Réseaux de chaleur : bases juridiques et économiques

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Support pour la formation "Réseaux de chaleur - Connaissances générales et liens avec l'aménagement des territoires" - CVRH de Nantes, MEDDE - 29 septembre 2014

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Réseaux de chaleur : bases juridiques et économiques

  1. 1. Direction territoriale Ouest Réseaux de chaleur – Bases juridiques et économiques Pôle Réseaux de Chaleur | 29 septembre 14 | Formation CVRH Nantes 24 janvier 2014
  2. 2. Direction territoriale Ouest Bases juridiques : ● Définitions et compétences ● Modes de réalisation et gestion ● Contraintes réglementaires Bases économiques : ● Modèle économique des réseaux de chaleur ● Compétitivité
  3. 3. I. Définitions et compétences
  4. 4. Définition(s) Les difficultés de l’imprécision ● Différents codes parlent des réseaux de chaleur : énergie, construction, urbanisme... ● Mais absence de définition juridique ou officielle claire ● Imprécisions sur différents points, tels que : ● La gouvernance (ex : compétences) ● La description technique, les technologies (ex : définition EnR froid) ● L’organisation du service (ex : multiples montages) ● Tout fonctionne actuellement sur des définitions « communément admises », mais avec quelques variations possibles
  5. 5. Définition(s) ● Réseau de chaleur ● Au moins 2 usagers distincts (personnes morales ou physiques) ● Notion de vente de chaleur, par l'exploitant du réseau à ses usagers ● Maîtrise d'ouvrage publique (collectivité) ou privée (ex. : association foncière urbaine libre) ● Si maîtrise d’ouvrage publique alors service public de distribution de chaleur
  6. 6. Définitions ● Service Public de distribution de chaleur ● L'autorité organisatrice est publique Cadre général des services publics : ✔ Égalité des usagers devant les charges ✔ Continuité de service ✔ Droit au branchement si proximité ✔ Contrôle de la collectivité Ça en parle ici : Art 3 loi 80-531 du 15 juillet 1980 ● Cadre particulier des services publics industriels et commerciaux (SPIC) ● Budget annexe distinct du budget général de la collectivité ● Équilibre recettes/dépenses
  7. 7. Les porteurs de projets ● Les collectivités territoriales ● Généralement communes, EPCI ou groupements ● Compétence obtenue par délibération sur l'intention d'engager un projet de réseau de chaleur (ou de froid) ● NB : contrairement à d'autres services publics, la carence d'initiative privée n'est pas une condition nécessaire à l'intervention de la collectivité dans ce domaine ● Compétence optionnelle ● Compétence non exclusive : ● Un réseau de chaleur peut être privé ● Il peut y avoir plusieurs autorités compétentes sur un même territoire (plusieurs réseaux de chaleur)
  8. 8. Les porteurs de projets ● Les collectivités territoriales Quelques références législatives ● Article 3 de la loi du 15 juillet 1980 ✔ « L’initiative de la création des installations des réseaux de chaleur revient aux collectivités locales intéressées » ● Loi MAPTAM du 27 janvier 2014 ✔ Compétence obligatoire pour les métropoles concernant « la création, l’aménagement, l’entretient et la gestion des réseaux de chaleur ou de froid »
  9. 9. Les porteurs de projets ● Les collectivités territoriales Difficultés de la Loi MAPTAM : ● Compétence obligatoire mais optionnelle ? ● Réticences des communes à perdre le contrôle de leur réseau ? ● Possibilité du transfert de compétences ? ● Intercommunalités rurales déjà présentes pour les chaufferies bois et les plateformes bois-énergie ● Quel échelon pertinent ?
