Source: http://admi.net/jo/20060727/INDI0607868V.html
Timestamp: 2019-02-19 22:15:22+00:00

Document:
Avis sur le projet d'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie radiative du soleil telles que visées au 3° de l'article 2 du décret n° 2000-1196 du 6 décembre 2000
NOR : INDI0607868V
La CRE a été saisie, le 7 juin 2006, par le ministre de l'économie, des finances et de l'industrie et par le ministre délégué à l'industrie, d'un projet d'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie radiative du soleil telles que visées au 3° de l'article 2 du décret no 2000-1196 du 6 décembre 2000.
Les projets d'arrêtés fixant les conditions d'achat sont pris en application de l'article 10 de la loi 2000-108 du 10 février 2000, modifié par la loi no 2005-781 du 13 juillet 2005 et du décret no 2001-410 du 10 mai 2001. L'article 10 de la loi prévoit que, pour chacune des filières, le tarif d'achat est égal aux coûts d'investissement et d'exploitation évités aux acheteurs, auxquels peut s'ajouter une prime prenant en compte la contribution de la production livrée ou des filières à la réalisation des objectifs définis au deuxième alinéa de l'article 1er de la même loi, soit :
Les coûts de production retenus dans ce qui suit sont fondés sur les hypothèses de coûts publiées en 2003 par la direction de la demande et des marchés énergétiques (DIDEME) du ministère délégué à l'industrie dans le document « Coûts de référence de la production électrique ». Ils ont été mis à jour par la CRE pour prendre en compte l'évolution du prix des combustibles. Le taux d'actualisation retenu est de 8 % nominal, correspondant au coût moyen pondéré du capital pour les grands électriciens européens. Le régime de fonctionnement retenu, qui conditionne la composante de coût fixe, est un fonctionnement en base.
La centrale au charbon retenue est une unité de 900 MW net, fonctionnant au charbon pulvérisé, en régime supercritique, dotée d'une efficacité de 43,1 % et implantée à l'écart d'un centre urbain. Le prix du charbon retenu est celui de la référence CIF ARAS (3) en avril 2006. Il s'établit à 53,2 EUR/t.
La situation est différente dans les départements d'outre-mer et à Mayotte, où la production fait largement appel aux combustibles fossiles, charbon et fuel. Les tarifs d'achat dans ces zones sont donc comparés à des centrales de petite taille fonctionnant au charbon ou au fuel. Les coûts varient d'un département à l'autre et sont sensibles à l'évolution du prix des combustibles fossiles.
Les coûts de production retenus correspondent aux coûts moyens constatés en 2005 (4) du parc fuel et charbon, fonctionnant en base. Il ne préjuge pas de l'évaluation qui pourra être réalisée par la commission de la compensation d'un projet de centrale qui lui serait soumis en application du V bis de l'article 4 du décret no 2004-90 du 28 janvier 2004.
JO no 172 du 27/07/2006 texte numéro 117
(6) La valeur retenue est de 19 EUR 2000/tCO2, soit environ 20 EUR de 2006.
Source : ExternE, 2004-2005.
Le tarif envisagé, applicable sur 20 ans, est fonction de la quantité d'énergie produite.
1. En France continentale
En France continentale, le tarif s'élève à 300 EUR/MWh, auquel s'ajoute une prime de 250 EUR/MWh pour les équipements intégrés au bâti, à concurrence d'un plafond d'énergie produite défini comme le produit de la puissance crête installée par 1 500 heures. Au-delà du plafond, l'énergie est rémunérée 50 EUR/MWh.
Pour une installation mise en service en 2006, par rapport aux conditions actuellement en vigueur, ce tarif se caractérise, en France continentale, par une majoration de près de 120 % de la rémunération de l'énergie produite en deçà du plafond, voire 400 % dans le cas d'un équipement intégré au bâti.
2. En Corse, dans les DOM, dans la collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte
En Corse, dans les DOM, dans la collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte, le tarif s'élève à 400 EUR/MWh, auquel s'ajoute une prime de 150 EUR/MWh pour les équipements intégrés au bâti, à concurrence d'un plafond d'énergie produite, défini comme le produit de la puissance crête installée par 1 800 heures. Au-delà du plafond, l'énergie est rémunérée 50 EUR/MWh.
