Participaient à la séance : Monsieur Philippe de LADOUCETTE, président, Monsieur Michel LAPEYRE,
vice-président, Monsieur Jean-Paul AGHETTI, Monsieur Eric DYEVRE, Monsieur Hugues HOURDIN,
Monsieur Pascal LOROT et Monsieur Emmanuel RODRIGUEZ, commissaires.
La Commission de régulation de l'énergie (CRE) a été saisie, le 2 novembre 2009, par le ministre d'Etat,
ministre de l'écologie, de l'énergie, du développement durable et de la mer, puis le 2 décembre 2009, par le
ministre de l'économie, de l'industrie et de l'emploi, 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.
Bien que l'arrêté vise toute installation utilisant l'énergie radiative du soleil, il n'est question, dans ce qui
suit, que de centrales photovoltaïques.
Le tarif soumis à l'examen de la CRE n'intègre pas la baisse importante du prix des équipements intervenue
au cours de l'année écoulée. Il en résulte une rentabilité très élevée des projets dont les conséquences, sur les
choix d'investissement, doivent être mesurées avec vigilance. Le coût des mesures d'accompagnement
envisagées sera élevé et les modalités d'indexation paraissent inadaptées.
1. Le tarif soumis à l'examen de la CRE n'intègre pas la baisse importante du prix des équipements
intervenue au cours de l'année écoulée. Il en résulte une rentabilité très élevée des projets, dont les
conséquences doivent être mesurées avec vigilance.
1.1. Le tarif soumis à l'examen de la CRE n'intègre pas la baisse importante du prix des équipements
intervenue au cours de l'année écoulée
Au cours de l'année écoulée, la diminution des dispositifs de soutien à la filière photovoltaïque décidée par
le gouvernement espagnol et, dans une moindre mesure, allemand et japonais, a mis un terme à la pénurie de
silicium et révélé des surcapacités de production. Il en a résulté une baisse du prix des équipements comprise
entre 30 et 50 % selon les technologies. (1)
Cette évolution pourrait être durable car, même si de nouveaux marchés prennent aujourd'hui le relais, la
montée en puissance concomitante des fabricants étrangers, suffirait à maintenir la pression sur les prix.
Ceux-ci devraient donc se stabiliser à un niveau bas.
(1) Voir : New Energy Finance, PV market outlook Q3 2009, 30 septembre 2009 et Research note : solar grid parity,
26 novembre 2009.
1.2. Il en résulte une rentabilité très élevée des projets, dont les conséquences sur les choix d'investissement
doivent être mesurées avec vigilance.
L'analyse se fonde sur la comparaison du taux de rentabilité interne (TRI) du capital investi (TRI projet) et
des fonds propres (TRI fonds propres) avec respectivement le coût moyen pondéré du capital et le coût des
fonds propres, estimé par la méthode dite du « modèle d'évaluation des actifs financiers ». Les rentabilités qui
suivent sont calculées pour un projet moyen, dont l'ensoleillement permet une production de 1 100 kWh/kW.
Elles sont supérieures dans la moitié sud de la France et inférieures au nord.
L'analyse des données financières d'entreprises du secteur et de sources financières concordantes permet
d'évaluer un coût moyen pondéré du capital pour ce type de projet d'environ 5,5 %, ce qui correspond, pour un
endettement de 70 %, à un objectif de rentabilité sur fonds propres de l'ordre de 10,5 %. Dans ces conditions,
une rentabilité des capitaux investis comprise entre 7 et 8 % constitue une mesure très incitative.
