Catégorie : Actualités

Le Greenhouse Gas Protocol :

 Le Greenhouse Gas Protocol (GHG Protocol), l’organisme responsable de l’élaboration de standards internationaux dans le calcul du bilan carbone a édité un nouveau guide concernant la prise en compte de la consommation d’électricité. Cette initiative conjointe du World Resources Institute et du World Business Council for Sustainable Development cherche à promouvoir et à mettre en place un système normalisé et international de comptabilité carbone.

Grâce à cette standardisation, ces acteurs visent une meilleure coordination des objectifs climatiques pour les organisations à l’échelle mondiale. L’Association Bilan Carbone (ABC) organisme de référence en France, indique que sa dernière version du Bilan Carbone® est compatible avec les standards du GHG Protocol.

Scope 2 :

La plupart des entreprises et organisations sont obligées d’acheter de l’électricité produite par des structures extérieures. Il est donc difficile pour elles de réaliser un calcul de leur empreinte carbone en intégrant les émissions de cette électricité achetée.

C’est pour répondre à cette question récurrente que le GHG Protocol a publié, suite à plus de deux ans de concertation, un guide définissant une méthode précise de comptabilité. Cette méthode concerne les émissions de gaz à effet de serre (GES) liées à la consommation d’électricité achetée à une entreprise extérieure (scope 2). Il faut en effet noter que le GHG Protocol a aussi mis en place des guides pour les émissions de GES directes telles que celles liées aux transports et aux bâtiments (scope 1) et les émissions indirectes telles que celles liées à l’extraction de matériaux achetés par l’entreprise ou celles liées au transport des salariés et des clients (scope 3).

Les deux piliers de Scope 2 :

Le guide propose aux organisations de répertorier leurs émissions de gaz à effet de serre (GES) provoquées par leur consommation d’électricité selon deux méthodes complémentaires. Il faut par ailleurs préciser que le GHG Protocol oblige les organisations à réaliser ce calcul selon les deux méthodes qui vont suivre. Une fois le résultat obtenu et les émissions de GES provoquées par l’achat électricité (scope 2) connues, l’organisme en question peut choisir entre les deux résultats correspondant aux deux méthodes celui qu’il décide d’utiliser et doit le spécifier. Le Scope 2 peut ensuite être agrégé aux Scopes 1 et 3 pour connaître le bilan carbone global.

• Méthode 1 : la localisation

Cette méthode consiste à calculer les émissions de GES en fonction des émissions moyennes de la production d’électricité dans une zone donnée. Ainsi, en France par exemple, on multiplie le nombre de KWh consommés par un facteur d’émissions moyennes de gaz à effet de serre pour un KWh d’électricité produit au sein de l’hexagone. Ce calcul est réalisé par le réseau de transport RTE.

• Méthode 2 : Le choix de l’électricité consommée grâce aux garanties d’origine.

Une entreprise ou une organisation peut effectuer un bilan basé sur son choix de source d’électricité consommée. En d’autres mots, cela signifie que l’entreprise doit effectuer un bilan carbone à partir des émissions de chaque centrale lui fournissant de l’électricité. Ainsi, l’électricité se doit d’être tracée pour pouvoir assurer un suivi du bilan carbone Scope 2.

En Europe, le seul outil contractuel qui permette de tracer l’électricité est la Garantie d’Origine. À noter qu’elle fonctionne uniquement pour l’électricité provenant des centrales de production vertes (les énergies renouvelables).

En obtenant des garanties d’origine, l’organisation s’assure que le volume d’électricité qu’elle a soutiré du réseau, du fait de sa consommation, correspond à un volume d’électricité renouvelable injecté dans ce réseau. Pour les organisations qui choisissent de ne pas obtenir de Garanties d’Origine, la comptabilité carbone issue de la méthode de marchée se basera sur ce qu’on appelle le « mix résiduel ». Le mix résiduel est le mix de production dans un pays corrigé des imports et exports d’électricité et dont sont soustraites les garanties d’origine utilisées.

Ainsi, avec les Garanties d’Origine les organisations qui choisissent de consommer de l’électricité produite par les énergies renouvelables peuvent considérablement réduire leur empreinte carbone.

 

L’Etat a annoncé vouloir modifier son soutien aux énergies renouvelables sur injonction directe de la Commission Européenne. Le mécanisme des tarifs d’achat garanti sera remplacé par une vente directe sur le marché de l’électricité, assortie d’une prime versée par l’Etat qui comblera la différence entre prix de marché et un prix cible maximal.