Pour une installation mise en service en 2006, par rapport aux conditions actuellement en vigueur, ce tarif se caractérise par une majoration de près de 45 % de la rémunération de l'énergie produite en deçà du plafond, voire 100 % dans le cas d'un équipement intégré au bâti.
En revanche, la dégressivité de 5 % par an est supprimée, ce qui annule, pour cette production, tout objectif de baisse du coût unitaire supporté par la collectivité. Toutes choses égales par ailleurs, cette modification du coefficient de dégressivité se traduit par une majoration supplémentaire du tarif envisagé, en comparaison des conditions d'achat précédemment en vigueur, de 5 % en 2007, 36 % en 2012 et de 76 % en 2017.
Le graphique ci-dessous décrit l'évolution comparée du tarif proposé et du tarif en vigueur applicables pour la première année de fonctionnement, en fonction de l'année de mise en service.
Evolution comparée du tarif proposé (ligne continue) et du tarif en vigueur (pointillé)
en fonction de l'année de mise en service en France continentale
n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 117
Le projet d'arrêté prévoit que les installations n'ayant jamais bénéficié d'un contrat d'obligation d'achat puissent bénéficier d'un contrat d'obligation d'achat d'une durée de 20 ans, au tarif prévu pour la catégorie d'installation concernée, multiplié par le coefficient S suivant :
S = 20 - N si N est inférieur à 20
S = 20 si N est supérieur ou égal à 20,
III. - COMPARAISON DU TARIF PROPOSÉ AUX COÛTS ÉVITÉS
DES FILIÈRES CONVENTIONNELLES
La production d'électricité par les installations photovoltaïques ne peut être garantie, ce qui signifie qu'elle ne permet pas au système électrique d'éviter la construction de centrales supplémentaires à puissance garantie. Seuls les coûts variables des filières conventionnelles sont, donc, évités.
De surcroît, la production des équipements photovoltaïques, très consommatrice d'énergie, au point qu'il faut plusieurs années de production (9) pour compenser l'énergie dépensée pour fabriquer les cellules, occasionne un impact environnemental non négligeable. En proportion, cet impact est plus important pour les équipements installés dans le nord de la France en comparaison de ceux implantés au sud, en raison d'une production 30 % moins élevée.
(9) 5 à 10 ans (données ADEME).
2.1. En France métropolitaine continentale
Les valeurs d'externalités retenues correspondent à une installation photovoltaïque implantée dans le sud de la France (à Nîmes ou à Perpignan), produisant annuellement 1 500 kWh/Wc.
2.2. En Corse, dans les départements d'outre-mer et à Mayotte
Les externalités retenues pour la filière photovoltaïque ont été minorées, en comparaison des valeurs retenues en métropole continentale, pour tenir compte d'une production supérieure.
3.2. Prime à l'intégration au bâti
L'intégration au bâtiment des modules solaires photovoltaïques améliore l'esthétique de l'installation. Elle implique cependant de recourir à des équipements plus coûteux et accroît les frais d'entretien. De plus, elle conduit, généralement, à une perte de production, en raison d'une exposition moins favorable au rayonnement solaire.
Il est éminemment subjectif d'apprécier la valeur associée au bénéfice architectural de modules photovoltaïques intégrés au bâti. On peut cependant se demander si la qualité esthétique des bâtiments relève d'une mission du service public de l'électricité et s'inscrit dans la contribution aux objectifs visés.
Quelle que soit la filière thermique substituée, le tarif proposé est 5 à 30 fois supérieur au coût évité de cette filière. En revanche, la CRE observe que le projet d'arrêté ne prévoit aucun tarif applicable dans les îles bretonnes, seuls territoires où le niveau des tarifs proposés en métropole peut se justifier par un gain collectif.
La valeur implicitement attribuée à la maîtrise des choix technologiques d'avenir, de l'ordre de 250 EUR/MWh, voire de 500 EUR/MWh en cas d'intégration au bâti, semble exagérée. Etant donné la performance des équipements actuellement disponibles sur le marché et leurs perspectives d'amélioration, il est vraisemblablement prématuré d'engager à ce prix une politique de déploiement massif, au risque de doter la France d'équipements très rapidement obsolètes. D'autant plus que, compte tenu des perspectives de développement économiquement soutenables, il est inenvisageable que le photovoltaïque puisse substantiellement influer sur le bilan environnemental du système électrique. Dans ces conditions, on peut penser que les financements publics seraient plus utilement investis dans la recherche.