TAUX DE RENTABILITÉ INTERNE MOYEN DES PROJETS
(entre parenthèses, TRI sur fonds propres)
%
Intégration au bâti
Habitat
Autre usage du bâti
Résidentiel
Collectif
P = 3 kWc
P = 250 kWc
Intégration renforcée (tarif = 60 c/kWh)
15,2% (91 %)
12,2% (46 %)
12,2% (46 %)
TAUX DE RENTABILITÉ INTERNE MOYEN DES PROJETS
(entre parenthèses, TRI sur fonds propres)
%
Intégration au bâti
Habitat
Autre usage du bâti
Résidentiel
Collectif
P = 3 kWc
P = 250 kWc
Intégration simplifiée (tarif = 45 c/kWh)
15,2% (90 %)
9,7% (35 %)
9,7% (35 %)
Centrales au sol
10,5% (40 %)
(tarif de référence = 32 c/kWh)
Le tarif envisagé induit une rentabilité très élevée. Pour les entreprises, elle est comprise, en moyenne, entre
9,7 et 12,2 % pour le TRI projet et entre 35 à 45 % pour le TRI sur fonds propres. Pour les particuliers, le TRI
projet est, en moyenne, de 15,2 %. Le TRI sur fonds propres de 91 % résulte d'une mise de fonds très réduite,
après prise en compte du crédit d'impôt et de la faculté de financer par les revenus tirés du tarif d'achat le
service d'une dette couvrant les sommes restant à la charge de l'investisseur. La modulation du tarif influence
peu ce TRI.
Le tarif applicable aux installations vérifiant les critères d'intégration renforcée au bâti devrait être modulé
en fonction de l'usage du bâtiment. En effet, les bâtiments à usage d'habitation présentent des contraintes
d'intégration plus importantes (étanchéité, isolation, esthétique, confort) justifiant, au moins pour des
installations de faible puissance, un tarif supérieur à celui consenti pour les autres usages.
Dans plusieurs départements et collectivités d'outre-mer, la capacité de production des projets en attente de
raccordement avoisine ou excède la puissance appelée au zénith. La limite technique d'acceptabilité des sources
d'énergie intermittentes, fixée à 30 % de la puissance appelée par l'arrêté du 23 avril 2008 (2) et rappelée par
la programmation pluriannuelle des investissements, est largement dépassée. Au-delà de la difficulté à stocker
l'énergie excédentaire, cette situation est porteuse de risques pour la sécurité d'approvisionnement. En raison de
l'intermittence de cette source d'énergie, la capacité du système à suppléer une baisse brutale de la production
n'est pas garantie.
(2) Arrêté relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement à un réseau
public de distribution d'électricité en basse tension ou en moyenne tension d'une installation de production d'énergie
électrique.
Comparaison des projets de moyens de production intermittents, en service et en file d'attente pour un
raccordement (situation au 30 septembre 2009), avec la limite technique d'acceptabilité des réseaux
insulaires
PUISSANCE EN MW
(ente parenthèses, nombre de projets)
Réunion
Guadeloupe
Martinique
Guyane
Corse
Puissance minimale appelée
250
140
150
80
150
au zénith
Limite fixée par l'arrêté du
75
42
45
24
45
23 avril 2008
M o y e n s d e p r o d u c t i o n
239
212
198
110
326
intermittents
(1510)
(956)
(746)
(85)
(415)
D o n t i n s t a l l a t i o n s
224
179
197
110
281
photovoltaïques
(1506)
(938)
(745)
(85)
(409)
En France métropolitaine continentale, certains investisseurs privilégient la construction de bâtiments affectés
au seul bénéfice des tarifs « intégrés au bâti », plus rémunérateurs, plutôt que d'implanter leur centrale au sol
ou sur des bâtiments existants. Le choix se porte généralement sur des bâtiments réputés à usage agricole, qui
bénéficient du privilège de pouvoir s'implanter dans des zones rurales non-constructibles. Les conditions de
l'éligibilité au tarif majoré, dans le projet d'arrêté, notamment la notion de « clos et couvert » cumulée à la
« fonction d'étanchéité », paraîssent insuffisantes pour remédier à cette situation.
2. Le coût des mesures d'accompagnement envisagées sera élevé et les modalités d'indexation paraissent
inadaptées
2.1. Le coût des mesures d'accompagnement envisagées sera élevé
Dans les conditions de rentabilité décrites précédemment, le marché se développe très rapidement. EDF
enregistre 5 000 à 9 000 demandes de contrats par mois, émanant principalement de particuliers. A ce rythme,
les charges annuelles de services public imputables au développement de la production photovoltaïque, pour le
seul segment des particuliers, augmentent de 100 à 200 M/an (+ 180 à 325 MW installés par an).
