au fur et à mesure que les raccordements interviendront, et ainsi permettre de générer des bénéfices.

26 Notamment 1,6 km d’installations du réseau de chaleur urbain programmés en 2019 ont été reportés à 2020, du fait principalement du report de l’aménagement des secteurs Armagnac et Amédée Saint Germain par l’EPA.

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Par ailleurs, une attention particulière sera portée par le délégant sur la comptabilisation des immobilisations et leurs amortissements et provisions, ainsi que sur les différentes opérations intra-groupes réalisées, puis sur l’évolution de la trésorerie.

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RESEAU DE CHALEUR PLAINE DE GARONNE ENERGIES

Les faits marquants de l’année - Poursuite de la pose du réseau de chaleur Plus de 5 km de réseau ont été posés en 2019 sous voirie et dans les ZAC Bastide Niel et Garonne Eiffel. Au total, le linéaire de réseau atteint 9.1 km. Sa mise en service est prévue à l’automne 2020. A terme, il devrait faire plus de 30 kilomètres. - Les travaux de forage géothermique : échec au jurassique et problèmes techniques au cénomanien Suite à l’obtention du permis minier en mai 2019, les travaux de forage ont été entamés en juillet pour le puits de pompage situé à côté de la chaufferie centrale du projet. L’opération comportait une phase exploratoire sur la ressource présumée du jurassique à 1600 m de profondeur où il était recherché une nappe aquifère à une température de 70°C. En septembre 2019, après plusieurs jours de tests, le constat a été fait que les calcaires à filaments n’étaient pas aquifères dans ce secteur de Bordeaux. En conséquence, les opérations de repli à 900 m de profondeur (eau à 45°C avec une nappe aquifère bien connue sur Bordeaux) ont été engagées. Un sinistre de chantier a conduit alors à un long arrêt des opérations qui ont pu reprendre en décembre 2019 pour achever le forage du premier puits et commencer la réalisation du second, dans le secteur de Brazza, pour une fin des opérations en mars 2020. - Poursuite des raccordements Au fur et à mesure des premières livraisons de projets immobiliers dans les projets urbains desservis, PGE a assuré la continuité de service dans l’attente de la mise en service du réseau, par des chaufferies mobiles. 6 nouvelles sous-stations ont ainsi été raccordées en 2019.

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Rappel Par délibération n°2014/0566 en date du 26 septembre 2014, le Conseil communautaire a approuvé la création d’un réseau de chaleur desservant les quartiers de la Plaine de Garonne et la gestion du service en délégation de service public.

Le périmètre de la délégation est composé des territoires situés entre la Garonne et les pieds de coteaux, sur les communes de Bordeaux, Lormont et Floirac.

Il comprend notamment les périmètres des projets urbains :

- Brazza

- Bastide Niel

- Garonne Eiffel

- ZAC des quais

- Benauge

Le contrat de délégation de service public a été attribué au groupement Engie Cofély – Storengy par décision du Conseil métropolitain du 16 décembre 2016, pour une durée de 30 ans avec prise d’effet le 9 janvier 2017. C’est par l’intermédiaire de la société dédiée « Plaine de Garonne Energies » (PGE), que le service public du même nom est mis en place.

Description du projet

Le projet repose principalement sur la géothermie et comprend l’exploration de la ressource présumée présente à l’horizon jurassique, soit 1600 m de profondeur. L’eau y est présente à

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une température de 70° C environ. Seule l’exploration in situ pouvait permettre de statuer sur les débits réels, les possibilités de réinjection et les caractéristiques physico chimiques de l’eau. Le contrat de DSP prévoyait donc des hypothèses sur ces points, des conditions de réussite partielle voire des conditions d’échec et, le cas échéant, de repli sur une autre solution. Les travaux du forage de production réalisés en 2019 ont montré que cette ressource n’était pas présente. En conséquence, un repli est assuré à l’horizon crétacé, c'est-à-dire à environ 900 mètres de profondeur avec une eau à 45°. Cette ressource est d’ores et déjà utilisée avec succès par plusieurs forages dans l’agglomération. Là aussi, des pompes à chaleur sont mises en place, mais compte tenu de la puissance disponible moins importante, les installations seront complétées par une chaufferie biomasse d’une puissance de 7,5 MW en 2025 pour maintenir un taux satisfaisant d’énergie renouvelable quand les besoins de chaleur seront plus importants avec la livraison des projets immobiliers de la rive droite.

La mise en service du réseau interviendra en 2020, les forages étant réalisés à partir du second semestre 2019 avec une mise en service prévue fin 2020. Plus largement, le déploiement du réseau est phasé dans le temps jusqu’en 2030 environ et selon l’avancement des projets urbains desservis.

Bilan 2019

Travaux de premier établissement Les travaux de l’année 2019 ont consisté à la réalisation des opérations suivantes : - Forage exploratoire PGE 1 au Jurassique et repli au Crétacé,

- Poursuite de la pose du réseau de chaleur (5 km) sous voirie et dans les ZAC Bastide-Niel et Garonne-Eiffel,

- Poursuite des travaux en chaufferie (chaudières, hydraulique, électricité, etc.),

- Design du réseau pour les travaux 2020-2021,

- Raccordement de 6 nouvelles sous-stations par l’intermédiaire de chaufferies mobiles. Le tableau ci-après présente les montants cumulés d’investissements associés à chaque catégorie de travaux de premier établissement depuis l’origine du projet :

Dans le cadre des travaux de forage, PGE a organisé avec la société COM&VISIT des visites à l’attention du grand public et des institutionnels. Le bilan de fréquentation est très bon avec l’organisation de 28 visites ayant permis à 441 personnes de pouvoir découvrir le projet et les travaux en cours.