  10. 10. Les porteurs de projets ● Les collectivités territoriales L’intérêt du transfert de compétence : ● Économies d’échelles (personnels, études, contrats d'appro) ● Unification du service rendu (péréquation tarifaire sur une zone) ● Acquisition d’une expertise ● Vision globale pour le développement des réseaux (quartiers prioritaires, interconnexions, sources, etc) Le transfert peut être partiel ou total
  11. 11. II. Modes de réalisation et gestion
  12. 12. Les modes de gestions ● Qui finance et exploite le réseau ? Construction Exploitation Régie Collectivité Collectivité DSP : Affermage Collectivité Entreprise DSP : Concession Entreprise Entreprise ● En régie, la collectivité porte le risque économique ● En DSP, le risque est porté par l’entreprise délégataire ● Dans tous les cas, la collectivité contrôle le service
  13. 13. Les modes de gestions ● DSP : concession ● Autorisation de gérer à ses risques un service public ● Le concessionnaire finance la création du réseau et en assure la gestion ● Intérêt pour la collectivité : pas d'investissement propre ✔ Principe : pas de subvention de la collectivité ● Le concessionnaire paie à la collectivité : ✔ Une redevance d'occupation du domaine public ✔ Les frais engagés pour le contrôle du contrat ● Biens de retour / biens de reprise : à l'issue du contrat la collectivité récupère les ouvrages et équipements ● Circulaire du 23 novembre 1982
  14. 14. Les modes de gestions ● DSP : affermage ● Principe identique à la concession, mais c'est la collectivité qui réalise l'investissement pour les installations ● Le fermier reçoit un ouvrage « prêt à servir » et l'exploite à ses risques ● La collectivité est remboursée de son investissement par les droits de raccordement demandés aux usagers (paiement unique pour un usager donné) ou par un supplément sur les abonnements, perçu par le fermier et reversé à la collectivité
  15. 15. Les modes de gestions ● DSP : quelques points de vigilance ● La durée de la délégation : pas d'allongement inutile ● Le sort des biens en fin de contrat : reprise ou retour ● La définition des indices et coefficients figurant dans les formules de révision des prix ● Les modalités d’achat de l’énergie ● Le rapport annuel d’exploitation ● Le contrôle : devoir et non un droit
  16. 16. Les modes de gestions ● DSP : spécificité du contexte environnemental ● Augmentation de la durée d’une concession d’un réseau en cas d’investissements ENR (article L.1411-2 du code général des collectivités territoriales) : ● Ajout des investissements pour le développement des EnR&R parmi les causes qui peuvent conduire à une augmentation de la durée de concession d’un réseau de chaleur à l’initiative de l’autorité concédante. ● Afin de limiter les effets d’aubaine, la mesure ne s’applique que dans le cas où la durée restant à courir de la concession est d’au moins trois ans.
  17. 17. Les modes de gestions ● La régie ● Modèle plutôt adapté aux petites installations, de complexité technique limitée, et lorsque la collectivité a les moyens d'assurer le fonctionnement du service ● Régie parfois retenue après appel d'offre de DSP infructueux... ● Personnalité morale : sans (pouvoir = conseil municipal) ou avec (pouvoir = conseil d’administration) ● Budget annexe, distinct du budget général de la collectivité ● Collectivité responsable des faits résultants de l'exploitation (risques techniques et financiers) ● Un gérant ou régisseur peut être chargé d'assurer l'exploitation, la collectivité reste responsable du service
  18. 18. Les modes de gestions ● Chiffres à l’échelle nationale (enquête 2010) ● NB : enquête SNCU est meilleure sur les « gros réseaux » → bcp de petits réseaux (souvent bois) absents. ● Petits réseaux sont plutôt en régie, les gros réseaux en DSP (et plutôt concession qu'affermage)
  19. 19. Les modes de gestions ● Chiffres à l’échelle nationale (enquête Amorce, Réseaux bois 2011)
  20. 20. Les modes de gestions ● Réseau privé ● Exemples de montages rencontrés : ● Association foncière urbaine libre : « collectivité de propriétaires réunis pour exécuter et entretenir, à frais communs, les travaux qu’elle énumère » ● Association syndicale libre : « personne morale qui regroupe des propriétaires de biens immobiliers voisins, pour la réalisation d'aménagements spécifiques ou leur entretien » ● Principe : ● L'association regroupe les usagers du réseau de chaleur ● Elle confie généralement la réalisation et l'exploitation du réseau à une entreprise ● Cas rencontré lorsque la collectivité ne souhaite pas investir dans un réseau de chaleur ; le périmètre du réseau correspond alors généralement au périmètre d'un même aménagement