Les valeurs de coûts retenues sont issues des catalogues de constructeurs ou d'installateurs de panneaux solaires. La rentabilité est évaluée en fonction du gisement disponible dans trois zones géographiques : le nord de la France continentale, le sud de la France continentale et les départements d'outre-mer (10).
Les dispositifs intégrés au bâti présentent des coûts très variables : de 6,5 à 8 EUR/Wc pour l'intégration en toiture d'un équipement de plus de 10 kWc, à plus de 15 EUR/Wc pour une intégration en verrière, et de 7 à 13 EUR/Wc pour l'intégration en toiture d'un équipement chez un particulier. La liste des installations éligibles à la prime n'est pas suffisamment précise. Ce flou pourrait être source de nombreux contentieux. L'hypothèse d'une intégration en toiture, qui devrait, logiquement, avoir la préférence des investisseurs, est retenue.
Pour les installations de forte puissance, destinées à équiper les bâtiments industriels et tertiaires, l'hypothèse fiscale retenue est celle d'un amortissement exceptionnel de l'investissement la première année, avec remontée du déficit fiscal à la maison mère. Elle influe très favorablement sur la rentabilité.
Pour les équipements de faible puissance, destinés aux particuliers, le calcul de rentabilité prend en compte le crédit d'impôt instauré par l'article 90 de la loi de finances pour 2005, modifié par l'article 83 de la loi de finances pour 2006. Il a été effectuée pour un taux d'imposition égal au taux marginal, soit 40 % (11).
(10) Soit un productible évalué, sur la base des factures d'achat d'installations en service, à, respectivement, 1 000 kWh/kWc, 1 500 kWh/kWc et 1 800 kWh/kWc. (11) Taux applicable sur les revenus de 2006 à la tranche la plus élevée.
L'approche adoptée par la CRE vise à s'assurer que le tarif proposé induit une rentabilité des fonds propres investis dans le projet cohérente avec celle constatée pour les entreprises agissant dans le secteur considéré.
S'agissant d'une entreprise qui équiperait son bâtiment de panneaux photovoltaïques et dont l'activité de production d'électricité resterait accessoire, il n'existe pas de référence de marché permettant de fixer un taux de rentabilité des fonds propres cible. Il a donc été retenu la structure de financement à 70 % de dette et le niveau de rentabilité attendu des fonds propres retenu pour le biogaz, soit 9,5 %.
Pour l'installation d'un particulier, le taux de rentabilité des fonds propres cible est fixé à 4,2 %, et la structure de financement à 50 % de dette.
2.1. Installations de puissance élevée (supérieure à 10 kWc)
2.1.1. En métropole continentale
Hors intégration au bâti, le tarif est peu rémunérateur pour une installation implantée dans le nord de la France. Il conduit généralement à une rentabilité négative. Il est mieux adapté aux installations implantées dans le sud, puisqu'il permet d'atteindre une rentabilité maximale sur fonds propres de 15 %, dans une hypothèse de coûts bas.
En revanche, dans tous les cas de figure étudiés, le tarif proposé pour l'électricité produite par un équipement de plus de 10 kWc intégré au bâti conduit à une rentabilité très élevée, pouvant atteindre 30 à 40 % pour une implantation dans le sud de la France.
2.1.2. En Corse, dans les départements d'outre-mer, dans la collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte
En Corse, dans les départements d'outre-mer et à Mayotte, pour une entreprise, le tarif conduit, dans tous les cas de figure étudiés, à une rentabilité très élevée. A tarif égal avec la métropole continentale, l'augmentation du gisement suffirait, à elle seule, à couvrir une augmentation du coût des équipements de l'ordre de 20 %. Il n'est donc pas nécessaire de majorer le tarif en comparaison de celui applicable en métropole continentale. D'ailleurs, le développement constaté de la filière photovoltaïque dans ces zones, alors que le tarif en vigueur est approximativement égal au nouveau tarif proposé en métropole continentale, démontre le caractère inutile de la majoration proposée.
