Analyse de 45 opérations de réseaux de chaleur au bois en France

Chaufferie Tra le Bos à Egletons (Corrèze)

Chaufferie Tra le Bos à Egletons (Corrèze)

Cinq bureaux d’études viennent de réaliser une synthèse statistique des données techniques, économiques et tarifaires de 45 réseaux de chaleur au bois dans la gamme de 1 à 10 MW, pour lesquels ils ont exercé une mission d’assistance à maître d’ouvrage. Cette synthèse est une mise à jour d’une première approche de 2011, à partir de 35 réalisations de réseau de chaleur au bois. Dix nouveaux projets sont venus étoffer la base de données de l’étude. 

Les données

Afin que les opérations soient comparables, tous les coûts d’investissements, d’exploitation et de combustibles, ainsi que les prix de la chaleur ont été recalculés en € de 2013, à partir de l’indice général des prix à la consommation. Les tarifs réels pratiqués actuellement peuvent donc être légèrement différents des valeurs recalculées et probablement légèrement supérieurs. Depuis dix ans, les prix à la consommation ont augmenté de 1, 6% en moyenne par an et les indices utilisées dans les contrats de concession ont connu des augmentations annuelles comprises entre 2,5 et 3,2%. Par contre, le terme de la facture correspondant à l’amortissement des ouvrages et équipements n’est pas réévalué et reste constant tout au long de la durée de vie des installations. Pendant la même période, le gaz naturel et le fioul domestique ont augmenté respectivement de 7% et 9 % par an. Le raisonnement en euros constants utilisé pour comparer entre elles des opérations réalisées à des dates différentes a semblé le plus légitime pour s’affranchir des situations particulières qui ont pu subvenir depuis le démarrage de chaque projet.

Les prix de la chaleur présentés ne sont donc pas nécessairement ceux en vigueur actuellement pour les différentes opérations considérées, mais s’en approchent sensiblement. On soulignera à ce propos que la moyenne des prix de la chaleur de l’étude auquel on parvient (69 € TTC /MWh) correspond exactement à ceux de l’étude d’Amorce réalisée en 2012 sur 150 réseaux de chaleur au bois (données fournies par les collectivités et non recalculés en ce qui les concerne).

Analyses

Sur les 45 opérations en fonctionnement, en construction ou en cours de montage / finalisation :

  • 36 collectivités (80 %) ont choisi la Délégation de Service Public. Dans la quasi- totalité des cas, il s’agit d’une concession ;
  • 9 collectivités (20 %) ont opté pour la régie communale ou intercommunale. Si le champ de l’analyse avait inclus les chaufferies < 1 MW, la part des régies aurait été plus importante.

Présentation d’une opération type par classe de taille

La densité thermique (énergie livrée en sous station/mètres linéaire de réseau) est un critère important à prendre en compte pour limiter le coût des travaux et les pertes réseau, ramenés au MWh livré. Ceci-étant, on peut constater dans le graphique ci-dessous une faible corrélation entre taille de projet et densité thermique : celle-ci dépend beaucoup de la configuration urbanistique de la ville ou du quartier dans lequel est mis en oeuvre le projet autrement dit de la dispersion des bâtiments à desservir. Sur les 45 opérations analysées, 1/3 ont un ratio de densité thermique inférieur à 2.5 MWh/m (ces dernières seraient donc pénalisées par le nouveau plafonnement des aides), et moins de 20 % ont un ratio supérieur à 5 MWh/m, situation qui se présente surtout dans les grandes villes (>100 000 habitants), a priori moins concernées par le réseau de chaleur au bois que les villes moyennes.

Densité thermique

Le pourcentage moyen des subventions attribuées à l’ensemble des projets s’est élevé à 44%. L’ensemble de ces aides permet d’atteindre un prix moyen de la chaleur de 69 € TTC/MWh utiles (en € 2013) et d’abaisser le prix moyen de la chaleur de 17 €/MWh, soit un peu plus de 25 %, par rapport à un prix de revient de la chaleur qui n’aurait bénéficié d’aucune subvention (86 €/MWh). Attention, il ne s’agit pas de la décote au démarrage de l’opération mais de l’écart que l’on peut constater en 2013 par rapport à un coût de référence fioul ou gaz qui a connu des augmentations très supérieures à l’inflation.
Coût de la chaleur

Les prix de vente de la chaleur livrée aux usagers 

Toutes les chaufferies et réseaux ont été (ou seront) mis en service entre 1999 et 2014. Les tarifs (ramenés en € 2013) sont pris en compte à la date de la finalisation du contrat au plan administratif et sont donc antérieurs (12 à 18 mois) à la date de mise en service effective. Ces tarifs sont réévalués ensuite selon des clauses d’indexation figurant dans les contrats de concession ou les règlements de service des régies.