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Commercialisation du réseau Plaine de Garonne Energies a mis en place une structure commerciale dédiée à la prospection et à la commercialisation des polices d’abonnement, constituée d’un ingénieur commercial et d’une assistance commerciale. Un ingénieur d’exploitation leur est associé pour le volet technique des relations avec les promoteurs et gestionnaires. Le réseau de chaleur est classé avec obligation de raccordement pour les projets neufs et les bâtiments existants faisant l’objet de rénovations importantes dans les zones de développement prioritaires. Ces zones ont été étendues lors de la modification du classement effectuée en juillet 2018 par Bordeaux Métropole. 6 raccordements ont été effectués en 2019, dont un premier bâtiment existant à savoir la résidence Raymond Lavigne gérée par Aquitanis. 7 polices d’abonnement ont été signées en 2019 pour un total cumulé de 8 et 1,0 MW de puissance souscrite. Plus largement, 26 demandes de raccordement ont été signées en 2019 pour un total cumulé de 62 depuis l’origine du projet et une puissance totale de raccordement de 16.9 MW. Enfin, 15 permis de construire ont été analysés dans le cadre du classement et de l’obligation de raccordement. Ils donneront lieu ultérieurement à des demandes de raccordement. Enfin, plusieurs axes de développement sont poursuivis en cohérence avec la mise en service prochaine de la géothermie et le développement progressif du réseau notamment dans le quartier de Lissandre qui fait l’objet d’un programme d’aménagement de Clairsienne, dans le quartier de la Benauge et à Floirac autour de la voie Eymet où le réseau devrait être posé en 2021 et 2022. Ces chiffres témoignent d’une montée en puissance importante mais progressive du projet. Les projets urbains desservis (Brazza, Bastide Niel et Garonne Eiffel) se développent à un rythme beaucoup moins rapide que ce qui était annoncé à l’origine du contrat de concession et c’est le dynamisme du volet commercial de la concession vis-à-vis des bâtiments existants ou d’autres projets immobiliers qui porte aujourd’hui le développement de la concession. Au global, les perspectives de développement du réseau à long terme atteignent 120 GWh contre 98 GWh dans le contrat initial. Cette évolution potentielle a amené à une réflexion sur la conception des outils de production et du réseau. Ainsi, afin d’éviter d’augmenter les diamètres du réseau au départ de la chaufferie (située rue Cousteau), il a été proposé de produire la puissance supplémentaire via une chaufferie secondaire. Ainsi, il est envisagé dans le cadre d’une convention de mise à disposition d’installer les moyens de production et de distribution nécessaires pour la densification du réseau dans la chaufferie actuelle d’Aquitanis dans le quartier de la Benauge, Bordeaux Métropole devant acheter en 2020 cette même chaufferie auprès d’Aquitanis. Exploitation Fin 2019, 8 sous stations étaient desservies en chaleur. 6 raccordements ont été réalisés dans l’année. Elles sont alimentées par des chaufferies mobiles. La consommation de chaleur ressort à 840 MWh. Les recettes de vente de chaleur s’établissent en 2019 à 44 131 € HT pour 634 MWh facturés sur l’année soit un prix moyen de 72 € TTC / MWh. La phase actuelle d’exploitation par des moyens mobiles - avant la mise en service du réseau de chaleur proprement dit - fait l’objet d’un tarif spécifique basé sur les prix du gaz.

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Analyse économique et financière de l’exercice 2018 du délégant PLAINE DE GARONNE ENERGIES Délégataire de service public – Production, transport, et distribution de chaleur sur les secteurs Brazza, Bastide Niel et Garonne Eiffel RÉSUMÉ

S’agissant d’un réseau de chaleur à ambition de géothermie profonde (1700 m) le forage exploratoire au Jurassique a été engagé en juillet 2019. En octobre 2019, le débit d’eau s’est révélé très nettement insuffisant et un repli au crétacé a été opéré. De nombreux aléas techniques sont alors venus perturber l’opération. Ainsi l’achèvement des deux forages géothermiques a eu lieu en mars 2020. Le réseau de chaleur a continué à être posé sous voirie (5 km en 2019) ainsi que dans les Zones d’aménagement concertées (ZAC) Bastide-Niel et Garonne-Eiffel pour un total de 8,1 km posés en décembre 2019 depuis le démarrage du projet. Et d’un point de vue opérationnel, 7 nouveaux clients ont été raccordés par l’intermédiaire de chaufferies mobiles, portant à 8 le nombre d’abonnés. Les investissements concernant principalement la chaufferie et le forage géothermal s’élèvent à 23,7 M€ à fin 2019 depuis le début du contrat. L’exercice 2019 affiche une perte (-332 K€) qui résulte de l’importance des charges nécessaires au démarrage de l’exploitation et de moindres produits d’exploitation du fait du nombre limité d’abonnés. Toutefois, les pertes cumulées sont moindres que celles prévues au budget initial. Les charges d’exploitation sont moins conséquentes et proportionnellement les pertes rapportées au chiffre d’affaires sont moindres. Les aménagements prévus sont retardés entraînant des décalages de calendrier de raccordement.

SYNTHÈSE

L’exercice 2019 constitue le troisième exercice du contrat de délégation, d’une durée de 30 ans, au cours duquel les travaux de construction de la chaufferie, la pose partielle du réseau de chaleur et le forage de prélèvement ont été effectués. Le rythme de déploiement est plus lent que le calendrier prévisionnel initial contractuel sans compromettre pour autant la gestion du service. En effet, en parallèle les plannings de livraison des bâtiments neufs devant être desservis dans les différents projets urbains ont été retardés d’autant. Les délais de mise en œuvre du réseau de chaleur et des équipements de production n’ont pas été ceux initialement prévus.

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A fin 2019 ce sont 8 abonnés qui ont pu être provisoirement raccordés sur une chaudière mobile au gaz ou à l’électricité dans l’attente du raccordement définitif au réseau de chaleur. Ainsi, les faibles produits d’exploitation ne permettent pas de faire face aux charges d’exploitation qui ont été engagées pour les travaux de premier établissement et pour la gestion courante. Cependant, compte tenu des raccordements futurs et des évolutions du réseau de chaleur prévus, les produits d’exploitation devraient augmenter dans les années à venir. Les investissements de 23,7 M€ sont en deçà de la prévision (32 M€) notamment parce que le puits de réinjection n’a pas été foré en 2019 (-7 M€), que les réseaux n’ont pas été posés sur le même calendrier (-1,2 M€). En revanche, il y a un dépassement de coût sur les études, maitrise d’œuvre, assurance et aléas du fait des difficultés rencontrées sur le premier forage géothermique (2,9 M€). Bordeaux métropole émet deux réserves sur les écarts au contrat en ce que deux articles ne sont pas respectés : - le taux des frais de siège est supérieur à 6,5% du chiffre d’affaires (article 76). Toutefois leur volume reste dans l’épure du contrat initial, le taux étant très supérieur du fait surtout de l’assiette des produits qui est beaucoup moins élevée que prévue initialement dans l’attente de la mise en service du réseau ; - et la non-comptabilisation de la redevance d’occupation du domaine public (article 63.1), observation mineure puisqu’au 1er janvier 2019, le linéaire de réseau posé n’était pas réceptionné et la somme due s’élève à un peu plus de 300 €.

