Mercredi dernier a eu lieu, à l’assemblée nationale, l’audition de M. Jean-Michel Charpin, inspecteur général des finances et de M. Claude Trink, ingénieur général des mines sur le rapport de la concertation avec les acteurs concernés par le développement de la filière photovoltaïque. Vous pourrez retrouver l’intégralité de la discussion sur ce lien :
http://www.assemblee-nationale.fr/13/cr-eco/10-11/c1011047.asp#P5_340
La lettre (à la fin en italique) de M. Serge Poignant, président de la Commission des affaires économiques à MM. Charpin et Trink, présidents de la commission de concertation sur la filière photovoltaïque, résume très bien les idées exprimées lors de ce débat. Elle me semble être le bon sens.
Voici quelques morceaux choisis qui peuvent donner une idée de l’orientation de ce qui sera annoncé le 8 mars :
Commission des affaires économiques
Avec seulement 0,7 % de la production d’énergies renouvelables et 0,1 % de la consommation finale brute d’électricité, le photovoltaïque occupe une place minime dans notre panorama énergétique. C’est néanmoins une énergie très populaire. À la fin de 2010, selon ERDF, on dénombrait 143 112 installations, dont 130 000 de moins de trois kilowatts, contre 845 pour l’éolien – cependant, le rapport s’inverse si l’on considère la puissance installée : 973 mégawatts pour le photovoltaïque, et 5 300 pour l’éolien. Le nombre des demandes de raccordement s’élève à 70 000, contre 357 pour l’éolien. Tout se passe, dirait-on, comme si on attendait que le photovoltaïque tienne la promesse de Prométhée : donner l’énergie aux hommes !
Quels sont donc les enjeux qui expliquent que la collectivité accepte de financer une énergie cinq à dix fois plus chère que les énergies traditionnelles ? J’en ai recensé six. Il y a d’abord l’enjeu proprement énergétique : le mix proposé dans le cadre du Grenelle de l’environnement. Il y a ensuite l’enjeu industriel, le photovoltaïque étant appelé à jouer un rôle central parmi les éco-industries dites cleantech, l’enjeu environnemental, les énergies renouvelables contribuant à réduire les émissions de gaz à effet de serre, et l’enjeu technologique, ce domaine faisant l’objet d’intenses recherches, en particulier en vue d’abaisser les coûts. Il s’agit enfin de réduire le déficit commercial de la filière, de 800 millions en 2009 et de 1 500 millions l’an dernier, et de préserver des emplois – 25 000 actuellement, dont 16 000 dans les entreprises d’installation et l’ingénierie.
Le succès de cette filière n’en est pas moins inquiétant puisque 973 mégawatts étaient raccordés à la fin de 2010 et que les demandes portaient sur 6 400 MW alors que l’objectif du Grenelle et de la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) est de 5 400 mégawatts pour 2020.
Enfin, le coût est important puisque la CSPE (Contribution au Service Public de l’Electricité qui est due par tous les consommateurs finaux d'électricité au prorata des kWh consommés) « s’emballe » en attendant que la parité réseau soit atteinte : 66 millions en 2009, 560 millions en 2010 et, selon la CRE, un milliard en 2011, avec 1,2 gigawatt supplémentaire raccordé. Le photovoltaïque représentera alors 30 % du montant de la CSPE, soit 2,7 euros par mégawattheure. J’ajoute qu’en 2011 on demandera aux consommateurs d’électricité 7,5 euros par mégawattheure, contre 35 en Allemagne où les capacités installées sont dix-sept fois les nôtres, et que chaque nouvelle installation implique des engagements sur vingt ans.
À ce dernier propos, il faut rappeler que 3 000 mégawatts de projets sont d’ores et déjà susceptibles d’être réalisés dès l’expiration du moratoire, dont la moitié le seront probablement selon nos estimations : c’est trois fois la cible annuelle mentionnée dans le précédent rapport, soit une charge additionnelle de 700 millions d’euros de CSPE, si bien que celle-ci atteindra 1,2 milliard avant même l’introduction de nouveaux projets. Les tarifs et les cibles de développement du nouveau cadre de régulation devront être assez stricts pour limiter l’accroissement de cette charge, mais suffisamment attractifs pour permettre à la filière de se structurer.
