L’évaluation complète des potentiels nationaux en matière de chaleur et de froid visée à l’article 25, paragraphe 1, comporte notamment les éléments suivants, sur lesquels elle se fonde:
Partie I
VUE D’ENSEMBLE DES SYSTÈMES DE CHALEUR ET DE FROID
1. La demande de chaleur et de froid exprimée en estimation d’énergie utile et de consommation d’énergie finale quantifiée en GWh par an, par secteur:
a) résidentiel;
b) services;
c) industrie;
d) tout autre secteur dont la consommation individuelle représente plus de 5 % de la demande nationale totale utile de chaleur et de froid.
2. La détermination ou, dans le cas du point a) i), la détermination ou l’estimation de l’approvisionnement actuel en chaleur et en froid:
a) par technologie, en GWh par an, si possible dans les secteurs visés au point 1, en distinguant l’énergie provenant de sources fossiles et renouvelables:
i) fournie sur site, sur des sites relevant du secteur résidentiel ou du secteur des services, par:
— des chaudières destinées uniquement à la production de chaleur,
— une cogénération chaleur/électricité à haut rendement,
— des pompes à chaleur,
— d’autres technologies et sources sur site;
ii) fournie sur site, sur des sites ne relevant pas du secteur des services ou du secteur résidentiel, par:
— des chaudières destinées uniquement à la production de chaleur,
— une cogénération chaleur/électricité à haut rendement,
— des pompes à chaleur,
— d’autres technologies et sources sur site;
iii) fournie hors site par:
— une cogénération chaleur/électricité à haut rendement,
— une chaleur fatale,
— d’autres technologies et sources hors site;
b) l’identification des installations qui produisent de la chaleur fatale ou du froid et de leur potentiel d’approvisionnement en chaleur ou en froid, en GWh/an:
i) les installations de production d’électricité thermique qui peuvent fournir ou peuvent être mises à niveau pour fournir de la chaleur fatale, dont la puissance thermique totale est supérieure à 50 MW;
ii) les installations de cogénération utilisant les technologies visées à l’ANNEXE II, partie II, ayant une puissance thermique totale supérieure à 20 MW;
iii) les usines d’incinération de déchets;
iv) les installations d’énergie renouvelable dont la puissance thermique totale est supérieure à 20 MW autres que les installations visées aux points i) et ii), qui produisent de la chaleur ou du froid en utilisant l’énergie produite à partir de sources renouvelables;
v) les installations industrielles d’une puissance thermique totale supérieure à 20 MW qui peuvent fournir de la chaleur fatale;
c) la part déclarée de l’énergie produite à partir de sources renouvelables et de chaleur ou de froid fatals dans la consommation d’énergie finale du secteur du réseau de chaleur et de froid au cours des cinq dernières années, conformément à la directive (UE) 2018/2001.
3. Les données agrégées sur les unités de cogénération des réseaux de chaleur et de froid existants, réparties selon cinq niveaux de puissance concernant:
a) la consommation d’énergie primaire;
b) l’efficacité globale;
c) les économies d’énergie primaire;
d) les facteurs d’émission de CO2.
4. Les données agrégées sur les réseaux de chaleur et de froid existants alimentés par cogénération, réparties selon cinq niveaux de puissance concernant:
a) la consommation d’énergie primaire globale;
b) la consommation d’énergie primaire des unités de cogénération;
c) la part de la cogénération dans l’approvisionnement des réseaux de chaleur ou de froid;
d) les pertes dues au système de réseau de chaleur;
e) les pertes dues au système de réseau de froid;
f) la densité de raccordement;
g) les parts des systèmes par groupe de température de fonctionnement.
5. Une carte couvrant la totalité du territoire national, qui, tout en préservant les informations sensibles d’un point de vue commercial, indique:
a) les zones de demande de chaleur et de froid résultant de l’analyse visée au point 1, en utilisant des critères cohérents pour se concentrer sur les zones à forte densité énergétique dans les municipalités et les conurbations;
b) les points d’approvisionnement en chaleur et en froid visés au point 2 b) et les installations de transport liées au chauffage urbain existants;
c) les points d’approvisionnement en chaleur et en froid du type décrit au point 2 b) et les nouvelles zones recensées pour le réseau de chaleur et de froid.