Les réseaux de chaleur doivent s’équilibrer en recettes et en dépenses : pas de péréquation tarifaire contrairement à ce qui prévaut (ou a prévalu) pour d’autres énergies (gaz et électricité).

Comme on peut le constater ci-dessus, les prix de la chaleur (ramenés en € 2013) sont extrêmement variables d’une opération à l’autre, avec un écart qui va du simple au double entre les réseaux où les abonnés supportent le coût le plus élevé (légèrement supérieur à 100€/MWh) et le moins cher (moins de 50 €/MWh).

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Pour chaque projet on aboutit à un prix différent de la chaleur distribuée, qui dépend de très nombreux paramètres :

  • Taille du projet (puissance, quantité d’énergie distribuée, longueur du réseau, nombre de sous-stations…) ;
  • Effet d’échelle en termes d’investissement, de coûts d’exploitation et de gestion du service public ;
  • Coût des approvisionnements en combustible bois ;
  • Niveau des subventions obtenues…

Le nuage de points ci-après présente les prix de la chaleur en fonction de la taille des projets : globalement, et ça n’est pas une surprise, plus la quantité d’énergie livrée par le réseau est élevée, plus le prix de la chaleur résultante rendue en sous-station est faible (avec évidemment des situations particulières, avec des écarts par rapport à la moyenne liés aux contraintes propres à chaque site). On notera une augmentation du prix de la chaleur importante entre les opérations réalisées avant 2009 (58 € TTC/MWh) et les suivantes (74 € TTC/MWh), mais une relative stabilisation des tarifs entre la période 2009-2010-2011 et celle de 2012 à aujourd’hui.

Chaleur distribuée

Ce double constat appelle les commentaires suivants :

Une comparaison en coût global et la nécessité d’établir un coût de référence correspondant à la situation de l’ensemble des usagers. On effectue une comparaison en coût global entre la chaleur dite de référence (fioul domestique, gaz naturel) et la chaleur distribuée par le réseau de chaleur bois (combustible bois + appoint + exploitation + amortissement des ouvrages et équipement).

Selon la taille des projets, le coût de la chaleur de référence n’est pas nécessairement le même pour chaque usager puisqu’elle dépend :

  • de l’énergie utilisée (fioul domestique, gaz, électricité)
  • du tarif dont il bénéficie (notamment pour le gaz naturel)
  • des coûts d’entretien/maintenance des installations en place et de renouvellement à prévoir.

Des coûts de référence moyens sont présentés en Annexe 2 par catégorie de projets. Cependant, il faut être très prudent car on compare deux moyennes et le coût de référence de tel ou tel usager peut s’écarter sensiblement de l’ensemble des usagers d’un même projet.

La tarification binôme 

La facturation de la chaleur fait l’objet d’une tarification binôme qui résulte d’une circulaire de 1982 :

  • Terme R1, énergie calorifique mesurée au compteur et correspondant aux combustibles consommés (bois + appoint)
  • Terme R2, abonnement selon la puissance souscrite (ou une répartition forfaitaire), correspondant à tous les postes d’exploitation et de gestion du service public.

Pour l’ensemble des projets analysés, on aboutit à la répartition suivante (après subventions) : R1-R2

Comme on peut le voir dans le tableau ci-dessus, le poids des charges fixes facturées sous forme d’abonnement est particulièrement élevé (entre 50 et 60 % selon les projets) puisqu’il est la contrepartie de l’amortissement des infrastructures et équipements (après subvention) et des charges d’exploitation particulièrement lourdes pour une chaufferie à combustible solide alimentant un réseau de chaleur.

Le poids du terme R2 (56 % en moyenne) serait encore plus important s’il n’y avait pas les subventions qui abaissent les charges d’amortissement (R24) à hauteur de 25% de la facture totale.