Préambule Rappel historique sur le contrat et particularités Bordeaux Métropole (BM) a décidé, par délibération en date du 16 décembre 2016, de désigner le groupement composé de Engie énergie services - Engie Cofely, d’une part, et de Storengy, d’autre part, toutes deux filiales d’Engie27, délégataire de service public. Ce contrat notifié le 09 janvier 2017 pour une durée de 30 ans a pris effet à cette même date. Le groupement attributaire du contrat, qui demeure garant solidaire, a créé la société dédiée « SAS Plaine de Garonne énergies » (PGE) au capital de 13 000 euros. La répartition capitalistique est de 67% pour Engie énergie services - Engie Cofely, d’une part, et de 33% pour Storengy, d’autre part. L’objet de la délégation porte sur la réalisation et l’exploitation du service public de production, de transport et de distribution de chaleur et d’eau chaude sanitaire ainsi que de froid (en option). Le périmètre délégué comprend notamment les projets urbains de Brazza, Bastide Niel et Garonne Eiffel, constituants la Plaine rive droite. La livraison de chaud et de froid s’entend jusqu’aux sous-stations des abonnés situées en pied d’immeubles. Le froid n’était envisagé que dans le quartier Deschamps de la Zone d’aménagement concertée (ZAC) Garonne Eiffel. L’article 62.1 du contrat précise que : la réalisation du réseau de froid constitue une option que l’Autorité Délégante se réserve la faculté de lever au plus tard dans un délai maximal d’un (1) an à compter de la notification du Contrat.

27 Le groupe Engie est né de la fusion de Suez et de Gaz de France en 2008.

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La non levée de l’option ne donne droit à aucune indemnisation au bénéfice du Délégataire. Bordeaux Métropole n’a pas levé l’option. Le délégataire est chargé en outre de réaliser l’ensemble des ouvrages et équipements nécessaires à la production, au transport et à la distribution d’énergie calorifique et frigorifique, d’assurer la continuité du service, d’exploiter l’ensemble des biens délégués. Le contrat est donc entièrement conclu à ses risques et périls.

Le contrat acte prioritairement de l'utilisation du réservoir géothermique du jurassique (à environ 1700 m) où l'eau est à environ 70°C, plutôt que celui du cénomanien (800 m) où l'eau est à environ 45°C. De plus, ce forage profond offre des performances environnementales améliorées, en particulier grâce au taux d'énergie renouvelable élevé qui réduit d'autant le recours aux énergies fossiles et à l'électricité.

Toutefois, le réservoir du jurassique n'ayant jamais été exploré en Gironde, la disponibilité de la ressource en eau chaude n'est pas certaine et il existe un réel risque d'échec de cette solution. C'est la raison pour laquelle une solution de repli au cénomanien en cas d'échec au jurassique a été contractualisée. L'ADEME (Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie) et le fonds de garantie par la Société auxiliaire de financement (SAF-Environnement) couvrent le risque financier de cet échec à hauteur de 90% afin de favoriser la recherche de ressources énergétiques nouvelles.

La chaleur géothermique issue du forage prévu à une profondeur de 1 700 mètres (niveau jurassique) doit alimenter l’ensemble du réseau. Courant 2019, les autorisations relatives aux forages de prélèvement et de réinjection et à leurs différents essais sont obtenues, les forages peuvent démarrer. Ainsi la chaufferie pourrait être mise en service grâce au prélèvement de l’eau géothermale à l’automne 2020. En attendant que la chaufferie principale soit reliée au puits géothermique, les abonnés sont alimentés par des chaudières provisoires alimentées par du gaz. Le plan d’affaires initial prévoit des investissements pour la solution géothermie profonde (1700 m) à hauteur de 41,6 M€, répartis comme suit : réseaux et sous stations ........... 18,5 M€ doublet géothermique ............... 14,9 M€ chaufferie gaz appoint secours ... 3,7 M€ centrale géothermique ................ 3,0 M€ assurance, aléas et divers .......... 1,5 M€ Le financement de ces investissements est le suivant : subventions ........................ 14,6 M€ droits de raccordement ....... 12,7 M€ capital social ......................... 1,0 M€ dette bancaire .................... 12,4 M€ compte courant d’associé ..... 0,9 M€

La rémunération du délégataire repose sur une redevance perçue auprès des abonnés du réseau. La redevance est destinée à rémunérer les charges d’exploitation qu’il supporte. Celle-ci est composée :

• du coût des combustibles ou autres sources d'énergie (parts fixes, variables et taxes) nécessaires pour assurer le chauffage des locaux, la production d'eau chaude sanitaire, le réchauffage de l'eau, ou la climatisation des locaux (élément variable R1)

• des coûts « fixes » supportés par le délégataire dans le cadre de l'exploitation du service au titre de la prestation, du fonctionnement, de la maintenance, du

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renouvellement, de l'amortissement ... (élément fixe R2 réparti entre les abonnés selon la puissance souscrite)

• des droits de raccordement. Le périmètre géographique de la délégation est composé des territoires situés entre la Garonne et les pieds de coteaux sur les communes de Bordeaux, Cenon et Floirac et plus précisément sur les secteurs Brazza, Bastide-Niel et Garonne-Eiffel. Il est prévu que le réseau de chauffage soit alimenté par la chaleur issue de forages géothermiques. Le forage de production est attenant à la chaufferie centrale sur une parcelle située derrière les grands moulins de Paris. Le contrat prévoyait différents emplacements pour réaliser le forage de réinjection, l’emplacement E7-2 (ex-usine Soferti) du projet d’aménagement Brazza a été choisi. Ce choix explique la non levée de l’option froid. En effet, la production de froid reposait sur l’utilisation de l’eau géothermale au niveau du puits de réinjection pour des besoins de climatisation à proximité immédiate ce qui n’était possible que dans le quartier Deschamps de la ZAC Garonne Eiffel. Le raccordement au réseau de chaleur est considéré comme obligatoire pour les projets neufs ainsi que pour les bâtiments existants faisant l’objet de rénovations importantes dans les zones de développement prioritaires, le réseau ayant été classé dès avril 2015. Les faits marquants de l’exercice L’année 2019 a été marquée par les travaux de premier établissement opérés par Plaine de Garonne énergies (PGE). Ces travaux ont consisté en un forage exploratoire au jurassique (1700m) qui s’est révélé inopérant du fait d’un débit trop faible de l’eau. Par ailleurs, 5 km de réseau de chaleur ont été posés, portant à 8 km le réseau à fin 2019. Sur le volet administratif, Plaine de Garonne énergies a obtenu les conventions de subventions de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) gestionnaire du fonds chaleur et de la Région, gestionnaire du Fonds européen de développement régional (FEDER). La société a également constitué son dossier auprès de la SAF-Environnement dans le but de couvrir l’éventuel échec de l’obtention de la ressource énergétique au Jurassique. Sur le volet commercial, la société, grâce à un ingénieur commercial à temps plein et une assistante commerciale en appui, s’est positionnée sur les programmes immobiliers neufs pour la signature des demandes de raccordement et la commercialisation des polices d’abonnement. Ainsi, 26 demandes de raccordement pour les îlots neufs et 7 polices d’abonnement ont été signées en 2019. Depuis le démarrage du projet, 62 demandes de raccordement ont été signées pour 16.9 MW. Sur le volet technique, le réseau de chaleur est en construction en coordination avec l’avancement des projets urbains. A noter que sur les 26 demandes de raccordement contractualisées en 2019, un écart entre la puissance initiale et la puissance de raccordement réelle demandée est constaté puisqu’une surpuissance de 5 731 kW est enregistrée (plus du double). L’évolution de cet écart sera à surveiller dans la durée. Le respect des engagements en matière d’information Le délégataire a rempli son obligation de produire à la collectivité le Compte rendu technique et financier (CRTF) au plus tard le 15 mars 2020. Le CRTF a été transmis le 16 mars 2020 au démarrage de la période de confinement sanitaire liée au COVID19. Les comptes

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présentés dans le CRTF reflètent l’activité de la délégation pour l’exercice 2019. Bordeaux Métropole n’a pas reçu le rapport des commissaires aux comptes (CAC), lors de la rédaction du présent rapport. Le rapport du CAC sur l’exercice 2018 a été déposé au greffe du tribunal de commerce le 26 septembre 2019 et aucune remarque ou réserve n’avait été formulée.