Si l'on y ajoute les installations photovoltaïques industrielles (couverture des surfaces commerciales,
centrales au sol, ...), l'objectif de développement de la filière, tel qu'il résulte du Comité opérationnel
(COMOP) « énergies renouvelables » du Grenelle de l'environnement, fixé à 5 400 MW installés en 2020,
devrait être atteint bien avant cette échéance. Malgré la dégressivité prévue par le projet d'arrêté, la charge
portée par la collectivité, à travers la contribution au service public de l'électricité (CSPE), serait alors de
l'ordre de 1,6 Mds/an. Ce montant correspond, en moyenne, à 22 TTC/an pour un client résidentiel.
A cette charge, il conviendrait d'ajouter celles portées par la collectivité au travers des autres mesures de
soutien : crédit d'impôt (qui pourrait atteindre 500 à 800 M/an) pour les particuliers, report d'impôt sur les
sociétés résultant de l'amortissement accéléré institué en faveur des entreprises mettant en oeuvre des
équipements destinés à utiliser les énergies renouvelables (art. 39 AB du Code général des impôts).
2.2. Les modalités d'indexation paraissent inadaptées
Le coût de production d'une installation photovoltaïque est constitué à plus de 80 % de charges
d'investissement, insensibles à l'inflation. La part fixe du coefficient d'indexation L pourrait donc être
augmentée. Une valeur d'environ 0,8 semble appropriée.
Avis de la CRE
La CRE considère que le projet d'arrêté qui lui est soumis appelle les modifications suivantes :
1. Critère d'intégration renforcée au bâti
Le tarif applicable aux installations vérifiant les critères d'intégration renforcée au bâti devrait être modulé
en fonction de l'usage du bâtiment. En effet, les bâtiments à usage d'habitation présentent des contraintes
d'intégration plus importantes (étanchéité, isolation, esthétique, confort) justifiant, au moins pour des
installations de faible puissance, un tarif supérieur à celui consenti pour les autres usages.
2. Grille tarifaire
Les tarifs devraient être fixés dans les fourchettes suivantes, pour mieux refléter le coût des équipements. La
valeur à retenir dépend de la prime qu'il est jugé nécessaire d'accorder pour soutenir le développement de la
filière. Un TRI projet compris entre 7 et 8 % constitue une mesure très incitative.
TARIF PROPOSÉ
(entre parenthèses, TRI projet correspondant)
c/kWh
Intégration au bâti
Bâtiment à usage d'habitation
Autre usages du bâti
Individuel
Collectif
Collectif
P
3 kWc
3kWc
P
250kWc
P 250kWc
Intégration renforcée
50 60
Interpolation linéaire
42 45
42 45
(12,4% 15,2%)
(7,1% 8 %)
(7,1% 8 %)
Intégration simplifiée
38 40
38 40
38 40
38 40
(12,6% 13,3%)
(7,4% 8 %)
(7,4% 8 %)
Centrales au sol
27 29
(Tarif pour R=1)
(7,8% 8,7%)
Le coût de production d'une installation photovoltaïque est constitué à plus de 80 % de charges
d'investissement. La part fixe du coefficient d'indexation L pourrait donc être portée à une valeur de 0,8. Le
cas échéant, une augmentation de 2 c/kWh des tarifs proposés ci-dessus serait nécessaire pour atteindre des
niveaux de rentabilité équivalents.
3. Dégressivité
Afin de maintenir les tarifs au niveau attendu des coûts de production pour les années à venir, il pourrait être
opportun d'introduire la dégressivité de 9 %/an dès 2010.
Dans ces conditions, le prix d'achat de l'électricité photovoltaïque rejoindrait, au plus tard à horizon 2020, le
prix de l'électricité livrée au consommateur, tarif d'acheminement inclus, dans le cas d'installations intégrées
au bâti, et le prix du marché de l'électricité dans le cas de centrales au sol, toutes choses égales par ailleurs.
4. Outre-mer
La question du maintien de l'obligation d'achat dans les départements et collectivités d'outre-mer doit être
réexaminée. En effet, la capacité de production en attente de raccordement au réseau excède la demande locale
en électricité et la limite d'acceptabilité des énergies intermittentes par les réseaux, définie par l'arrêté du
23 avril 2008 et énoncée au nombre des objectifs de la programmation pluriannuelle des investissements en
cours d'élaboration, est dépassée.
Fait à Paris, le 3 décembre 2009.
Pour la Commission de régulation de l'énergie :
Le président,
P. DE LADOUCETTE