Le coût du photovoltaïque est certes élevé au regard de la quantité d’énergie produite aujourd’hui par ce secteur, mais pour apprécier la charge additionnelle annuelle, il faut prendre en considération le fait que les installations raccordées en 2011 et 2012 fonctionneront certainement moins de 1 200 heures par an la première année. Il faut dès lors raisonner en kilowattheures au coût du moment. Si l’on prend pour hypothèse 700 mégawatts installés et 600 heures de fonctionnement par exemple, on arrive à un résultat de l’ordre de 420 000 mégawattheures. Multiplions par 50 centimes d’euro le nombre de kilowattheures : le coût supplémentaire ne sera que de 210 millions d’euros, soit moins de 1 % des 40 milliards d’euros de dépense annuelle en électricité des Français. Les tarifs étant par ailleurs dégressifs, cette proportion va même rapidement baisser jusqu’au moment où nous atteindrons la parité réseau, prévue pour 2018 s’agissant du résidentiel, pour 2020 s’agissant des installations sur grandes toitures et, certes, un peu plus tard en ce qui concerne les centrales au sol – mais ce sont elles qui coûtent le moins.
Nous nous sommes engagés dans la PPI à nous en tenir à 5 400 mégawatts par an jusqu’en 2020, soit 500 mégawatts par an, mais nous ignorions alors que les coûts baisseraient aussi vite. Aujourd’hui, nous savons que nous pouvons nous permettre de baisser des tarifs en maintenant la rentabilité, et que la progression de la CSPE restera raisonnable. Il ne s’agit pas d’aller jusqu’à 1 500 ou 2 000 mégawatts annuels, ce qui serait en effet insupportable, mais il n’en est pas de même si nous nous situons entre 5 000 et 10 000 MW à l’horizon de 2020, certaines entreprises ayant fait savoir qu’avec une trajectoire de 800 mégawatts annuels, la situation serait supportable.
Je voudrais cependant revenir sur le moratoire. Parmi les projets, quelle est la proportion des toitures de bâtiments agricoles ? Au 8 mars, à quels dossiers donneriez-vous la priorité, alors que le stock de projets n’est déjà pas négligeable ? Les exploitants profitent parfois de la mise aux normes des bâtiments agricoles pour investir. Si le banquier prend en nantissement les revenus tirés de l’achat de l’électricité – cela arrive –, le prêt n’est pas débloqué tant que le contrat n’est pas signé. Nombre de dossiers sont ainsi arrêtés.
Enfin, préconisez-vous de limiter la surface des grandes toitures ? Des supermarchés profitent des projets d’installation de cellules photovoltaïques pour rénover intégralement leur toiture. Les besoins des particuliers et des exploitants agricoles risquent d’être ainsi défavorisés.
Comme le président Poignant, je considère que le coût de la filière des énergies renouvelables est très faible. Aujourd’hui, la CSPE ne représente que 0,75 % des factures d’électricité. En revanche, l’intégration du coût du stockage des déchets nucléaires et de la prolongation de la vie des centrales va rendre l’énergie nucléaire de plus en plus coûteuse. Les choses ne sont donc pas aussi tranchées qu’on le prétend parfois.
Enfin, des pays comme l’Allemagne ont obtenu de meilleurs résultats que la France dans le domaine agricole en favorisant le rachat de l’énergie photovoltaïque produite par les agriculteurs. Ce sont 25 % des exploitations agricoles allemandes qui tirent des profits de leurs engagements environnementaux. Nous ne devons pas négliger les petites productions.
Enfin, monsieur le président Grouard, la France dispose d’un des meilleurs instituts de recherche en matière d’énergie solaire avec l’INES. Si ses compétences sont sous-exploitées, c’est à cause des risques permanents de bouleversement du cadre réglementaire et fiscal de l’énergie solaire en France, illustrée une fois de plus par l’adoption du moratoire.
La politique de tarifs de rachat dégressifs de l’énergie au fil du temps ne risque-t-elle pas d’interdire aux entreprises toute prévisibilité à moyen terme ? Elles ne pourront plus élaborer le moindre « business plan » à moyen terme, ni obtenir la confiance des banques faute de pouvoir faire état d’un chiffre d’affaires à peu près assuré ! C’est un frein qui serait ainsi imposé au développement de l’énergie photovoltaïque.
Quels revenus supplémentaires les agriculteurs pourraient-ils tirer de la production d’énergie photovoltaïque ?
Enfin, serait-il envisageable que soient sortis de la file d’attente les projets de filiales d’EDF, qui se trouvent en concurrence un peu déloyale avec ceux des entreprises privées, le plus souvent des PME ?
Messieurs les inspecteurs généraux, pour justifié qu’il soit, le moratoire qui a été adopté a mis en situation délicate, par sa brutalité, nombre d’investisseurs et de chefs d’entreprise. Les projets ayant obtenu l’accord d’ERDF et dont la proposition commerciale n’avait pas été signée du fait de la carence de cet opérateur ne devraient-il pas bénéficier d’une session de rattrapage ?