La présente analyse financière de la société Plaine de Garonne énergies, délégataire de service public pour la production, le transport et la distribution de chaleur, est basée sur les comptes annuels 2019 (balance générale, bilan et compte de résultat), le compte d’exploitation prévisionnel annexé au contrat ainsi que les contrôles sur pièces effectués par le délégant. L’ensemble des éléments fournis a été contrôlé le 29 mai par BM, l’exploitant a remis une version corrigée et définitive le 3 juin 2020.

Les contrôles du délégant Il a été pratiqué des contrôles de cohérence entre :

- la balance générale des comptes de la société PGE (reflet des comptes sociaux) et le compte d’exploitation (traduction analytique des comptes) sur l’intégralité des comptes,

- la balance générale et la liasse fiscale sur la totalité des comptes,

Dans le cadre de la mission de contrôle de l’exercice 2019, le délégataire a justifié les comptes demandés (immobilisations, compte courant d’associé, produits constatés d’avance, frais de siège, et les principaux postes de charges) et a fourni les explications utiles à la compréhension de ceux-ci. Il est à noter que les contrôles et échanges se sont déroulés dans un climat de réelle courtoisie et de participation de l’ensemble des personnes sollicitées. Analyse de compte de résultat analytique Les produits d’exploitation Les produits (44 K€) restent faibles puisque la construction du réseau de chaleur est progressive. Sa mise en service, prévue initialement fin 2018, a été retardée. Ce retard est dû d’une part, au décalage temporel par les aménageurs des livraisons immobilières dans les projets urbains, et d’autre part, aux délais de mise en œuvre du réseau de chaleur et des équipements de production. Les produits enregistrés en 2019 correspondent à la facturation de gaz ou d’électricité en fonction des consommations de chacune des sous stations aux premiers abonnés. Pour l’exercice 2019, les produits résultent de la consommation de 8 abonnés, pour une puissance souscrite de 938 kW. A cette même date, il était attendu initialement que la puissance souscrite soit de 17 571 kW. Lors du contradictoire, la société Plaine de Garonne Énergies émet une remarque sur la phrase ci-dessus : «. Ce retard est dû (…) et d’autre part, aux délais de mise en œuvre du réseau de chaleur et des équipements de production. » Sa remarque est formulée comme suit : « Discutable. La mise en service du réseau et de la chaufferie surdimensionnés aurait occasionné des rendements catastrophiques et des charges supplémentaires. »

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Abonnés à fin 2019

cumul abonnés Quartier Aménageur Ilots Année

ConsommationMWh

1 B. Niel K.& Broad Rivéo B2 2018 3412 B. Niel EH Bordeaux (EKLO) EKLO B121-1 2019 953 B. Niel K.& Broad Rivéo B1 2019 994 B. Niel K.& Broad Rivéo B2BIS 2019 835 B. Niel K.& Broad Rivéo B3 2019 266 B. Niel BORD'HA Bord'ha B139-E81 2019 07 B. Niel Aquitanis Résidence R.LAVIGNE 2019 08 B. Niel K.& Broad Rivéo A5 2019 0

TOTAL 644 Dans l’attente de la mise en service du réseau et de la chaufferie centrale, comme prévu au contrat de concession, la fourniture de chaleur à ces abonnés a été assurée par des moyens provisoires grâce à trois (3) chaudières mobiles. Deux (2) au gaz sont installés pour les sous stations Rivéo (800 kW) et Raymond Lavigne (300 kW). Sur l’hôtel Eklo c’est une (1) chaudière électrique (100 kW) qui a pallié le non-raccordement à la chaufferie centrale. Les droits de raccordement ont été enregistrés pour 637 K€ et comptabilisés en produits constatés d’avance, puisque le réseau n’est pas en service. A terme, les produits issus des droits de raccordement seront comptabilisés dans le chiffre d’affaires au fur et à mesure des mises en service, comme prévu au plan d’affaires initial. Bordeaux Métropole veillera à ce que la comptabilisation réelle soit en harmonie avec le prévisionnel, notamment dans le cas de mise en œuvre de la clause de partage des gains de productivité. Les charges Les charges d’exploitation comptabilisées en 2019 s’élèvent à 197 K€. Le poste services extérieurs représente 36% des charges d’exploitation et s’élève à 71 K€ correspondant à la location de chaudières mobiles. Le poste autres services extérieurs s’élève à 65 K€ pour la deuxième année consécutive. Ce poste comprend principalement 54 K€ de frais de siège relatifs à la convention d’assistance avec Engie énergie services. L’article 76 du contrat prévoit que les frais de siège ne dépassent pas 6,5 % du chiffre d’affaires. Cette clause du contrat n’est donc pas respectée. Toutefois leur volume reste dans l’épure du contrat initial, le taux étant très supérieur du fait surtout de l’assiette des produits qui est beaucoup moins élevée que prévue initialement dans l’attente de la mise en service du réseau. Enfin, l’achat des énergies primaires sont comptabilisées pour un montant de 52 K€ soit 26% des charges d’exploitation. Ce montant correspond à l’achat d’électricité et de gaz nécessaire pour le fonctionnement des chaufferies mobiles.