Ce changement a été salué par les acteurs du secteur. Ainsi, ce système de prime variable a le double avantage de permettre aux producteurs de continuer à bénéficier d’un tarif garanti tout en obligeant les acteurs à améliorer leurs prévisions de production et à participer aux mécanismes de formation des prix de gros.

Au final, qu’est ce que cette modification réglementaire va changer ?

Pour les consommateurs, cela ne change rien :

En tant que clients, nous payons dans notre facture une taxe, la Contribution Service Public de l’Electricité (CSPE), destinée pour partie à financer le soutien public aux énergies renouvelables. Le prix de l’électricité produite à partir d’électricité renouvelable est déterminé par l’Etat et est garanti au producteur. Il ne reflète donc pas une réalité de marché mais constitue un prix incitatif voué à développer les énergies renouvelables. Des limites de ce système sont notamment la sur-rémunération de projets d’investissement et la sous-optimisation du parc de production concerné. Comme nous l’avons souligné dans un article précédent, cette taxe est en hausse constante depuis plusieurs années.

 Dans le mécanisme tel qu’il existait avant cette réforme, l’Etat via EDF, rachetait à un tarif fixé à l’avance et de manière certaine l’électricité des producteurs renouvelables.

Avec le nouveau mécanisme, le producteur va vendre son électricité directement sur le marché et ensuite toucher une prime de la part de l’Etat qui couvrira la différence entre le prix d’achat sur le marché et le tarif fixé contractuellement entre l’Etat et le producteur.

 Au final, les systèmes sont sensiblement équivalents. Le mode de financement est une rémunération par le contribuable de la production électrique à des prix fixés hors du marché. La CSPE devrait logiquement continuer sa croissance.

 Une meilleure intégration de l’électricité verte au marché, avec de nombreuses exceptions :

Désormais, les producteurs sont obligés de commercialiser eux-mêmes leur électricité sur le marché, ce qui va donc faciliter l’intégration de l’électricité verte au marché. Ainsi, les producteurs émettrons des ordres dans la bourse d’électricité EPEX spot et devront gérer les écarts.

Comme c’est désormais le cas en Allemagne qui utilise également ce mécanisme, il existe une réelle et importante valeur ajoutée en termes de prévision. Les producteurs, sont incités à réaliser des prévisions de production plus justes car tout écart entre ce qui est prévu la veille et réalisé sera valorisé aux prix des écarts qui peuvent être très défavorables aux producteurs.

Néanmoins, il existe de nombreuses exceptions, ce qui devrait limiter l’impact de cette modification réglementaire. Ainsi, les petites installations pourront encore bénéficier de mécanismes d’obligation d’achat et les installations non matures technologiquement pourront profiter d’un soutien au titre de l’innovation. Enfin, notons que l’éolien terrestre bénéficie d’un régime à part qui lui permet de bénéficier d’un tarif d’achat garanti pendant encore dix ans, sans obligation d’appliquer le nouveau cadre à partir du 1^er Janvier 2016.

 Ainsi, en favorisant une meilleure intégration au marché de l’électricité verte, cette réforme permettra de réduire la déstabilisation du marché causée par l’électricité financée par l’obligation d’achat. Néanmoins, le consommateur n’est toujours pas impliqué dans le mécanisme décisionnel et sa responsabilisation, qui est possible avec les garanties d’origines (https://origo-renouvelable.com/2014/09/03/la-garantie-dorigine/) n’est pour le moment pas de mise. En conclusion, l’électricité renouvelable n’est toujours pas financée par une demande de marché ce qui limite sont développement de manière efficiente.

• La campagne RE100

The Climate Group, une ONG internationale en pointe sur les questions climatiques, partage le constat de bon nombre d’observateurs : la transition énergétique ne se fera pas sans un engagement des entreprises du secteur privé. Ces organisations, de plus en plus conscientes qu’elles évoluent dans un environnement social et écologique qui interagit avec elles, sont désormais nombreuses à s’engager vers des pratiques plus soutenables.

La campagne RE100 a donc pour objectif ambitieux d’accompagner 100 des plus grosses entreprises mondiales vers plus de responsabilité, notamment en matière climatique. Pour participer à cette (r)évolution vers une fourniture énergétique décarbonée, la solution est de s’engager vers une fourniture 100% renouvelable de l’électricité de ces entreprises volontaires.