  21. 21. Les modes de gestions ● Que choisir ? ● Il n’y a pas de bonne réponse à cette question - il faut la reformuler : ✔ Quel risque je souhaite prendre ? ✔ Quel contrôle je souhaite avoir ? ✔ Quel financement puis-je mettre en oeuvre ? ✔ Etc... ● Pour l’approfondissement de ces questions, un peu de lecture : ✔ Aspects juridiques et fiscaux pour le montage d'un projet de chaufferie bois collective - aide à la décision : http://portail.fncofor.fr/content/medias/media51_qSFLpddEIOVqEBk.✔ Amorce : RCJ 19 - Guide juridique des modes de gestion des réseaux de chaleur (adhérents seulement) ✔ RCJ 18 - Les collectivités locales délégantes du service public de chaleur - Guide pratique http://www.amorce.asso.fr/IMG/pdf/RCJ18.pdf
  22. 22. III. Les contraintes réglementaires
  23. 23. Les contraintes réglementaires ● Quotas CO2 ● Cadre réglementaire directive 2009/29 du 23 avril 2009 : IIIème phase sur 2013-2020 ● Installations concernées : puissances supérieures à 20MW (sauf biomasse) ● Concerne 181 RdC en France mais 17,9 TWh sur les 21TWh distribuées (~10% des installations dans l'ETS) ● Allocation gratuite de quotas jusqu'au niveau d'émission de référence. Durcissement des allocations ensuite ● Dans les DSP la propriété des quotas est une question sans réponse (rémunération de l'exploitant, bien meuble indispensable au fonctionnement de l'installation)
  24. 24. Les contraintes réglementaires ● Quotas CO2 ● Le système est rémunérateur pour les RdC fossiles qui souhaitent devenir vertueux ● Les prix sont actuellement trop faibles pour enclencher un réel signal prix (trop de quotas + crise) Source : fairhedge
  25. 25. Les contraintes réglementaires ● Tarif d’achat cogénération Rappel cogénération : ● Production simultanée de chaleur et d’électricité Crédit photo : meteocity ✔ Un intérêt énergétique : augmentation du rendement, 5 à 20 % d’économies d’énergie primaire ✔ Un intérêt environnemental : réduction des émissions de CO2 et de particules ✔ Un potentiel intérêt économique pour l’exploitant : vente d’électricité à EDF ● La France, un mauvais élève : 17 % de la chaleur des RdC est issue de la cogénération contre 63 % en moyenne en Europe
  26. 26. Les contraintes réglementaires ● Tarif d’achat cogénération La cogénération en attente en France : ● Changement des contrats de rachat d'électricité issus des cogénérations ● Seules les installations <12MW ont le droit de reconduire ces contrats moyennant rénovation ● Marché de capacité pas encore en vigueur (pour 2016) ● Selon les collectivités et exploitants, la vente sur le marché de gros n'est plus assez rémunératrice
  27. 27. Autres contraintes réglementaires à respecter pour les installations de RdC Installations classées au titre de la protection de l’environnement (ICPE) ● Concerne certaines chaufferies (selon puissance, combustibles...) Études d’impact pour le réseau de distribution ● Depuis 2012, selon étendue des travaux Sécurité des réseaux aériens et souterrains ● Guichet unique des réseaux et canalisations ● Arrêté du 9 août 2013 : refonte de la réglementation de 1982 applicable aux canalisations de transport de vapeur ou d’eau surchauffée
  28. 28. Un cadre juridique flou mais qui fonctionne → Pas de définition juridique des réseaux de chaleur, mais une définition communément admise → Idem concernant la compétence des collectivités en matière de réseaux de chaleur (mais évolutions en cours) → Plusieurs possibilités de montage des projets, selon les souhaits et possibilités de la collectivité
  29. 29. IV. Modèle économique des réseaux de chaleur La collectivité au centre des flux
  30. 30. Modèle économique des RdC ● Enjeux Urgence climatique horizon 2020 et importance des RdC dans le challenge ● Nombreux avantages mais réticences des acteurs à se lancer ● Technologies peu connues ● Gros investissements ✔ Méconnaissance des flux financiers ✔ Pas de règle de succès ✔ Inquiétude sur l’avenir des investissements à long terme Je ne sais pas combien ça coûte, je ne sais pas combien ça rapporte, je ne connais pas les risques financiers … restons sur ce qu’on sait faire !