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L’excédent brut d’exploitation (EBE) retraité

En Euros 2017 2018 2019 CUMULÉTotal produits d'exploitation 0,00 4 990,90 44 127,98 49 118,88Chiffre d'affaires 0,00 4 990,90 44 127,98 49 118,88R1 0,00 3 509,00 36 123,38 39 632,38R2 0,00 1 481,90 8 004,60 9 486,50Subventions d'exploitation 0,00 0,00 0,00 0,00Droits de raccordement 0,00 0,00 0,00 0,00Charges d'exploitation : 6 186,32 101 633,76 196 920,98 304 741,06- Energie primaire 0,00 16 644,26 51 777,80 68 422,06- Achat de fournitures 0,00 90,42 9 295,50 9 385,92- Services extérieurs 0,00 20 668,39 71 011,31 91 679,70 Dont Charges GER 0,00 0,00 0,00- Autres services extérieurs 6 186,32 64 071,69 64 836,37 135 094,38 Dont Mise à disposition 0,00 0,00 0,00 Dont Frais de siège 0,00 54 000,00 54 081,29 108 081,29- Impôts et Taxes 0,00 159,00 159,00- Personnel 0,00 0,00 0,00EXCEDENT BRUT D'EXPLOITATION (EBE) -6 186,32 -96 642,86 -152 793,00 -255 622,18Frais de siège 0,00 54 000,00 54 081,29 108 081,29Charges de GER 0,00 0,00 0,00 0,00EBE Retraité (hors frais de siège et GER) -6 186,32 -42 642,86 -98 711,71 -147 540,89

REEL

L’article 77 du contrat de délégation prévoit les modalités financières de partage des gains de productivité dans le cas où le délégataire obtiendrait de meilleurs Excédents bruts d’exploitation (EBE) que ceux prévus dans les comptes d’exploitation prévisionnels, et que l’EBE réel soit positif. Ce solde intermédiaire de gestion mesure la performance économique dégagée par l’exploitation avant prise en compte de la politique d’investissement et de financement. L’EBE visé dans le contrat est l’EBE retraité des frais de siège et des charges de Gros entretien et renouvellement (GER). Pour l’année 2019, l’EBE est négatif (-153 K€) en raison de l’absence de mise en exploitation du réseau et des décalages de programmation d’aménagement ne procurant pas les produits suffisants à couvrir les charges. Par ailleurs, la desserte des premiers abonnés au réseau par le biais des chaufferies mobiles (au gaz et à l’électricité) est facturée pour 44 K€ quand l’achat d’énergie coute 52 K€ au délégataire. L’EBE retraité des frais de siège (54 K€) et des charges de GER (0 K€) s’élève à -99 K€. Celui-ci étant négatif, la clause de partage des gains de productivité n’a pas été activée et aucune comparaison à l’EBE prévisionnel n’est faite.

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Le résultat de l’exercice

En Euros 2017 2018 2019 CUMULÉTotal produits d'exploitation 0,00 4 990,90 44 127,98 49 118,88Charges d'exploitation : 6 186,32 101 633,76 196 920,98 304 741,06EXCEDENT BRUT D'EXPLOITATION (EBE) -6 186,32 -96 642,86 -152 793,00 -255 622,18Frais de siège 0,00 54 000,00 54 081,29 108 081,29Charges de GER 0,00 0,00 0,00 0,00EBE Retraité (hors frais de siège et GER) -6 186,32 -42 642,86 -98 711,71 -147 540,89- Redevances 30 048,66 59 610,56 70 225,66 159 884,88 Occupation domaine public 0,00 0,00 0,00 Frais de contrôle 30 048,66 31 247,69 32 079,48 93 375,83 Mise à disposition 0,00 28 362,87 38 146,18 66 509,05- Autres charges d'exploitation 0,00 0,00 469,06 469,06Dotations aux amortissements 0,00 0,00 0,00 0,00Reprises de provisions GER 0,00 0,00 0,00 0,00Autres produits 0,00 1,00 3,06 4,06Résultat d'exploitation -36 234,98 -156 252,42 -223 484,66 -415 972,06Produits financiers 0,00 0,00 0,00 0,00Charges financières 0,00 2,98 64 644,34 64 647,32Résultat financier 0,00 -2,98 -64 644,34 -64 647,32Résultat courant avant impôt -36 234,98 -156 255,40 -288 129,00 -480 619,38Produits exceptionnels 0,00 0,00 0,00 0,00Charges exceptionnelles 0,00 0,00 0,00 0,00Résultat exceptionnel 0,00 0,00 0,00 0,00Impôts sur les sociétés 0,00 0,00 43 910,00 43 910,00Résultat net -36 234,98 -156 255,40 -332 039,00 -524 529,38

REEL

Le résultat d’exploitation (-223 K€) correspond à l’EBE (-153 K€) duquel les redevances sont déduites pour 70 K€ en 2019. Il s’agit de la redevance pour mise à disposition du terrain Grands moulins de Paris (38 K€) et de la redevance pour frais de contrôle définie à l’article 63.3 du contrat. Cette dernière a été facturée et correspond au montant de 32 K€ indexé sur l’indice ingénierie (ING) publié au Moniteur. La redevance d’occupation du domaine public (RODP) n’a pas été comptabilisée car non facturée par les services opérationnels de BM. Des modalités d’application ont été convenues telles que la RODP n’est pas facturée tant que le réseau n’est pas mis en service. La RODP de 2019 s’élèverait à un peu plus de 300 €. En l’absence de financement bancaire, les investissements sont financés par le compte courant d’associés. Les charges d’intérêts pour mise à disposition de crédit s’élèvent à 65 K€. Un financement bancaire s’avèrerait plus onéreux, car la chaufferie n’étant pas mise en service, le délégataire devrait supporter des frais intercalaires. En outre, le taux consenti par le groupe (0,10% environ) est optimal comparé aux 4% prévus dans le plan d’affaires initial pour une dette bancaire. Le résultat courant ainsi obtenu est négatif et s’élève à -288 K€. De l’impôt société à hauteur de 44 K€ vient l’obérer pour porter le résultat net à – 332 K€. Cet IS au taux de 28% a pour base la réintégration fiscale des droits de raccordement (637 K€) de laquelle sont retirés la perte comptable de l’exercice avant IS (-288 K€) et les déficits antérieurs (-192 K€).

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Le bilan

en Euros 2017 2018 2019Immobilisations brutes 554 114 8 178 965 23 698 559Amortissements cumulésImmobilisations nettes 554 114 8 178 965 23 698 559StocksCréances (dont créances clients) 33 193 1 507 702 2 110 483Charges constatées d'avance 0 208 191Trésorerie 28 448 61 140 309 998Total Actif 615 755 9 747 807 26 327 230Capital social 13 000 13 000 13 000Report à nouveau -36 235 -192 491Résultat de l'exercice -36 235 -156 256 -332 039Autres capitaux propresSubventions (brutes)Subventions (amorties)Subventions (nettes)Droits de raccordement (nets)Provisions (y compris GER)Autres provisions (caducité)Apports en comptes courants 530 000 8 411 557 24 374 644Dettes financières long termeFournisseurs 108 990 1 514 743 1 653 010Dettes fiscales et sociales (IS) 998 173 664Produits constatés d'avance 637 442Trésorerie court termeTotal Passif 615 755 9 747 807 26 327 230

BILAN REEL

PASSIF

ACTIF

Pour 2019, le bilan s’établit à 26 327 K€ contre 9 748 K€ en 2018, la forte augmentation s’explique par les investissements réalisés sur l’exercice 2019 à hauteur de 15 520 K€. Ce sont : - le doublet géothermique pour 6 555 K€, - la pose de réseau et de sous stations pour 2 969 K€, - les travaux de centrale géothermique et de chaufferie de secours pour 4 294 K€, - les frais de contrôle et d’assurance pour 1 702 K€. .