Les avantages sont nombreux. Ainsi, le CDP (ex Carbon Disclosure Project), partenaire du projet, a montré que passer à une électricité 100% renouvelable a des conséquences positives en matière de sécurité d’approvisionnement, permet de mieux gérer les fluctuations des prix de l’énergie, donne une meilleure image de l’entreprise et permet de réduire son bilan carbone.

• Les garanties d’origine : seul mécanisme pouvant garantir le 100% renouvelable

Pour mener à bien le « voyage vers les 100% », The Climate Group se réfère à l’utilisation des garanties d’origine. Ces certificats, qui comme leur nom le laisse à penser, garantissent l’origine renouvelable de l’électricité, permettent aux consommateurs de choisir et d’être sûrs de leur consommation. Garanti par des contrôles stricts et par le teneur de registre, véritable clé de voûte du système, le mécanisme des garanties d’origine permet de tracer de manière fiable l’électricité du producteur au consommateur.

Plébiscitées par les leaders d’opinion en Europe comme outre-Atlantique, les garanties d’origine sont donc les pavés sur lesquels les entreprises du projet RE100 marchent pour arriver à leur objectif. Une route fiable pour être sûr d’arriver à bon port.

• Mars, Philips, H&M ou BT, les entreprises répondent présentes

 Suite au lancement de l’appel RE100, de nombreux groupes se sont engagés vers une transition durable de leur approvisionnement énergétique.

 Pour plus de détails sur ces engagements, dirigez vous sur le site de l’initiative via le lien ci-dessous :

 https://www.there100.org/

Cette semaine marque le début au Sénat des débats concernant la loi sur la transition énergétique, votée par l’Assemblée Nationale durant l’automne dernier. Pourtant, avant même la fin du processus de navette parlementaire, Ségolène Royal a déjà annoncé que le soutien de l’Etat à la production des énergies renouvelables (EnR) allait vraisemblablement être modifié. Devant les acteurs du secteur, réunis Vendredi 16 Janvier, la ministre de l’Ecologie a ainsi assuré que « la montée en puissance des ENR n’attend pas le vote de la loi », preuve si il en est de sa motivation a agir au plus vite.

• Une meilleure intégration de l’électricité verte au marché :

Le mécanisme des tarifs d’achat garanti qui était de rigueur jusqu’alors va être remplacé par une vente directe sur le marché de l’électricité, assortie d’une prime versée par l’Etat qui comblera la différence entre prix de marché et un prix cible maximal. Ce nouveau mécanisme, qui juxtapose marché et Etat devrait permettre à la fois de réduire les dépenses de la collectivité pour soutenir les EnR et de promouvoir une meilleure intégration de l’électricité verte sur les marchés.

Bien que le prix de rachat ne soit plus garanti aux producteurs jusqu’à 15 ans à l’avance comme c’était le cas jusqu’à maintenant, « ce système de prime variable est celui qui nous paraît le plus sécurisant pour les producteurs, puisqu’ils continueront de bénéficier d’un tarif garanti », indique Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables cité par Les Echos.

• Qui se concrétise dans un cadre européen contraignant :

Cette évolution de politique publique fait suite aux nouvelles lignes directrices annoncées par la Commission Européenne en Juin 2014. Ces dernières obligent les Etats membres à modifier leurs mécanismes de soutien à l’électricité verte à partir du 1^er Janvier 2016.

 A ce titre, la Commission opère un distinguo entre les installations, en fonction de leur taille et de leur maturité. Ainsi, les petites installations pourront encore bénéficier de mécanismes d’achats garantis, les installations non matures technologiquement pourront profiter d’un soutien au titre de l’innovation et dernière exception, dans certains cas particuliers, il est encore possible de faire prévaloir le régime des appels d’offre (ex : éolien offshore).

 Enfin, notons qu’une certaine injustice, traduisant sans doute une préférence de la Commission Européenne, règne au sein du monde des EnR. Ainsi, l’éolien terrestre bénéficie d’un régime à part qui lui permet de bénéficier d’un tarif d’achat garanti pendant encore 10 ans, sans obligation d’appliquer le nouveau cadre à partir du 1^er Janvier 2016.