6. Une prévision de l’évolution de la demande de chaleur et de froid, afin de maintenir une perspective pour les trente années à venir, en GWh, compte tenu, en particulier, des projections pour les dix prochaines années, de l’évolution de la demande dans les bâtiments et dans différents secteurs industriels et de l’incidence des politiques et des stratégies relatives à la gestion de la demande, telles que les stratégies de rénovation des bâtiments à long terme prévues par la directive (UE) 2018/844 du Parlement européen et du Conseil.
Partie II
OBJECTIFS, STRATÉGIES ET MESURES POLITIQUES
7. La contribution prévue de l’État membre à ses objectifs généraux, objectifs spécifiques et contributions nationaux pour les cinq dimensions de l’union de l’énergie, telles que définies à l’article 3, paragraphe 2, point b), du règlement (UE) 2018/1999, apportée par des systèmes de chaleur et de froid efficaces, en particulier en ce qui concerne l’article 4, points b) 1) à 4), et l’article 15, paragraphe 4, point b), dudit règlement, précisant lequel de ces éléments vient s’ajouter par rapport au plan national intégré en matière d’énergie et de climat notifié conformément à l’article 3 et aux articles 7 à 12 dudit règlement.
8. Un aperçu général des politiques et mesures existantes décrites dans le rapport le plus récent soumis conformément aux articles 3, 20 et 21 et à l’article 27, point a), du règlement (UE) 2018/1999.
Partie III
ANALYSE DU POTENTIEL ÉCONOMIQUE D’EFFICACITÉ EN MATIÈRE DE CHALEUR ET DE FROID
9. Une analyse du potentiel économique des différentes technologies de chaleur et de froid est réalisée pour l’ensemble du territoire national au moyen de l’analyse coûts-avantages visée à l’article 25, paragraphe 3, et définit des scénarios alternatifs pour des technologies de chaleur et de froid plus efficaces et renouvelables, en établissant une distinction, le cas échéant, entre l’énergie provenant de sources fossiles et celle issue de sources renouvelables.
Les technologies suivantes devraient être prises en considération:
a) la chaleur et le froid fatals industriels;
b) l’incinération des déchets;
c) la cogénération à haut rendement;
d) les sources d’énergie renouvelables, telles que l’énergie géothermique, l’énergie solaire thermique et la biomasse, qui sont autres que celles utilisées pour la cogénération à haut rendement;
e) les pompes à chaleur;
f) la réduction des pertes de chaleur et de froid provenant de réseaux urbains existants;
g) les réseaux de chaleur et de froid.
10. L’analyse du potentiel économique repose sur les étapes et considérations suivantes:
a) Considérations:
i) l’analyse coûts-avantages au sens de l’article 25, paragraphe 3, comporte une analyse économique qui tient compte des facteurs socio-économiques et environnementaux ainsi qu’une analyse financière destinée à évaluer les projets du point de vue des investisseurs, l’analyse économique comme l’analyse financière utilisant toutes deux la valeur actuelle nette comme critère pour l’évaluation;
ii) le scénario de base devrait servir de point de référence et tenir compte des politiques existantes au moment de l’élaboration de cette évaluation complète, et se rapporter aux données collectées en vertu de la partie I et de la partie II, point 6, de la présente ANNEXE;
iii) les scénarios alternatifs au scénario de base tiennent compte des objectifs en matière d’efficacité énergétique et d’énergies renouvelables du règlement (UE) 2018/1999, chaque scénario comportant une comparaison par rapport au scénario de base pour les éléments suivants:
— le potentiel économique des technologies envisagées en utilisant la valeur actuelle nette comme critère,
— les réductions des émissions de gaz à effet de serre,
— les économies d’énergie primaire en GWh par an,
— l’incidence sur la part des sources d’énergie renouvelables dans le bouquet énergétique national.
Les scénarios irréalisables en raison de considérations techniques ou financières ou de réglementations nationales peuvent être exclus rapidement de l’analyse coûts-avantages si un examen minutieux, explicite et bien documenté confirme que cela est justifié.