1- A l’actif, Le poste immobilisations (23 699 K€) correspond aux travaux de premier

établissement que sont la construction de la chaufferie et du réseau de chaleur ainsi que le forage de prélèvement exploratoire au jurassique. Ce sont des immobilisations non encore mises en service à la fin de l’exercice 2019 et non amorties. Comptablement, il s’agit de production immobilisée. Pour mémoire, la production immobilisée comprend des études et/ou des travaux réalisés par la société elle-même et livrés à elle-même.

Les créances s’élèvent à 2 080 K€ et se composent essentiellement de crédits de

TVA (919 K€) correspondant à la TVA déductible sur les immobilisations et de facturation clients et factures à établir (820 K€).

La trésorerie active est comptabilisée pour un montant total de 310 K€.

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En Euros 2017 2018 2019 CUMULÉ 2017 2018 2019 CUMULÉ Δ€ Δ% Δ€ Δ%Total produits d'exploitation 0,00 4 990,90 44 127,98 49 118,88 0,00 979 782,47 1 777 726,75 2 757 509,22 -1 733 598,77 -98% -2 708 390,34 -98%Chiffre d'affaires 0,00 4 990,90 44 127,98 49 118,88 0,00 926 130,97 1 671 169,72 2 597 300,70 -1 627 041,74 -97% -2 548 181,81 -98%R1 0,00 3 509,00 36 123,38 39 632,38 0,00 709 473,73 1 447 478,36 2 156 952,09 -1 411 354,98 -98% -2 117 319,71 -98%R2 0,00 1 481,90 8 004,60 9 486,50 0,00 216 657,24 223 691,36 440 348,60 -215 686,76 -96% -430 862,10 -98%Subventions d'exploitation 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0% 0,00Droits de raccordement 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 53 651,50 106 557,03 160 208,52 -106 557,03 -100% -160 208,52 -100%Charges d'exploitation : 6 186,32 101 633,76 196 920,98 304 741,06 0,00 1 443 755,33 1 656 124,57 3 099 879,91 -1 459 203,59 -88% -2 795 138,85 -90%- Energie primaire 0,00 16 644,26 51 777,80 68 422,06 0,00 996 715,02 1 292 356,70 2 289 071,72 -1 240 578,90 -96% -2 220 649,66 -97%- Achat de fournitures 0,00 90,42 9 295,50 9 385,92 0,00 28 270,79 35 486,95 63 757,74 -26 191,45 -74% -54 371,82 -85%- Services extérieurs 0,00 20 668,39 71 011,31 91 679,70 0,00 296 730,32 67 296,97 364 027,29 3 714,34 6% -272 347,59 -75% Dont Charges GER 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 507,07 2 507,07 -2 507,07 -100% -2 507,07 -100%- Autres services extérieurs 6 186,32 64 071,69 64 836,37 135 094,38 0,00 84 485,86 169 352,24 253 838,10 -104 515,87 -62% -118 743,72 -47% Dont Mise à disposition 0,00 0,00 0,00 0,00 12 000,00 45 000,00 57 000,00 -45 000,00 -100% -57 000,00 -100% Dont Frais de siège 0,00 54 000,00 54 081,29 108 081,29 0,00 63 685,86 115 552,24 179 238,10 -61 470,95 -53% -71 156,81 -40%- Impôts et Taxes 0,00 159,00 159,00 0,00 1 820,65 27 987,81 29 808,46 -27 987,81 -100% -29 649,46 -99%- Personnel 0,00 0,00 0,00 0,00 35 732,69 63 643,91 99 376,60 -63 643,91 -100% -99 376,60 -100%EXCEDENT BRUT D'EXPLOITATION (EBE) -6 186,32 -96 642,86 -152 793,00 -255 622,18 0,00 -463 972,86 121 602,18 -342 370,68 -274 395,18 -226% 86 748,51 -25%Frais de siège 0,00 54 000,00 54 081,29 108 081,29 0,00 63 685,86 115 552,24 179 238,10 -61 470,95 -53% -71 156,81 -40%Charges de GER 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 507,07 2 507,07 -2 507,07 -100% -2 507,07 -100%EBE Retraité (hors frais de siège et GER) -6 186,32 -42 642,86 -98 711,71 -147 540,89 0,00 -400 287,00 239 661,48 -160 625,52 -338 373,19 -141% 13 084,63 -8%- Redevances 30 048,66 59 610,56 70 225,66 159 884,88 0,00 70 833,62 96 676,10 167 509,72 -26 450,44 -27% -7 624,84 -5% Occupation domaine public 0,00 0,00 0,00 0,00 882,26 25 925,72 26 807,98 -25 925,72 -100% -26 807,98 -100% Frais de contrôle 30 048,66 31 247,69 32 079,48 93 375,83 0,00 30 000,00 30 000,00 60 000,00 2 079,48 7% 33 375,83 56% Mise à disposition 0,00 28 362,87 38 146,18 66 509,05 0,00 39 951,36 40 750,39 80 701,75 -2 604,21 -6% -14 192,70 -18%- Autres charges d'exploitation 0,00 0,00 469,06 469,06 0,00 0,00 0,00 0,00 469,06 0% 469,06Dotations aux amortissements 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 591 216,11 591 216,11 -591 216,11 -100% -591 216,11 -100%Reprises de provisions GER 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0% 0,00Autres produits 0,00 1,00 3,06 4,06 0,00 0,00 0,00 0,00 3,06 0% 4,06Résultat d'exploitation -36 234,98 -156 252,42 -223 484,66 -415 972,06 0,00 -534 806,48 -566 290,04 -1 101 096,52 342 805,38 -61% 685 124,47 -62%Produits financiers 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0% 0,00Charges financières 0,00 2,98 64 644,34 64 647,32 0,00 0,00 427 356,98 427 356,98 -362 712,64 -85% -362 709,66 -85%Résultat financier 0,00 -2,98 -64 644,34 -64 647,32 0,00 0,00 -427 356,98 0,00 362 712,64 -85% -64 647,32Résultat courant avant impôt -36 234,98 -156 255,40 -288 129,00 -480 619,38 0,00 -534 806,48 -993 647,02 -1 528 453,51 705 518,02 -71% 1 047 834,13 -69%Produits exceptionnels 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 152 206,07 152 206,07 -152 206,07 -100% -152 206,07 -100%Charges exceptionnelles 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0% 0,00Résultat exceptionnel 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 152 206,07 152 206,07 -152 206,07 -100% -152 206,07 -100%Impôts sur les sociétés 0,00 0,00 43 910,00 43 910,00 0,00 223 594,94 208 841,35 432 436,29 -164 931,35 -79% -388 526,29 -90%Résultat net -36 234,98 -156 255,40 -332 039,00 -524 529,38 0,00 -758 401,42 -1 050 282,30 -1 808 683,73 718 243,30 -68% 1 284 154,35 -71%

CUMULÉECARTS annuels (Réel - Prévisionnel)

2019REEL PREVISIONNEL

2- Au passif, Le capital social est de 13 K€, en conformité avec l’article 6 du contrat. La version du

bilan prévisionnel prévoyait un capital social de 1 034 K€ pour 2019, corrélé à la croissance des investissements, qui sont décalés.

