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

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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.

I. - CONSIDÉRATIONS GÉNÉRALES

1. Contexte législatif et réglementaire

1.1. Cadre communautaire

La politique européenne dans le domaine de l'environnement est définie au titre XIX du traité instituant la Communauté européenne. En matière de financement, elle établit le principe de pollueur-payeur.

Les critères de compatibilité des dispositifs de financement public avec le marché commun sont précisés par un encadrement communautaire des aides d'Etat pour la protection de l'environnement (2001/C 37/03). Dans le domaine des aides au fonctionnement accordées aux énergies renouvelables, quatre options sont admises :

- une aide correspondant à l'écart entre le coût de production et le prix de marché de l'énergie en cause, ne pouvant excéder l'aide nécessaire pour assurer l'amortissement des installations augmentée d'une « juste » rémunération du capital ;

- une aide basée sur des mécanismes de marché tels que, par exemple, les certificats verts ;

- une aide au fonctionnement calculée sur la base des coûts externes évités, plafonnée à 5 cEUR/kWh ;

- une aide conforme aux dispositions générales.

Le dispositif d'obligation d'achat envisagé apparaît conforme à cet encadrement, pour autant que le financement des aides soit bien supporté par les secteurs économiques à l'origine de la pollution et que le niveau du soutien prévu corresponde bien au strict apport nécessaire pour assurer l'amortissement des installations, augmenté d'une juste rémunération du capital.

1.2. Cadre législatif et réglementaire national

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 :

- l'indépendance et la sécurité d'approvisionnement ;

- la qualité de l'air et la lutte contre l'effet de serre ;

- la gestion optimale et le développement des ressources nationales ;

- la maîtrise de la demande d'énergie ;

- la compétitivité de l'activité économique ;

- la maîtrise des choix technologiques d'avenir ;

- l'utilisation rationnelle de l'énergie.

Comme il n'existe pas d'approche rationnelle permettant d'évaluer la plupart des contributions à ces objectifs, la loi laisse au pouvoir réglementaire une marge d'appréciation très importante, qui rend difficile l'analyse du tarif proposé.

De surcroît, la loi dispose que le niveau de la prime ne peut conduire à ce que la rémunération des capitaux immobilisés dans les installations bénéficiant de ces conditions d'achat excède une rémunération normale des capitaux, compte tenu des risques inhérents à ces activités et de la garantie dont bénéficient ces installations d'écouler l'intégralité de leur production à un tarif déterminé.

2. Détermination des coûts évités aux acheteurs

L'article 5 de la loi du 10 février 2000 prévoit que, pour la prise en compte des surcoûts résultant des dispositions de l'article 10 dans la compensation des charges de service public, en France continentale, les coûts évités aux acheteurs sont calculés par référence aux prix de marché de l'électricité ou, pour les distributeurs non nationalisés, par référence aux tarifs de cession, à proportion de la part de l'électricité acquise à ces tarifs dans leur approvisionnement total.

Cette méthode, qui porte sur une seule année et sur des quantités d'électricité constatées, ne saurait suffire à évaluer les tarifs d'achat. En effet, les tarifs examinés sont appelés à être appliqués sur une longue période (12 à 20 ans), et les arrêtés tarifaires eux-mêmes n'ont pas de limite dans le temps, alors que les prix de marché disponibles sont concentrés sur les courts et moyens termes. Le calcul à partir des prix de marché s'avère donc impossible, d'autant qu'il requiert d'émettre des hypothèses, sur de très longues périodes, sur les quantités installées et leur impact sur les prix. Il aurait nécessité, en outre, d'adopter des références distinctes pour le cas où l'acheteur est EDF ou un distributeur non nationalisé bénéficiant du tarif de cession.

Ainsi, pour l'évaluation des coûts évités aux acheteurs sur la durée d'exécution des contrats, il convient de déterminer à quelle technologie se substituent les moyens de production bénéficiant de l'obligation d'achat.

2.1. Description des technologies auxquelles se substituent les installations de production

bénéficiant de l'obligation d'achat

2.1.1. En France continentale

En France continentale, se référer au nucléaire permet de tenir compte de la structure réelle du parc de production national dans les quinze prochaines années, composé majoritairement de nucléaire et d'hydraulique, et d'une hypothèse de renouvellement par du nucléaire au-delà.

Se référer au cycle combiné au gaz ou à une centrale au charbon revient à se fonder sur une hypothèse de renouvellement à long terme (15-25 ans) du parc de production français qui se réaliserait, au moins en partie, avec la technologie du cycle combiné au gaz ou de la centrale au charbon, en fonction de l'évolution comparée du coût des combustibles et de celui des émissions de CO2.