  31. 31. Modèle économique des RdC ● Un investissement capitalistique RdC Ecoquartier Hoche Nanterre 1,6MW bois et 3,4MW gaz 80 % EnR ~900 logements -930 tonnes Co2/an €€€€€ ? L’écoquartier du Fort- Issy-les moulineaux Doublet géothermique basse T° (600m) 10 000MWh/an 78 % EnR ~1600 eq. Lgmt -2000 tonnes Co2/an €€€€€ ? Aéroport d’Orly 10MW doublet géothermique (1800m) et 38MW gaz 40 000MWh/an -9000 tonnes Co2/an €€€€€€ ?
  32. 32. Modèle économique des RdC ● Un investissement capitalistique RdC Ecoquartier Hoche Nanterre 1,6MW bois et 3,4MW gaz 80 % EnR ~900 logements -930 tonnes Co2/an 3,45 millions d’€HT L’écoquartier du Fort- Issy-les moulineaux Doublet géothermique basse T° (600m) 10 000MWh/an 78 % EnR ~1600 eq. Lgmt -2000 tonnes Co2/an 8,4 millions d’€HT Aéroport d’Orly 10MW doublet géothermique (1800m) et 38MW gaz 40 000MWh/an -9000 tonnes Co2/an 12,7 millions d’€HT
  33. 33. Étude ADEME/Perdurance 2009 – Réseau de chaleur bois + appoint gaz Coûts d’investissement HT et hors aides publiques Attention – prudence – Écart type important !!! puissance bois 250 kW à 1000€/kW + 125m de réseau à 300€/m + études/frais puissance bois 1 MW à 650€/kW + 500m de réseau à 315€/m + études/frais puissance bois 4 MW à 500€/kW + 2km de réseau à 480€/m + études/frais petit moyen gros qqs éq-lgts – dizaines éq-lgts dizaines – centaines éq-lgts centaines – milliers éq-lgts 330 k€ 880 k€ 3300 k€ Modèle économique des RdC ● Quelques ordres de grandeurs
  34. 34. Modèle économique des RdC ● Quelques ordres de grandeurs Coûts d'investissement : répartition par Production de chaleur 33% Chaufferie (hors production de chaleur) 28% Etudes et frais 9% Distribution de chaleur 30% poste Source : Etude ADEME/Perdurance 2009 Coûts HT et hors aides publiques
  35. 35. Modèle économique des RdC ● Qui a-t-il dans le prix ? ● La collectivité doit être en mesure de comprendre et de contrôler la facturation (même en DSP...) ● L’abonné et l’usager aussi... ● Certains réseaux sont critiqués pour l’opacité de leur facturation ● Certaines collectivités/exploitants mettent en place des dispositifs pédagogiques et d’échange avec les usagers
  36. 36. Modèle économique des RdC ● Des flux complexes VILLE Autorité concédante TIERS EDF, autres UUSSAAGGEERRSS CCoonncceessssiioonnnnaaiirree Assure la gestion administrative et financière GGeessttiioonnnnaaiirree FFiinnaanncceeuurr EExxppllooiittaanntt Banques, refinanceurs Contractualisati on via propriétaire ou syndicats Met à disposition des équipements Paie une RUO Achat ou vente d’énergie complémentaire fournit en Raccorde énergie et Paient des abonnements Délègue l’exploitation des installation Facture une redevance mais pas de rémunération Facture redevance et rémunération Paie une rémunération de la SDC Délègue la maîtrise d’ouvrage et le financement des investissement Facture frais financiers ou/et commissions Refinance l’investissement en location financière Flux financier Action Légende:
  37. 37. Équation économique à résoudre ● Coût d’investissement ● Coût de fonctionnement ● Risque économique ≤● Facturation des usagers ● Aides publiques ● Bénéfices non économiques valorisés par la collectivité Approximativement :