Les bureaux d’études ont constaté, à l’occasion de la mise en oeuvre des 45 projets analysés, que cette structure tarifaire soulevait beaucoup de difficultés et rendait particulièrement difficile la commercialisation des polices d’abonnement (le raccordement des usagers pressentis n’étant pas obligatoire et soumis à l’accord de chacun).

De nombreux acteurs en charge de la promotion des réseaux de chaleur au bois considèrent que la répartition actuelle entre charges variables (comptage de la chaleur) et charges fixes (abonnement) pour les réseaux bois n’est pas satisfaisante. Notre propre expérience nous invite à proposer une évolution de cette structure tarifaire pour plusieurs raisons :

  • Elle est très mal acceptée par les usagers qui ne comprennent pas que le poids des charges fixes soit aussi élevé, ces derniers raisonnant par analogie avec les abonnements du gaz ou de l’électricité. Cette tarification, mal comprise, entraîne des difficultés pour commercialiser les polices d’abonnement. Elle est en pratique inapplicable aux petits consommateurs, notamment aux maisons particulières ;
  • Elle répond mal au principe d’équité/égalité de traitement entre les usagers, puisque contrairement à l’énergie mesurée au compteur, le calcul de l’abonnement est effectué d’un projet à l’autre selon des critères variables (puissance de la sous-station calculée et corrigée par un coefficient lié au profil de consommation de l’usager) ;
  • Elle n’est pas vertueuse car elle n’incite pas les usagers à faire des efforts d’économies d’énergie : en pratique, la part fixe de la facture n’est pas directement affectée et la renégociation des abonnements est difficile, vu l’impact que cela a sur les recettes d’exploitation.

Les bureaux d’études proposent de s’orienter vers une tarification qui conserverait le principe du binôme mais en ayant :

  • Un premier terme qui reprendrait les charges variables actuelles et les charges d’exploitation (R21, R22), l’ensemble étant facturé en fonction des kWh mesurés au compteur et réévalué selon la part relative de chaque poste,
  • Un second terme qui représenterait exclusivement le gros entretien/renouvellement (GER = R23 actuel) et l’amortissement des installations (R24 actuel), facturé forfaitairement et répercuté dans les abonnements des usagers (la part amortissement n’étant pas réévalué comme c’est le cas aujourd’hui).

Ainsi, il y aurait une répartition équilibrée en deux parties :

  • 70 % de charges de combustibles et d’exploitation
  • 30 % de charges de GER et d’amortissement
Chaufferie régie communale de St Germain l’Herm, photo Debat

Chaufferie de St Germain l’Herm, photo Debat

Cette répartition se rapprocherait ainsi du modèle tarifaire des autres énergies (gaz et électricité) en réduisant le poids de l’abonnement, ce qui sera de nature à mieux faire accepter la tarification des réseaux de chaleur énergie renouvelable et par voie de conséquence la commercialisation des polices d’abonnement auprès des usagers.

Sans doute faudra-t-il prévoir un mécanisme d’ajustement de l’abonnement, dans l’hypothèse où la rigueur climatique de l’année s’écarterait sensiblement de la moyenne trentenaire (mesurées par les degrés jour en base 18 ), pour compenser le manque à gagner (ou la plus-value) sur la vente de kWh au compteur. On pourrait fixer dans les règlements de service une surcote ou une décote pour les années atypiques, dès lors que les DJU sortiraient d’une fourchette de plus ou moins 4% par rapport aux données trentenaires par exemple. Par contre, les non renouvellements d’abonnement ou les renégociations à la baisse (économies d’énergie) qui affectent les 2 termes de la facture devraient relever, le cas échéant, d’un autre système de garantie/péréquation des risques.

>> Télécharger l’étude complète (1,6 Mo)

Contacts des cabinets d’études : 

  • Biomasse Normandie (1999/2013), info@biomasse-normandie.org,
  • Calia Conseil(2002/2013), contact@caliaconseil.fr,
  • Ceden (2006/2011), secretariat@ceden.fr,
  • Debat (2002/2013), marc.maindrault.debat@best-energies.fr,
  • Kairos Ingenierie (2013), pierre.schneider@kairos-ingenierie.com.