La situation particulière de la collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon n'est pas analysée.
2.2. Installations destinées aux particuliers
2.2.1. En métropole continentale
Hors intégration au bâti, le tarif est peu rémunérateur pour les installations implantées dans le nord de la France. Il conduit, dans la plupart des cas à des rentabilités nettement négatives. Il est mieux adapté aux installations implantées dans le sud, où il permet d'atteindre une rentabilité sur fonds propres comprise entre 6 et 17 % environ, suivant l'hypothèse de coût retenue.
Dans la plupart des cas de figure étudiés, le tarif proposé pour l'électricité produite par un équipement intégré au bâti conduit à une rentabilité très élevée. Pour une installation implantée dans le nord de la France, la rentabilité sur fonds propres peut atteindre 28 %, dans une hypothèse de coûts bas, et devient négative lorsque le prix de l'équipement dépasse 10,5 EUR/Wc. Pour une installation implantée dans le sud de la France, la rentabilité sur fonds propres peut dépasser 48 % pour une hypothèse de coûts bas et reste positive pour un coût d'équipement de 13 EUR/Wc, limite supérieure de l'analyse. Dans la plupart des cas, la rémunération apparaît donc trop élevée au regard du strict nécessaire pour susciter l'investissement.
Le tarif induit, de surcroît, un biais important. Dans la mesure où le montant des dépenses ouvrant droit au crédit d'impôt est plafonné à 8 000 EUR par personne (16 000 EUR pour un couple), l'optimum d'investissement (dépense d'investissement à partir de laquelle la rentabilité décroît en raison de la saturation du plafond de crédit d'impôt) est atteint pour une puissance plus faible dans le cas d'un équipement intégré au bâti. Comme, par ailleurs, le tarif majoré applicable aux installations intégrées au bâti apparaît plus rentable pour l'investisseur, le dispositif ainsi envisagé incite à l'implantation d'équipements de faible puissance, assurant une production plus faible, à un coût supérieur pour la collectivité.
2.2.2. En Corse, dans les départements d'outre-mer, dans la collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte
Dans tous les cas de figure, le tarif envisagé pour l'installation d'un particulier en Corse, dans les départements d'outre-mer et à Mayotte induit une rentabilité des fonds propres très élevée : de 10 à 20 % hors intégration au bâti, et jusqu'à 30 % dans le cas d'une intégration en toiture.
La situation très particulière de la collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon n'est pas analysée.
Les conséquences du tarif proposé sur l'évolution des charges de service public sont évaluées au regard des objectifs de développement de la filière photovoltaïque raccordée réseau à l'horizon 2015, tels que définis dans le rapport au Parlement du 9 juin 2006 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production électrique (PPI). Ces objectifs ont été déclinés en scénarios haut et bas, établis conformément au tableau ci-après. Ils prennent en compte une part importante d'équipements intégrés au bâti, en raison d'une rentabilité supérieure de l'investissement dans ce cas de figure. Au-delà de 2015, le développement a été estimé pour le scénario bas ; il est considéré achevé pour le scénario haut.
Scénarios de développement de la filière photovoltaïque raccordée réseau
Sources : rapport sur la PPI, hypothèses CRE.
La figure suivante présente le surcoût d'achat cumulé dû au tarif proposé, en euros constants de 2006, pour chacun des deux scénarios envisagés.
Evaluation du surcoût annuel imputable au tarif proposé
pour la filière photovoltaïque (hypothèses haute et basse)
Le développement de la filière sous les nouvelles conditions tarifaires proposées induirait, a minima, un surcoût annuel d'environ 50 MEUR à l'horizon 2015. Le strict respect des objectifs hauts prévus par le rapport sur la PPI conduirait à un montant de 100 MEUR dès 2011 et de 400 MEUR en 2016. Un maintien des tarifs au-delà de cette échéance engendrerait une importante dérive du surcoût, qui approcherait 700 MEUR à l'horizon 2025.
Les scénarios sont insensibles à l'évolution des prix de marché, ou de la part production du tarif dans les zones non interconnectées, en raison du caractère disproportionné du tarif proposé en comparaison des coûts évités par cette production aux acheteurs.