Le report à nouveau débiteur pour un montant de -192 K€ correspond à l’affectation

du résultat net des deux dernières années.

Le résultat de l’exercice est négatif et s’élève à -332 K€.

Le compte courant d’associés s’est fortement accru passant de 8 412 K€ en 2018 à 24 375 K€ en 2019. En effet, l’associé Engie Cofely a approvisionné le compte courant pour notamment faire face aux investissements. Ainsi, à ce jour, aucun emprunt financier n’a été effectué au nom de la société dédiée (sur l’absence de financement extérieur voir supra chapitre D. résultat de l’exercice).

Les dettes fournisseurs s’élèvent à 1 653 K€. Ce sont principalement des

fournisseurs d’immobilisations en lien avec les investissements réalisés pour 15,520 K€.

Les produits constatés d’avance correspondent aux versements des droits de raccordements pour 637 K€ qui sont étalés sur la durée du contrat, dans l’attente de la mise en service du réseau afin d’être au fur et à mesure passés en chiffre d’affaires.

Les écarts au prévisionnels

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Ce tableau comparatif permet de mettre en évidence que les résultats prévus au Plan d’affaires initial (PAI) ne sont pas atteints pour les raisons évoquées plus haut. Un écart à la fois au niveau des puissances souscrites et des consommations de 2019 est constaté. Celui-ci s’explique également par les évolutions de programmes effectuées par les aménageurs et promoteurs ayant pour conséquences l’abandon, la non-construction ou des non-raccordements. Ainsi le compte de résultat prévisionnel prévoyait pour l’année 2019 des recettes (1 778K€) nettement supérieures au montant réel (44 K€) ce qui représente un écart de -1 734 K€. En contrepartie, le prévisionnel des charges s’établissait à hauteur de 1 656 K€ contre 197 K€ à fin 2019 ; ce qui engendre une économie de 1 459 K€ (-88%). Ces principales économies sur les charges portent sur l’achat de gaz et de biométhane (-1 227 K€) la mise à disposition de personnel (-45 K€), les frais de siège (-61 K€), les charges de personnel (-64 k€), A cela s’ajoutent des économies principalement sur les dotations aux amortissements des immobilisations (- 591 K€), sur les redevances (- 26 K€) et l’absence quasiment de charges financières (-363 K€). Ainsi, le résultat réel (-332 K€), bien que négatif, est supérieur de 718 K€ au résultat prévisionnel (-1 050 K€). Concernant les investissements à fin 2019, un écart apparait de plus de 5M€ qui traduit les retards pris dans la mise en œuvre de l’outil de production et la pose de réseau ainsi que du décalage des projets immobiliers.

Synthèse et perspectives La mise en service du réseau est attendue en septembre 2020 en intégrant le raccordement du quartier de la Benauge et ses nombreux bâtiments existants. Dans l’attente de la mise en service en 2021 de la géothermie, la production sera assurée par la chaufferie du projet fonctionnant au gaz avec 55% de biométhane pour conserver une production issue d’une énergie renouvelable. Ce contrat prendra tout son sens dans les années à venir et notamment à partir de 2021, lorsque le réseau sera étendu et fonctionnel, les forages géothermiques réalisés et en service et les premiers abonnés desservis par l’ensemble.

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SYNTHESE FINANCIERE DU SERVICE PUBLIC DU CHAUFFAGE URBAIN

Le service public du chauffage urbain fait l’objet d’un budget annexe, interne à Bordeaux Métropole, distinct des comptes des délégataires. Ce budget annexe est structuré en programmes qui correspondent aux différents réseaux de chaleur. Les éléments présentés ci-dessous correspondent aux opérations réelles de l’exercice 2019, par programmes (hors opérations d’ordre).

Fonctionnement Investissement

Dépenses Recettes Dépenses Recettes

RC Hauts de Garonne 864 847,71 1 461 570,41 554 663,24 275 941,87

RC Plaine Rive Droite 23 296,68 70 225,66 - -

RC St Jean Belcier 63 753,91 541 564,05 250 000,00 -

RC St Médard 100 421,81 119 924,40 1 520,00 -

RC Mériadeck - - - -

RC Le Haillan - - 27 516,11 -

RC Mérignac centre - - 6 080,00 -

Ressources Humaines 290 641,00 - - - Opérations budgétaires

et patrimoniales 87 022,81 - - 729 914,17

TOTAL 1 429 983,92 2 193 284,52 839 779,35 1 005 856,04

SOLDE 763 300,60 166 076,69

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ZOOM SUR LES PROJETS ET ETUDES EN COURS Réseau de chaleur du Haillan : Pour rappel, le réseau de chaleur du Haillan a été adopté par le Conseil Métropolitain du Pour rappel, Bordeaux Métropole avait conduit des études de faisabilité d’un réseau de chaleur sur les communes du Haillan et de Eysines, lesquelles avaient démontré la pertinence du projet d’un point de vue environnemental, technique et économique. Le Conseil métropolitain, lors de sa séance du 21 décembre 2018, a adopté la création du réseau et a opté pour une gestion directe en régie avec marché global de performance (conception, réalisation, exploitation et maintenance), comme le préconisait l’étude comparative des modes de gestion. Le réseau desservira principalement 500 logements neufs, un collège, un établissement d’enseignement spécialisé, un ensemble de bâtiments communaux et des serres horticoles. Long de 4 km, il livrera environ 4 GWh de chaleur (ce qui est comparable au réseau de chaleur de Mériadeck) et serait alimenté à 80% par de la biomasse. Les investissements, estimés à environ 4,6 M€ seront portés par le budget annexe des réseaux de chaleur et remboursés d’une part grâce au produit des subventions de l’Agence de l’environnement et de maîtrise de l’énergie (ADEME) et du Fonds européen de développement régional (FEDER) pour environ 50% du montant de l’investissement, et d’autre part, grâce au produit de la vente de chaleur. Le lancement de la consultation est prévu en 2021 pour une mise en service en 2022.