 

 

 

• La CSPE augmente de 3 euros par MWh au 1^er Janvier 2015 :

La CSPE (Contribution au Service Public de l’Electricité) augmente de 3€/MWh en ce début d’année 2015, ce qui aboutit à une hausse d’environ 2,5 % sur la facture des ménages. Cette taxe rémunère plusieurs pôles de dépenses, comme la péréquation entre les régions ou le tarif de solidarité. Mais pour les deux tiers de son montant, cette taxe sert à financer les politiques publiques de soutien à l’électricité renouvelable, en vertu des articles L.311-10, L.314-1 et L.121-27 du Code de l’énergie. Le mécanisme est simple : l’Etat finance la différence qu’il existe entre le prix d’achat de l’électricité sur les marchés de l’électricité et le tarif d’achat garanti au producteur d’énergie renouvelable.

• En hausse continue depuis près de 10 ans, la CSPE devrait encore augmenter de plus de 50% dans les dix prochaines années :

 

La CSPE atteint donc désormais 19,50 euros/MWh et représente 15% de la facture annuelle moyenne des consommateurs résidentiels. Compte tenu des objectifs européens en ce qui concerne la part de l’électricité renouvelable dans le mix énergétique, il est évident que la CSPE devra continuer à suivre la tendance visible sur ce graphique et augmenter encore pour financer l’afflux d’électricité renouvelable sur le réseau.

Ainsi, comme cela est visible sur ce graphique de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE), cette hausse, bien qu’importante, ne suffit pas à couvrir les charges de service public et creuse le manque à gagner d’EDF. La CRE préconise donc une hausse beaucoup plus importante de la CSPE que celle qui est visible actuellement. Selon les prévisions de ses experts, cette taxe devrait atteindre 30 euros/MWh à l’horizon 2025, une hausse de près de 50% en dix ans nécessaire pour couvrir des charges qui s’élèveraient à près de 11 milliards d’euros à la même date.

• La hausse de la CSPE, un « souci ». La solution des garanties d’origines ? :

Selon Jean-Bernard Levy, le PDG récemment nommé d’EDF, la « croissance rapide [de la CSPE] est un souci ». Cité par Les Echos, il juge que «  Nous devons réfléchir au déséquilibre que constituent les conditions faites à certains investisseurs énergéticiens et aux conséquences qu’elles emportent sur les investissements portés par EDF ».

Au delà des conséquences que cette hausse aura sur les acteurs du secteur, il convient de rappeler que le consommateur, qui n’a pas le choix, est également impacté par une telle mesure. Les garanties d’origine, qui permettent au consommateur d’être placé au centre la décision de consommer vert, sont une alternative au financement de l’électricité verte par l’Etat. Ainsi, en étant impliqué à une décision transparente, le consommateur est responsabilisé et convaincu de sa démarche.

 

 2013, année noire pour l’électricité verte espagnole :

 En 2013, devant le déficit tarifaire colossal du système électrique espagnol, en grande partie du fait des subventions distribuées massivement pour financer la transition énergétique, le gouvernement espagnol décide de mettre un terme aux soutiens publics aux énergies renouvelables (EnR). S’annonce alors une période difficile pour les acteurs du secteur, industriels comme investisseurs. (Lire aussi sur le sujet l’article de The Economist.)

 

Un décret réaffirmé par la justice :

Le 14 Octobre dernier, la Cour Suprême a réaffirmé la validité du décret suite aux centaines de plaintes déposées contre lui par tous les acteurs du secteur. D’Iberdrola (premier producteur d’énergie éolienne mondial) à la foultitude de PME, tous décrient en effet l’arrêt des subventions qui ont permis une transition énergétique rapide. Les EnR représentent en effet désormais 30% de la production d’électricité du pays.

 Les juges ont cependant estimé que ces dépenses publiques massives n’avaient pas lieu d’être dans un contexte d’austérité. Ils soulignent par ailleurs le fait que la croissance du déficit tarifaire du système électrique espagnol, qui atteignait 26 Mds d’euros en 2013, a été quasiment stoppée.

 

Coup dur pour le secteur des EnR :

L’arrêt net et brutal des subventions publiques, qui avaient pourtant été colossal au début du programme de transition (10 Mds d’euros par an pendant 5 ans) est un coup dur pour le secteur des EnR. En effet, alors même que les infrastructures renouvelables nécessitent des investissements sur le long terme, ce retournement de situation a plongé bien des entreprises dans le rouge. Pour Marcelino Munoz, porte-parole de l’association des entreprises des énergies renouvelables, le tiers des entreprises du secteur vont disparaître, faute d’une assise financière assez solide. Cela se traduit déjà par la perte de 20 000 emplois en 2013.