Enfin, si nous voulons développer l’énergie photovoltaïque – notamment en raison des emplois qu’elle crée – sans accroître à l’excès la CSPE, pourquoi la différence entre son coût d’achat et le prix du marché de l’électricité ne serait-elle pas supportée par d’autres dispositifs que la CSPE ?
Les 800 mégawatts doivent d’autre part être répartis entre 200 pour les centrales au sol, 200 pour les petites toitures, et 400 pour les grandes toitures ; ce sont en effet ces dernières qui apportent le plus de valeur ajoutée. Cette répartition répond aussi aux demandes des agriculteurs.
Passer de 500 à 800 mégawatts n’aboutit qu’à un surplus de 300 mégawatts en 2013. Faire fonctionner une telle puissance installée pendant 1 200 heures permet de produire 360 millions de kilowattheures. La dégressivité des tarifs étant, sous peine d’échec, aussi inévitable qu’obligatoire, nous pouvons considérer que le tarif du kilowattheure sera de 35 centimes d’euros. Le coût total de cette énergie sera donc de 120 millions d'euros. Ce surcoût représentera en 2013 au maximum 0,3 % des 40 milliards d'euros de consommation annuelle d’électricité en France, avant de diminuer. Nous devons affirmer auprès de l’exécutif qu’il est intéressant de le consentir pour conserver notre filière photovoltaïque aujourd’hui et pour assurer son avenir.
Par ailleurs, le seuil de 100 kilowatts retenu par la direction générale de l’énergie et du climat pour les appels d’offres me paraît trop faible. Les petites entreprises ne sauront pas y répondre ! Une puissance de 250 kilowatts, correspondant d’ailleurs à un critère de raccordement basse tension à ERDF et à une surface de 2 500 m2, me paraît plus raisonnable.
Un tarif régionalisé est aussi indispensable pour éviter une concentration des projets dans le sud de la France.
Pour donner de la visibilité aux entreprises, une programmation annoncée de la dégressivité est nécessaire. La pente de celle-ci pourrait du reste être plus forte la première année, de façon à tenir compte de la forte baisse des coûts constatée depuis deux ans. La parité avec les tarifs généraux devrait être réalisée entre 2020 et 2023.
En revanche, la trimestrialité pose difficulté, surtout si le tarif retenu est celui en vigueur à la date d’acceptation de la proposition technique et financière (PTF). Compte tenu notamment du délai de traitement des propositions par ERDF, une entreprise n’a aucune chance de réaliser son projet dans les trois mois de sa PTF.
Le mode de sortie du moratoire doit privilégier les bons projets, déjà avancés. Nous l’avons dit, ERDF n’a pas toujours respecté les délais d’acceptation des PTF ; certains projets sont déjà pourvus de permis de construire ; les travaux pour d’autres ont même déjà commencé.
Notre collègue François de Rugy a raison. Il nous est proposé dans le rapport d’installer une puissance de 150 mégawatts sur les toitures résidentielles, de 150 autres sur les toitures non résidentielles, et de 200 dans des centrales au sol. C’est donc bien 40 % de la puissance qu’il est prévu de réserver à ces dernières. Nous ne pouvons pas nous satisfaire de ce ratio. Les panneaux chinois ont tous pour vocation d’équiper des centrales au sol. Un minimum de patriotisme intelligent suppose, en cas d’accroissement de la puissance installée à 800 mégawatts – position que je soutiens –, une part nettement supérieure pour les bâtiments. La répartition doit alors être de 300 mégawatts pour chacun des deux types de toitures, la puissance accordée aux centrales au sol restant fixée à 200 mégawatts mais tombant à 25 % du total. Monsieur le président, tel est mon premier « amendement » à votre contribution.
L’objectif de 5 400 mégawatts en 2020 résulte du Grenelle ; il a été validé par le Parlement ; enfin, l’exécutif l’a repris dans la PPI. Un objectif ainsi solennisé ne saurait être remis en cause par deux fonctionnaires chargés d’une mission de concertation.
De plus, cette question est très politique. Elle l’est d’abord en termes d’avantages : création d’emplois, de valeur ajoutée, d’assiette fiscale, effet positif sur l’environnement, perspective à long terme de la filière dans une situation où l’évolution rapide des technologies empêche que les positions ne se figent. Elle l’est aussi du point de vue des payeurs. Ces réalisations coûteront cher ; il revient donc au Parlement, en liaison avec l’exécutif, d’arbitrer entre leurs avantages et leurs inconvénients. L’augmentation des prix de l’électricité, de plus de 6 % l’an dernier, va se poursuivre.