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 gaz retenue est une unité de 900 MW net, fonctionnant en cycle combiné, dotée d'une efficacité de 57,1 % et implantée à l'écart d'un centre urbain. Le prix du gaz retenu est celui du contrat TROLL (1) en mai 2006. Il s'établit à 23,4 EUR/MWh PCS (2).

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 technologie de séquestration du CO2 n'est pas étudiée, compte tenu des incertitudes quant à sa disponibilité à l'échelle industrielle, à l'échéance considérée et aux coûts de mise en oeuvre.

(1) Contrat long terme d'approvisionnement en gaz en provenance de Norvège. (2) Pouvoir calorifique supérieur. (3) Référence de cotation du charbon vapeur, livré dans les ports d'Europe du Nord Anvers, Rotterdam, Amsterdam, frais de transport et d'assurance à la charge du vendeur.

2.1.2. Dans les départements d'outre-mer et à Mayotte

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.

(4) Coûts déclarés par EDF dans sa comptabilité appropriée 2005 en vue de l'évaluation des charges de service public que supporte l'entreprise.

2.1.3. En Corse

En Corse, la production est comparable à celle rencontrée dans les départements d'outre-mer. Toutefois, un projet de raccordement de l'île au réseau de gaz naturel Galsi (Algérie-Sardaigne-Italie) permet d'envisager, à moyen terme, le développement de centrales utilisant, au moins en partie, ce combustible. En raison de conditions météorologiques plus défavorables, l'installation envisagée serait vraisemblablement dotée d'un rendement sensiblement inférieur au cycle combiné retenu en métropole continentale.

Les coûts de production retenus correspondent aux coûts variables envisageables, estimés par la CRE, en fonction des prix récents du gaz algérien.

2.2. Evaluation des coûts des technologies évitées par l'obligation d'achat

Le tableau ci-dessous donne, pour les technologies auxquelles les nouvelles filières sont censées se substituer, les coûts de production retenus, décomposés en coût fixe et coût variable (défini comme la part du coût directement proportionnelle au volume de production).

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Vous pouvez consulter le tableau en cliquant,
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JO no 172 du 27/07/2006 texte numéro 117
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Source : DIDEME 2003, CRE.

De manière générale, les filières bénéficiant de l'obligation d'achat peuvent être classées en deux catégories : celles à production garantie ou suffisamment prévisibles pour être anticipées avec un niveau de confiance acceptable, par exemple la cogénération et le biogaz, et celles à production non garantie, par exemple l'éolien et le photovoltaïque.

Les filières à production non garantie ne permettent pas d'éviter la construction de centrales supplémentaires qui produisent de l'énergie garantie, indispensable pour satisfaire à tout instant la demande. A titre d'exemple, RTE évalue à 25 % de la puissance installée la puissance substituée par un parc éolien de 10 GW réparti de façon homogène sur le territoire français continental.

3. Contribution de l'obligation d'achat aux objectifs visés

Le calcul de la valeur associée à la contribution des filières considérées aux objectifs définis à l'article 1er de la loi du 10 février 2000 se fonde, pour chacun des objectifs visés, sur l'évaluation des coûts externes (encore appelés externalités) évités par la substitution des filières concernées aux technologies décrites précédemment.

3.1. Description de la contribution de l'obligation d'achat aux objectifs visés

3.1.1. Qualité de l'air

La contribution de l'obligation d'achat à la qualité de l'air est liée à la réduction des émissions polluantes qu'elle entraîne. Ces émissions ont fait l'objet d'études visant à quantifier les dommages qu'elles causent. Une des études les plus complètes et les plus à jour est l'étude européenne ExternE (ExternE-Pol 2004-2005), qui donne toutefois des fourchettes de résultats très larges. La valeur basse des fourchettes correspond à des installations de technologie récente, établies loin des centres urbains, ce qui minimise les effets sur la santé des populations. La valeur haute correspond à des installations anciennes, sans traitement spécifique des émissions, et situées dans des zones à forte densité de population. L'évaluation se situant dans une perspective de long terme, en France métropolitaine continentale, la valeur basse peut être retenue, dans la mesure où les technologies de maîtrise des émissions polluantes progressent rapidement et où la construction de centrales est de plus en plus rare en zone urbanisée.

En Corse, dans les départements d'outre-mer et à Mayotte, ces centrales sont souvent implantées à proximité des zones peuplées. Les valeurs retenues correspondent donc au scénario ExternE qui majore les dommages locaux.