 

Le bien fondé des subventions aux EnR questionné :

Ce fait d’actualité illustre parfaitement ce en quoi nous croyons chez Origo. Si il est nécessaire de subventionner l’électricité renouvelable dans des situations précises et ponctuelles (développement de l’éolien offshore par exemple), le fait de soutenir massivement le secteur sur les deniers publics est la plupart du temps contre-productif. Il existe en effet des risques importants pour les producteurs (remise en question du cadre de soutien comme c’est le cas en Espagne) comme pour les contribuables (augmentation importante des taxes pour soutenir les EnR).

 Mieux vaut alors que ce soit le consommateur, et non le contribuable, qui paye de manière volontaire pour un produit auquel il reconnaît sa qualité verte. Cela est possible grâce la consommation d’électricité verte certifiée par des garanties d’origine. En effectuant un acte d’achat volontaire, en acceptant de payer pour un produit de qualité, le consommateur valide le fait qu’il faille investir dans des moyens de production propres et favorables au développement du pays.

ENTSO-E ?

ENTSO-E , pour European Network of Transmission System Operators (Réseau Européen des Opérateurs de Systèmes de Transmission) est une organisation rassemblant 41 opérateurs de transmissions électriques de 34 pays européens. A titre d’exemple, RTE est le représentant de la France au sein d’ENTSO-E. Le but de cette association est de promouvoir une meilleure circulation de l’électricité au sein de l’espace européen, grâce notamment à un renforcement des interconnexions.

Le rapport Yearly Statistics and Adequacy Retrospect (YS&AR)

Ce rapport, que l’on traduirait en français par « Statistiques annuelles et Rétrospective de l’adéquation » est publié une fois l’an par ENTSO-E. Il rassemble toutes les statistiques et les données compilées des différents gestionnaires de réseaux européens pour l’année précédent sa date de publication (ainsi, le rapport paru cette année 2014 couvre l’année 2013). A ce titre, il est une véritable mine d’informations pour les décideurs et les analystes du secteur de l’électricité.

 

Les enseignements du rapport YS&AR 2014

Les chiffres de ce rapport concernent comme nous l’avons évoqué l’année 2013. De ce rapport, nous pouvons tirer 3 informations principales sur la consommation d’électricité, les interconnexions entre pays et la puissance installée.

o   Une consommation d’électricité en baisse :

En 2013, la consommation d’électricité conserve les tendances à la baisse que l’on constate en Europe depuis 2010. La baisse cumulée depuis 2010 atteint désormais 86 TWh, ce qui signifie une baisse de la consommation d’électricité de 2,6% entre 2010 et 2013 en général sur l’ensemble des pays concernés. Ainsi, sur l’année 2013, seuls 11 pays sur 36 ont connu une hausse de leur consommation d’électricité. Précisons que ceci n’est pas une conséquence de températures clémentes puisqu’en moyenne la température a été inférieure de 0,8°C en 2013 par rapport à 2012.

o   Des interconnexions en baisse :

Consécutivement à la baisse de l’électricité consommée, on observe sur l’année 2013 une rétractation des quantités d’électricité ayant transité d’un pays vers un autre. Ainsi, en 2013, les exportations et les importations ont été respectivement inférieures de 2,1% et de 2,6% par rapport à l’année 2012.

Au final, la balance des échanges sur 2013 révèle un système exportateur net à l’échelle européenne comme cela a été le cas en 2012.

o   Une hausse de la puissance installée :

La puissance installée a augmenté de 10,2GW entre 2012 et 2013, principalement portée par l’Allemagne (+6 ,7GW) et l’Espagne (+ 3,7 GW). Ainsi, la puissance installée totale est passée de 982,2 GW à 992,4 GW entre 2012 et 2013. Cependant, cette hausse a été inférieure au total à celle ayant eu lieu entre 2011 et 2012 (+43 GW).

Il est intéressant de remarquer que la répartition de la puissance installée entre les différentes énergies continue son évolution. Ainsi, en 2012 46,8% de la puissance reposait sur les énergies fossiles et 36,5% sur les énergies renouvelables. En 2013, la part des EnR augmente de près de 2% à 38,4% tandis que celle des énergies fossiles perd 1% à 45,3%.

Enfin, il faut noter également l’accroissement de la « Puissance Indisponible » qui augmente de 13,6 GW. Pour le rapport, il s’agit d’une conséquence de l’augmentation de la part des énergies renouvelables, qui sont assez souvent indisponibles du fait de leur intermittence.