Nous avons progressé dans deux domaines. D’abord, nous sommes certains aujourd’hui que le nombre de mégawatts photovoltaïques installés sera très supérieur à celui prévu par la PPI et par le Grenelle : alors que pour atteindre les objectifs de celui-ci, l’installation de 300 mégawatts par an suffirait, les deux bornes de l’hypothèse de notre rapport sont de 500 et 800 mégawatts.
Avec une puissance installée constante chaque année et une diminution parallèle des coûts, de 10 % par an environ, la totalité des gains de productivité irait à la CSPE. Les acteurs de la filière nous ont proposé un mécanisme selon eux mieux équilibré. Il consisterait à faire diminuer régulièrement les suppléments d’engagements de CSPE, l’objectif étant que les coûts du photovoltaïque rejoignent ceux de l’énergie produite mais aussi à jouer sur la pente de convergence. A chaque diminution du coût de la production d’énergie photovoltaïque, la moitié de la diminution pourrait être affectée à un accroissement de son volume ; par exemple, à chaque diminution de 10 % du prix de l’énergie photovoltaïque, une augmentation de 5 % de la production pourrait être décidée. Ainsi, l’asymptote finalement recherchée n’empêcherait pas l’accroissement de la production de la filière.
Le tarif fixé à un moment donné est acquis pour vingt ans. Le tarif inférieur qui sera fixé l’année ou le trimestre suivant vaudra pour les nouveaux projets.
Pour obtenir un financement de la part des banques, le porteur de projet doit être informé du tarif auquel il pourra vendre l’électricité qu’il produit. Les tarifs futurs doivent donc être connus aussi tôt que possible, en amont de la PTF.
Cependant, pour éviter la spéculation, je propose d’instaurer des délais pour la réalisation du projet. Sinon, des projets continueront à être déposés pour bénéficier d’un tarif donné, alors qu’ils ne seront réalisés que quelques années plus tard, lorsque leurs coûts auront baissé.
Nous avons rappelé que 3 000 mégawatts de projets suspendus par le moratoire remplissent toutes les conditions nécessaires à leur réalisation, au tarif ancien, dès la fin de ce moratoire et pendant les dix-huit mois qui suivront. Nous estimons que 50 % de ces projets seront menés à bien dans le délai, la proportion étant certainement plus forte pour les installations sur toitures que pour les grandes installations au sol. L’activité sera donc rétablie dans le secteur, pendant un an et demi, mais on comprend bien qu’il sera difficile de faire place à de nouveaux projets. Le rapport évoque donc la possibilité d’un régime de transition en signalant des types de projets qui nous paraîtraient mériter une attention particulière dans ce cadre.
« Messieurs les Présidents,
Permettez-moi, avant la clôture de votre rapport sur l’énergie photovoltaïque, de souligner près de vous quelques points de base auxquels je suis très attaché, conscient de la nécessité de maîtriser l’augmentation de CSPE mais autant persuadé que des milliers d’emplois de nos PME-PMI sont en jeu :
- Les quotas en volume annuel de 500 MW sont beaucoup trop faibles. 800 MW me paraissent être un minimum avec la répartition suivante : 200 MW pour les centrales au sol, 200 MW pour les petites toitures jusqu’à 36 kw et 400 MW pour les plus grandes toitures.
- Un appel d’offres à partir de 100 kw me paraît être trop faible et devoir aller à l’encontre du développement des petites entreprises. Un chiffre de 250 kw, correspondant d’ailleurs à un critère de raccordement à ERDF, est indispensable.
- Les critères de qualité, label, certification, assurance…, doivent être au mieux définis pour soutenir une réelle filière française.
- Un tarif régionalisé est indispensable pour éviter une concentration de projets dans le Sud de la France.
- Une dégressivité annoncée est nécessaire mais la trimestrialité est dangereuse en termes d’engagement notamment des banques, surtout si le tarif retenu est celui de la date d’acceptation de la PTF.
- Le traitement de la sortie du moratoire est un point crucial qui doit privilégier les bons projets déjà très avancés.
Vous aurez donc compris que je soutiens les entreprises, hors celles qui n’ont eu qu’un but spéculatif, qui ont créé des milliers d’emplois (20 à 25 000) et dont beaucoup ne pourront survivre à une décision trop brutale.
Vous aurez aussi compris que je considère ces milliers d’emplois essentiellement sur les projets de toitures inférieurs à 250 kw où notre valeur ajoutée peut s’exprimer.
Vous aurez enfin compris que je ne peux soutenir des projets au sol qui prive l’agriculture de centaines d’ha, détournent le seuil de 12 MW et absorbent les quotas de puissance.
/fdata%2F3596341%2Favatar-blog-1139618439-tmpphpuszvF1.jpg){kind=avatar}