3.1.2. Contribution à la lutte contre l'effet de serre

La préoccupation de la lutte contre l'effet de serre s'est traduite par l'adhésion de nombreux pays, sous l'égide des Nations unies, à un protocole d'engagement volontaire de réduction des émissions de gaz à effet de serre liées à l'activité humaine, dit « Protocole de Kyoto ». Celui-ci a été relayé, à l'échelle communautaire, par une politique de quotas de CO2 qui transfère la contrainte portée par chaque Etat membre sur les principaux sites industriels de chaque Etat et qui crée un marché d'échange des « droits d'émission » ayant vocation à assurer une allocation optimale des ressources.

La France, dont le secteur de la production d'électricité est, en comparaison de la plupart des autres pays industrialisés, peu émetteur de gaz à effet de serre, s'est vu allouer un objectif de stabilisation de ses émissions au niveau de ce qu'elles étaient en 1990. Les dernières statistiques disponibles, portant sur l'année 2004, établissent un respect de ce critère, sans toutefois que cela ne présume formellement de son respect à l'échéance, fixée à 2012.

Sur le marché européen d'échange des « droits d'émission », le prix associé à la tonne de CO2 est largement lié à l'écart entre les objectifs assignés aux Etats membres et leurs émissions constatées, au montant des pénalités encourues et au bon fonctionnement de ce marché. Jusqu'à aujourd'hui, la forte volatilité du marché ne permet pas d'en déduire un prix pertinent. Dans ces conditions, la meilleure approche disponible est celle établie par la Commission européenne, dont le raisonnement est assis sur une estimation du prix marginal du quota permettant d'atteindre les objectifs assignés par le protocole de Kyoto à l'Union européenne. Elle évalue le prix du quota à 20 EUR/tCO2 environ. L'étude ExternE prend en compte les coûts liés à l'impact du CO2 sur le réchauffement climatique à hauteur de cette même valeur (6).

(6) La valeur retenue est de 19 EUR 2000/tCO2, soit environ 20 EUR de 2006.

3.1.3. Maîtrise de la demande d'énergie et utilisation rationnelle de l'énergie

L'impact de l'obligation d'achat sur la maîtrise de la demande d'énergie est nul. En revanche, l'introduction d'une prime à l'efficacité énergétique est de nature à favoriser l'utilisation rationnelle de l'énergie.

Il apparaît donc rationnel de proportionner la majoration du tarif accordée aux installations de production d'électricité équipées pour valoriser l'énergie thermique résiduelle aux coûts externes induits par les moyens de production d'énergie thermique conventionnels (en supposant nuls les coûts externes supplémentaires liés à la valorisation de l'énergie résiduelle d'une installation de production d'électricité utilisant le biogaz).

Le tableau qui suit donne les valeurs de coûts externes induits par une chaudière de 1 MWth, en fonction du combustible employé.

Source : ExternE, 2004-2005.

3.1.4. Gestion optimale et développement des ressources nationales,

maîtrise des choix technologiques d'avenir

La contribution aux objectifs de gestion optimale et de développement des ressources nationales et de maîtrise des choix technologiques d'avenir dépend étroitement de la capacité des filières à constituer, à une échéance raisonnable, une solution compétitive en comparaison des autres moyens à disposition. Or, force est de constater qu'en dépit d'un développement important à l'échelle mondiale les gains de productivité attendus de chacune des filières lors de l'élaboration des précédents tarifs n'ont pas été atteints. En tout état de cause, la contribution de l'obligation d'achat à ces objectifs n'est guère quantifiable.

3.1.5. Compétitivité de l'activité économique

Aucun élément ne permet de penser que la contribution à l'objectif de compétitivité de l'activité économique est positive, puisque l'obligation d'achat repose sur la contribution des consommateurs d'électricité nationaux et, en proportion, davantage sur les clients résidentiels et les petites et moyennes entreprises, dont rien ne prouve qu'elle soit inférieure aux éventuelles conséquences favorables du développement des filières concernées sur l'économie française.

3.1.6. Indépendance et sécurité d'approvisionnement

La contribution aux objectifs d'indépendance et de sécurité d'approvisionnement est, en général, positive. Cependant, dans le cas de l'énergie éolienne, eu égard à l'importance des objectifs de développement de cette filière, cette contribution est plus difficile à discerner. En effet, compte tenu du caractère difficilement prévisible et peu modulable de la production éolienne, son développement conduit à substituer une dépendance météorologique à une dépendance géostratégique, n'offrant aucune sécurité particulière d'approvisionnement et se manifestant par des effets comparables sur les prix des marchés électriques les plus concernés, avec des constantes de temps plus courtes. En tout état de cause, la contribution de l'obligation d'achat à ces objectifs est difficilement quantifiable.