  38. 38. Modèle économique des RdC ● Les paramètres aux impacts financiers forts Investissement initial : ● Travaux GC, voirie, chaufferie... ● Dimensionnement ● Type d’énergie ● Technologie
  39. 39. Modèle économique des RdC ● Les paramètres aux impacts financiers forts Investissement initial : ● Travaux GC, voirie, chaufferie... ● Dimensionnement ● Type d’énergie ● Technologique Les précautions : ● Mutualisation des travaux (autres réseaux, voiries) ● Dimensionnement (attention au surdimensionnent) ● Type d’énergie (connaître les ressources locales les plus disponibles et les moins chères) ● Avancées technologiques (nouvelles canalisations, chaufferies, etc)
  40. 40. Modèle économique des RdC ● Les paramètres aux impacts financiers forts Focus sur le type d’énergie Source : amorce – prix de vente de la chaleur 2011
  41. 41. Modèle économique des RdC ● Les paramètres aux impacts financiers forts Le temps ● Durée de l’engagement ● Durée des travaux ● Étalement des raccordements ● Durée des emprunts Dali
  42. 42. Modèle économique des RdC ● Les paramètres aux impacts financiers forts Le temps ● Durée de l’engagement ● Durée des travaux ● Étalement des raccordements ● Durée des emprunts Les précautions : ● Lecture du contrat DSP et du business model ● Planification des travaux en adéquation avec la livraison des immeubles (réalisation par tranches, chaudières mobiles...)
  43. 43. Modèle économique des RdC ● Les paramètres aux impacts financiers forts Le risque et l’incertitude ● Nombre de futurs abonnés ● Travaux d’efficacité énergétique ● Réseaux concurrents ● Consommations et puissances inconnues
  44. 44. Modèle économique des RdC ● Les paramètres aux impacts financiers forts Le risque et l’incertitude ● Nombre de futurs abonnés ● Travaux d’efficacité énergétique ● Réseaux concurrents ● Consommations et puissances inconnues Les précautions : ● Classement du réseau ● Schéma directeur du réseau ● Engagement des différents acteurs
  45. 45. Modèle économique des RdC ● Optimisation économique : le choix du bon candidat Un quartier : ● Dense ● Mixité d’usages (logements, bureaux, équipements, etc) ● Proximité source(s) ● Chaud et froid ?
  46. 46. Un facteur favorable : La densité énergétique Extraits National Heat Map Angleterre ● A consommation au m² équivalente, plus l’urbanisation est dense, plus le réseau est efficace technico-économiquement ● Mais densité urbaine ≠ densité thermique ● 2000m² de logements RT2012 sur une rue de 100m → 1 MWh/ml ● 2000m² de logements RT2005 sur une rue de 100m → 3 MWh/ml
  47. 47. 30/09/14 ● Exemple : réseau de chaleur de Plouaret (Côte d’Armor) ● Réseau bois créé en 2004 pour alimenter des bâtiments publics ● Investissement amorti en seulement 11 ans 53 La création d’un réseau peut être viable même en zone peu dense
  48. 48. Autres facteurs favorables ● Mixité des usages des bâtiments raccordés ● Raccordement de bâtiments aux besoins importants ● Déploiement progressif du réseau au fil des raccordements ● Vision de long terme ● Valeur accordée aux gains sociaux et environnementaux Dans certains cas, la somme de ces facteurs rend le réseau de chaleur renouvelable viable. Dans d’autres cas, l’équation reste insoluble. Créer un réseau pénaliserait les usagers.