Réseau de chaleur de Mérignac centre : Le secteur de Mérignac centre a fait l’objet de plusieurs études pour y implanter un réseau de chaleur, sans parvenir à trouver une faisabilité économique. Ces études ont été mises à jour avec la validation du projet de stade nautique et ont confirmé sa faisabilité autour du stade nautique, des bâtiments publics, et des résidences sociales et copropriétés à proximité. Par rapport aux projets précédents lancés par Bordeaux Métropole, le périmètre du projet est caractérisé par le fait que l’essentiel des besoins est lié à des bâtiments existants. A l’exception du stade nautique lui-même qui fera l’objet d’une obligation de raccordement de nature contractuelle, la décision de raccordement appartient à chaque gestionnaire des bâtiments concernés et repose essentiellement sur la capacité de Bordeaux Métropole à proposer une offre sans augmentation de la facture énergétique. Les abonnés potentiels ont été regroupés en deux catégories : - « cœur de ville » : ces ensembles immobiliers ont été identifiés par la Métropole comme abonnés potentiels d’un réseau de chaleur suffisamment dense énergétiquement pour être faisable d’ici 2022 sur le plan technico-économique, compte tenu des prix du gaz actuels et de son évolution envisagée à cette échéance.

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- « opportuniste » : ces ensembles immobiliers ont été identifiés comme raccordables dans le cadre des études de faisabilité. Ils pourront faire l’objet de développements à plus ou moins long terme en fonction des possibilités techniques de raccordement et de l’évolution des prix du gaz. Les besoins de chaleur cumulés des abonnés qui appartiennent à la catégorie « cœur de ville » s’élèvent à environ 16 GWh / an, soit environ 1800 équivalents logements. Les besoins de chaleur cumulés des abonnés qui appartiennent à la catégorie « opportuniste » s’élèvent à 25 GWh / an. Le process énergétique retenu pour la production de chaleur du futur réseau de chaleur de Mérignac est une chaufferie mixte bois (80%) / gaz naturel (20%). En effet, l’échelle du projet ne permet pas de recourir à la géothermie profonde et il n’existe pas de source d’énergie fatale utilisable à proximité immédiate. Les chiffres clés concernant le dimensionnement du projet envisagé sont les suivants :

Production de chaleur : entre 10 et 25 GWh / an selon le stade du développement du projet avec une valeur cible initiale de 16 GWh / an pour le cœur de projet.

Pour le cœur de projet, cela représente : - 2,7 km de longueur de réseau estimée, - 12 sous-stations (ensembles immobiliers desservis) - Densité énergétique de 6 MWh / mètre linéaire. Il s’agit d’une densité

énergétique élevée pour un projet métropolitain qui traduit le travail d’optimisation économique effectué lors des études préalables afin de minimiser les risques pesant sur la phase initiale de développement.

Chaufferie localisée sur la même parcelle que le futur stade nautique, Montant estimé des investissements de 1er établissement : 6 M€ HT. Montant estimé des subventions mobilisables notamment au niveau du fond chaleur

géré par l’ADEME : 2,2 M€ HT. Le projet de réseau de chaleur est très imbriqué avec le projet de stade nautique, tant sur le plan technique que sur le plan calendaire (mises en service concomitantes, partage du foncier, interfaces techniques tant pendant la période de travaux que pendant l’exploitation des installations, flux de circulation, etc.) L’étude des modes de gestion a préconisé le recours à une concession de service public avec travaux, pour une durée de 22 ans, soit de 2 ans de déploiement et 20 ans d’exploitation. Le périmètre de la concession étant plus large que celui du projet étudié – dont l’objet était surtout d’évaluer la faisabilité d’une opération – les réponses des candidats à la concession pourront s’écarter du projet cible pour rechercher le meilleur optimum technique et économique. Après avoir recueilli en avis favorable de la commission consultative des services publics locaux et du comité technique, le projet a été adopté par le conseil métropolitain en date du 12 juillet 2019 et un avis d’appel à la concurrence a été publié le 9 août 2019. Deux candidats ont été admis à remettre une offre et à entrer en négociation, pour une attribution en 2020. Réseau de chaleur Grand Parc :

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Sur ce quartier existe aujourd’hui un réseau de chaleur privé de 3,7 km, alimenté par une chaufferie gaz et une centrale de cogénération au gaz. Il appartient au bailleur social In’Cité et dessert essentiellement ses bâtiments ainsi que ceux du bailleur Aquitanis, pour un total de 27 résidences comprenant 3 200 logements. Le volume de vente annuel de chaleur est actuellement de 22 GWh. Des études d’opportunité et de faisabilité ont souligné l’intérêt technico-économique et environnemental d’un projet d’extension et de verdissement du réseau existant. In’Cité céderait son réseau à Bordeaux Métropole qui en assurerait la gouvernance. Ainsi, l’extension du réseau permettrait d’augmenter d’un facteur 2,3 la quantité d’énergie livrée. Il s’agirait alors du plus important réseau de chaleur renouvelable développé dans un quartier existant. La solution énergétique retenue pour la production de chaleur repose sur une mixité biomasse (80%) / gaz (20%) grâce à une chaufferie biomasse qui serait construite. Enfin, en raison de l’existence d’un forage géothermique inutilisé dans le quartier du Grand Parc et appartenant à Bordeaux Métropole, une variante est envisageable, comprenant la mise en service de ce forage pour apporter un complément d‘énergie à la biomasse. Les chiffres clés concernant le projet sont les suivants : production annuelle de chaleur : 50 GWh/an (+28 GWh / configuration actuelle) longueur réseau : 10, 7 km ; dont 7 km à créer nombre d’abonnés : 80 (+53, dont 17 équipements métropolitains ou communaux, des

collèges, des lycées, mais également la polyclinique Bordeaux Nord et des résidences sociales)

taux d’énergies renouvelables : 80% réduction des émissions de CO2 : - 9200 tonnes /an Les diverses instances consultatives et décisionnaires se réuniront en 2020. Réseau de chaleur de Métropole Sud : Bordeaux Métropole a identifié un périmètre d’étude qui pourrait satisfaire aux conditions nécessaires au développement d’un ou plusieurs réseaux de chaleur importants sur les communes de Talence, Gradignan, Pessac, Villenave d’Ornon et Bordeaux. Le cœur du périmètre est constitué du campus universitaire et de Talence Thouars avec les quartiers les avoisinant. Les études de faisabilité ont été engagées en 2019 pour dégager des scénarios de projet avec un coût compétitif. L’ampleur du projet pourrait atteindre plus de 100 GWh / an et les conditions de recours à la biomasse et / ou la géothermie seront analysées avec attention. Réseau de chaleur d’Eysines : L’objet serait d’alimenter le lycée Charles Péguy à partir de récupération de chaleur issue des eaux grises d’un conduit d’assainissement structurant à l’état de projet. Cette solution est intégrée dans le dossier de consultation des entreprises du projet d’assainissement, en tant qu’option. Sa réalisation serait alors programmée en 2022. Réseau de chaleur de La Jallère :

Commenté [LC1]: A actualiser

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L’objectif est d’alimenter le quartier du Lac à partir d’une énergie renouvelable (13 à 25 GWh), les études d’opportunité sont en cours en lien avec le projet urbain.

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