 

Comme chaque semestre, RTE, ErDF, l’ADEeF (Association des Distributeurs d’Électricité en France) et le SER (Syndicat des énergies renouvelables), s’associent pour publier un état des lieux détaillé de l’évolution des énergies renouvelables en France. Les professionnels nous livrent donc leurs conclusions pour le premier semestre 2014 dans un rapport que nous vous invitons à consulter.

• Fait marquant : la bonne santé de l’éolien et du solaire PV

Comme nous l’avions évoqué précédemment, le secteur des énergies renouvelables et en particulier l’éolien et le solaire photovoltaïque se porte bien. Les mesures administratives de simplification semblent porter leurs fruits tant et si bien que, comme l’affirme le rapport, les puissances éoliennes et photovoltaïques raccordées au 1^er semestre 2014 ont pratiquement doublé par rapport au 1^er semestre 2013.

De son côté, avec plus de 25 400 MW installés en France, la filière hydraulique reste encore aujourd’hui la première des énergies électriques de source renouvelable loin devant l’éolien (8 575 MW mi-2014) et le solaire PV (4 763 MW mi-2014).

• Éolien au Nord, solaire au Sud

Les schémas proposés dans le rapport sont tout à fait explicites : les dispositions des centrales renouvelables sont tout à fait logiques sur le plan géographique. Ainsi, les parcs éoliens se situent majoritairement au Nord et à l’Ouest, avec une poussée notable dans la vallée du Rhône et sur le Languedoc.

Quant aux fermes photovoltaïques, bien que la plus importante soit localisée aux environs de Nancy, elles se trouvent en majorité dans la partie Sud de la France, profitant très logiquement du grand ensoleillement de cette région.

Enfin, on peut rappeler l’importante concentration des capacités de productions hydroélectriques dans le Sud, notamment en Rhône-Alpes, qui à elle seule totalise près de 40% de la puissance de production raccordée.

Au final, se pose donc la question du transfert d’électricité entre le Nord et le Sud de la France, chaque partie de l’hexagone se positionnant très logiquement sur des sources d’énergie intermittentes ayant leur régime de production propre. Ainsi, les questions d’interconnexion sont incontournables, puisque seule une très bonne circulation de l’électricité permettra de puiser dans le soleil du Sud l’électricité nécessaire pour alimenter le Nord si le vent tombe et vice versa.

2014 marque l’arrêt de la baisse continue des raccordements éolien et solaire photovoltaïque (PV) qui ont marqué la fin de chaque année depuis 2010, selon les chiffres provisoires du « tableau de bord éolien-photovoltaïque » publié par le Commissariat Général au Développement Durable (CGDD).

• La bonne santé de l’éolien en 2014 :

L’année 2014 est une bonne année en termes de puissance raccordée dans le secteur de l’éolien. En effet, cette dernière a été de 600 MW entre janvier et septembre 2014 alors que l’ensemble des installations raccordées en 2013 n’ont totalisé que 581 MW de puissance. Grâce à ces importants raccords, la puissance du parc éolien français s’élèvait à 8 807MW à la fin de septembre 2014. Il faut cependant noter que le niveau de puissance raccordé au troisième trimestre semble, selon les chiffres provisoires fournis par le CGDD, inférieur à celui du second trimestre.

En ce qui concerne la production, celle-ci a fait un bond de 16% par rapport à la production éolienne de 2013. Ainsi, on atteint plus de 11,6 TWh entre janvier et septembre 2014. La production éolienne représente ainsi 3,5% de la consommation électrique nationale sur la période.

• Le soleil brille pour le solaire PV :

Le constat de bonne santé du secteur éolien s’applique également au solaire PV, qui reprend des couleurs par rapport à une année 2013 en demi-teinte. Ainsi, on constate une hausse de 53% de la puissance raccordée sur la période de janvier à septembre 2014 par rapport à la même période en 2013. Cette tendance de croissance est principalement portée par la mise en activité de grands projets, d’une puissance supérieure à 250 kW, qui représentent à eux seuls près des 2/3 de la puissance installée. Par ailleurs, l’année va sans doute se terminer en beauté pour les acteurs du secteur puisque le rapport CGDD annonce une accélération conséquente des raccordements au fil des trimestres depuis janvier.

Quant à la production, elle progresse de 25% par rapport à l’année 2013 et représente désormais 1,4% de la consommation électrique de l’hexagone.