  49. 49. Modèle économique des RdC ● Les aides financières Le fonds chaleur ● Environ 220 M€ par an ● Conditions ● Au moins 50 % d’EnR ● Densité thermique > 1,5Mwh/an/ml ● Montant des aides ● Taux d’aides maximum = 55 % de l’investissement ● Niveau d’aide calculé « toutes aides confondues » ● Objectif de réduction de la facture de 5 % (vs. gaz)
  50. 50. Modèle économique des RdC ● Les aides financières Le fond chaleur, bilan d'un succès ardent
  51. 51. Modèle économique des RdC ● Les aides financières La fiscalité ● Récupération de TVA (investissement et fonctionnement) ● TVA sur les ventes aux usagers : ● 5,5% sur le R2 ● 5,5% sur le R1 si le réseau est alimenté majoritairement par des énergies renouvelables ou de récupération ● Pas de TVA sur les ventes si chiffre d'affaire < 80300€/an
  52. 52. V. Compétitivité des réseaux de chaleur
  53. 53. Modèle économique des RdC ● Quel est le prix pour l’usager ? Prix moyen de la chaleur des réseaux : 67,5€ HT/MWh (source : AMORCE, 2011) ✔ 62,7 €TTC/ MWh pour les réseaux « vertueux » (EnR>50%) ✔ 76,2 €TTC/MWh pour les réseaux « fossiles » (EnR<50%)
  54. 54. Modèle économique des RdC ● Quels sont les prix pour l’usager ? Attention...forte disparité (qui s’atténue au fils des années)
  55. 55. Modèle économique des RdC ● Qui a-t-il dans le prix ? Un prix global : ● Investissement initial ● Exploitation et redevances ● Gros entretien et renouvellement Une facture binomiale : ● Part fixe : R2 (fonction de la puissance) ✔ Exploitation (P2/P3) ✔ Amortissement (P4) ● Part Variable : R1 (fonction de la conso) ✔ Combustible (P1)
  56. 56. Le compétitivité des Rdc ● Retour sur l'étude Amorce Hypothèse prix : ● Électricité : ✔ TRV :~150€HT/an et ~10,9 c€ TTC/kwh (HP) et 6,8 c€TTC/kwh (HC) ● Gaz : ✔ TRV :~150€HT/an et ~5,2 c€ TTC/kwh ● Sauf que le prix dans l’électricité et le gaz ne comprend pas la même chose qu’en réseau de chaleur ● D’où une comparaison en coût global (facture énergétique + petit entretien et électricité annexe + GES + amortissement)
  57. 57. Le compétitivité des Rdc ● Retour sur l'étude Amorce
  58. 58. Le compétitivité des Rdc ● Retour sur l'étude Amorce Comparaison également réalisée pour d’autres types de logements : ● Bâtiment peu performant (300 kWh/m2/an) ● Parc social moyen (170 kWh/m2/an) ● Bâtiment RT2005 (120 kWh/m2/an) ● A voir sur le site d’AMORCE pour la dernière édition (réservée adhérents) ou ici pour les éditions précédentes : http://reseaux-chaleur.cerema.fr/ (chercher « enquête amorce »)
  59. 59. La compétitivité des RdC ● Retour sur l'étude Amorce En coût global enveloppe+chauffage les RC sont les plus économes
  60. 60. Le compétitivité des RdC ● Dans le temps 13 juin 2014 – Bases juridiques des réseaux de chaleur
  61. 61. La compétitivité des RdC ● L’évolution des prix AugmAuegmnetnattaitoionn een n4 a4n sa :n 2s0 %: 20 % Augmentation moyenne annuelle : 4,75 %
  62. 62. La compétitivité des RdC ● L’évolution des prix Chauffage classique RdC classique RdC basse température Augmentation limitée grâce à la part fixe stable et majoritaire
  63. 63. Modèle économique des RdC ● L’évolution des prix Ce qui peut sembler être un avantage (contrôle de la facture) peut être un inconvénient : ● Acceptation de l'usager d'un abonnement élevé ● Acceptation des autorités (politique de réduction et contrôle de sa consommation)
  64. 64. Le compétitivité des Rdc ● Dans le temps ● Prix de vente de la chaleur ● Augmentation en 4 ans de 20 % ● Augmentation moyenne annuelle de 4,75 % ● Prix de vente du gaz (TRV) ● Augmentation en 4 ans de 39 % ● Augmentation moyenne annuelle de 9,2 %
  65. 65. Des investissements dont les bénéfices sont à considérer sur le long terme → Un coût initial important et des efforts supplémentaires à consentir pour porter les projets → Des réflexions à mener pour conforter la viabilité économique du projet → Un système compétitif en moyenne nationale
  66. 66. Direction territoriale Ouest Pôle Réseaux de Chaleur reseaux-chaleur@cerema.fr Retrouvez toutes nos publications sur reseaux-chaleur.cerema.fr →

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