L’évaluation et la prise de décisions devraient prendre en compte les coûts et les économies d’énergie résultant d’une plus grande flexibilité de l’approvisionnement en énergie et d’une meilleure exploitation des réseaux électriques, y compris les coûts évités et les économies résultant d’investissements d’infrastructure réduits.
b) Coûts et avantages:
Les coûts et avantages visés au point a) comprennent au moins les coûts et avantages suivants:
i) coûts:
— les coûts en capital des installations et des équipements,
— les coûts en capital des réseaux d’énergie associés,
— les coûts de fonctionnement fixes et variables,
— les coûts de l’énergie,
— les coûts liés à l’environnement, à la santé et à la sécurité, dans la mesure du possible,
— les coûts liés au marché du travail, à la sécurité énergétique et à la compétitivité, dans la mesure du possible;
ii) avantages:
— la valeur de la production destinée au consommateur (chaleur, refroidissement et électricité),
— les externalités positives, notamment sur l’environnement, les émissions de gaz à effet de serre, la santé et la sécurité, dans la mesure du possible,
— les effets sur le marché du travail, la sécurité énergétique et la compétitivité, dans la mesure du possible.
c) Scénarios alternatifs pertinents par rapport au scénario de base:
Tous les scénarios alternatifs pertinents par rapport au scénario de base sont examinés, y compris le rôle des systèmes de chaleur et de froid individuels efficaces. L’analyse coûts-avantages peut consister à évaluer un projet individuel ou un groupe de projets dans le cadre d’une évaluation plus large au niveau local, régional ou national afin de déterminer la solution la plus économique et la plus avantageuse en matière de chaleur ou de froid par rapport à un scénario de base pour une zone géographique donnée à des fins de planification.
d) Limites et approche intégrée:
i) la limite géographique couvre une zone géographique adaptée et bien définie;
ii) les analyses coûts-avantages tiennent compte de toutes les ressources d’approvisionnement centralisées ou décentralisées pertinentes disponibles à l’intérieur du système et des limites géographiques, y compris les technologies envisagées au titre de la partie III, point 9, de la présente ANNEXE, ainsi que des tendances et caractéristiques relatives à la demande de chaleur et de froid.
e) Hypothèses:
i) les États membres fournissent, aux fins des analyses coûts-avantages, des estimations concernant les prix des principaux facteurs de consommation et de production ainsi que le taux d’actualisation;
ii) le taux d’actualisation employé dans l’analyse économique pour le calcul de la valeur actuelle nette est déterminé conformément aux orientations européennes ou nationales;
iii) les États membres se fondent sur des prévisions nationales, européennes ou internationales concernant l’évolution des prix de l’énergie, si cela est pertinent, dans leur contexte national, régional ou local;
iv) les prix utilisés dans l’analyse économique reflètent les coûts et avantages socio-économiques. Les coûts externes, tels que les effets sur l’environnement et la santé, devraient être inclus dans la mesure du possible, à savoir lorsqu’il existe un prix du marché ou lorsque celui-ci est déjà inclus dans la réglementation européenne ou nationale.
f) Analyse de sensibilité: une analyse de sensibilité est incluse pour évaluer les coûts et les avantages d’un projet ou d’un groupe de projets; elle est fondée sur des facteurs variables ayant une incidence significative sur le résultat des calculs, tels que des prix de l’énergie différents, les niveaux de demande, les taux d’actualisation et autres.
Partie IV
NOUVELLES STRATÉGIES ET MESURES POLITIQUES POTENTIELLES
11. Un aperçu des nouvelles mesures politiques législatives et non législatives visant à réaliser le potentiel économique identifié conformément aux points 9 et 10, ainsi que des prévisions en ce qui concerne:
a) la réduction des émissions de gaz à effet de serre;
b) les économies d’énergie primaire en GWh par an;
c) l’incidence sur la part de la cogénération à haut rendement;
d) l’incidence sur la part des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique national et dans le secteur de la chaleur et du froid;
e) les relations avec la programmation financière nationale et les économies de coûts pour le budget de l’État et les acteurs du marché;
f) l’estimation des mesures d’aide publique, le cas échéant, avec leur budget annuel et la détermination de l’élément d’aide potentiel.