Le tarif envisagé risque donc d'entraîner une augmentation significative du coût du service public de l'électricité, malgré des volumes de production particulièrement faibles (&lt; 1,2 TWh). La contribution unitaire imputable au soutien à la filière photovoltaïque par le tarif proposé représenterait, ainsi, 0,25 à 1 /MWh dès 2015.
Que l'énergie produite par les équipements photovoltaïques se substitue à celle produite par une centrale nucléaire, une centrale au gaz fonctionnant en cycle combiné ou une centrale au charbon de technologie moderne, le tarif d'achat proposé est très supérieur à la somme des coûts et externalités environnementales évités, ainsi que des autres effets positifs supposés.
Ce constat se vérifie également en Corse et dans les DOM, où une part importante de la production d'électricité est pourtant assurée par des centrales au charbon et au fuel de faible puissance, relativement coûteuses et polluantes. En revanche, dans la rédaction envisagée, le tarif ne s'appliquerait pas dans les îles bretonnes, seules zones du territoire français où le développement de la filière photovoltaïque, dans les conditions tarifaires applicables sur le continent, peut se traduire par un gain collectif.
L'évaluation du bénéfice associé à la prime d'intégration au bâti est éminemment subjective. On peut cependant douter que la qualité esthétique des bâtiments relève d'une mission du service public de l'électricité et s'inscrive dans la contribution aux objectifs visés.
Etant donné la performance des équipements actuellement disponibles sur le marché et leurs perspectives d'amélioration, il est vraisemblablement prématuré d'engager, à ce prix, une politique de déploiement massif, au risque de doter la France d'équipements rapidement obsolètes.
En comparaison des coûts de la filière, le tarif proposé en métropole continentale, hors prime d'intégration au bâti, combiné au dispositif de crédit d'impôt, apparaît adapté : il s'avère peu rémunérateur dans le nord de la France et satisfaisant dans le sud. Il devrait donc permettre un développement de la filière sur une grande partie du territoire. En revanche, la majoration applicable en Corse, dans les DOM et à Mayotte est injustifiée : l'augmentation du gisement suffit, en général, à couvrir l'augmentation des coûts constatés dans ces zones.
La prime applicable à l'électricité produite par des équipements intégrés au bâti s'avère, dans de nombreux cas, trop importante au regard de l'augmentation des coûts correspondants. Compte tenu de la dispersion des coûts associés à ces équipements, il apparaît, d'ailleurs, impossible de déterminer un tarif uniformément applicable. Dans ce cas, seule une aide directe, proportionnée à la valeur de l'investissement, permettrait de rémunérer de façon équitable tous les types d'installations.
Cette prime présente, de surcroît, le biais d'inciter au développement d'installations de petite taille, plus coûteuses pour la collectivité.
Compte tenu de ce qui précède, il importe de préciser les exigences réglementaires d'intégration au bâti, pour éviter que l'investissement se concentre sur les équipements les moins coûteux, pour lesquels le niveau de la prime n'est pas justifié, ou, a minima, de déterminer un plafond au nombre d'équipements pouvant bénéficier de la prime.
En tout état de cause, on peut se demander s'il revient au service public de l'électricité de financer l'intégration au bâti des installations photovoltaïques.
Malgré une contribution modeste à la production nationale, les charges de service public imputables au développement de cette filière représenteraient 50 à 400 M par an d'ici à 2015, selon l'hypothèse de puissance installée retenue, soit une contribution de 0,25 à 1 EUR/MWh.
S'agissant d'un projet d'arrêté pour partie destiné à définir les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations de particuliers, la CRE souligne la nécessité de simplifier ses modalités de mise en oeuvre. Pour l'indexation des contrats, elle recommande de se fonder sur la « dernière valeur définitive connue » des indices à la date considérée. Pour la description des caractéristiques de l'installation prévue à l'article 2, la valeur de l'autoconsommation est inutile dans le cas d'un équipement de faible puissance.
Au vu de l'ensemble des éléments qui précèdent, la Commission de régulation de l'énergie émet un avis défavorable sur ce projet d'arrêté.

References: l'article 2
 l'article 2
 l'article 10
 L'article 10
 l'article 1
 l'article 4
 l'article 90
 l'article 83
 l'article 2