3.2. Evaluation de la contribution de l'obligation d'achat aux objectifs visés

Le tableau ci-dessous donne, pour les technologies auxquelles les nouvelles filières sont censées se substituer, la valeur des coûts externes retenus.

Source : ExternE, 2004-2005.

Les filières de production d'électricité utilisant les énergies renouvelables ne sont pas sans effets négatifs sur l'environnement. Ceux-ci correspondent aux impacts liés à la construction des équipements de production, à l'utilisation des moyens de transport nécessaires à la maintenance, à l'occupation de l'espace et, parfois, aux émissions atmosphériques. Ces impacts, rapportés aux volumes de production modestes des équipements en question, ne sont pas négligeables.

Le tableau ci-dessous donne, pour les technologies utilisant les énergies renouvelables, la valeur des coûts externes retenus.

Source : ExternE 2004-2005.

4. Principe d'analyse du tarif proposé

L'analyse est fondée sur deux comparaisons :

- le tarif d'achat, majoré des coûts externes de la filière étudiée, est comparé avec les coûts de production et les coûts externes évités des filières nucléaire, charbon et cycle combiné au gaz, afin de vérifier que l'obligation d'achat se traduit par un gain collectif (partie III) ;

- le tarif d'achat est comparé avec les coûts de production de la filière considérée, afin de vérifier que la rémunération accordée n'excède pas une rémunération normale des capitaux immobilisés (partie IV).

II. - DESCRIPTION DU TARIF PROPOSÉ

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.

3. Indexation

Le tarif applicable à une nouvelle installation est fonction de l'année de la demande du contrat. Il est indexé au 1er janvier de chaque année. Le tarif applicable à chaque contrat est révisé au 1er novembre de chaque année.

En comparaison des arrêtés actuellement en vigueur, les formules d'indexation prennent en compte l'indice des prix à la production, ainsi que l'avait préconisé la CRE dans son avis du 8 juin 2005 relatif à la modification des modalités d'indexation des contrats d'obligation d'achat consécutive à la disparition de l'indice PsdA.

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

Vous pouvez consulter le tableau dans le JO

n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 117

4. Installations n'ayant jamais bénéficié d'un contrat d'obligation d'achat

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

20 - N

S =

si N est inférieur à 20 ;

20

S = 20 si N est supérieur ou égal à 20,

1

S =

si N est supérieur ou égal à 20 ;

où N est le nombre d'années, entières ou partielles, comprises entre la date de mise en service industrielle de l'installation et la date de signature du contrat d'achat.

Le projet d'arrêté fait référence aux « contrats d'obligation d'achat », termes qui ne sont pas formellement définis par la loi. Il conviendrait donc de leur substituer la référence aux « contrats d'achat prévus aux articles 8, 10 et 50 de la loi du 10 février 2000 ».

III. - COMPARAISON DU TARIF PROPOSÉ AUX COÛTS ÉVITÉS

DES FILIÈRES CONVENTIONNELLES

1. Principes

Le tarif d'achat, majoré des coûts externes de la filière étudiée, est comparé aux coûts de production et externalités 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. Analyse

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.

Source : DIDEME, analyse CRE et ExternE.

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.

Source : DIDEME, analyse CRE et ExternE.

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.

3.3. Conclusion

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.

IV. - COMPARAISON DU TARIF PROPOSÉ

AVEC LES COÛTS DE PRODUCTION DE LA FILIÈRE

1. Principes

1.1. Détermination des coûts de la filière

Le tarif d'achat est comparé aux coûts de production de la filière, afin de vérifier que la rémunération accordée n'excède pas une rémunération normale des capitaux immobilisés.

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.

1.2. Détermination du niveau de rentabilité normale des installations

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. Analyse

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.

V. - CONSÉQUENCES DU TARIF PROPOSÉ

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)

Vous pouvez consulter le tableau dans le JO

n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 117

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 (< 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.

VI. - AVIS DE LA CRE

Le tarif proposé augmente substantiellement par rapport au tarif actuellement en vigueur.

Analyse du gain pour la collectivité :

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.

Analyse de la rentabilité :

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.

Conséquences sur les charges de service public :

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.

Autres considérations :

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.

Fait à Paris, le 29 juin 2006.

Pour la Commission de régulation de l'énergie :

Le président,

P. de Ladoucette