projet rapport charpin

8/7/2019 Projet rapport charpin

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Projet de rapport de la concertation avec les acteursconcerns par le dveloppement de la filire photovoltaque

Co-prsidents :

Jean-Michel Charpin

Inspecteur gnral des financesClaude Trink

Ingnieur gnral des mines

Rapporteurs :

Raphal Contamin

Olivier Teissier

Nicolas BarberJulien Marchal

Version provisoire 9 fvrier 2011


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AVERTISSEMENT

Rdig sous la responsabilit de M. Jean-Michel Charpin, inspecteur gnral des finances, et M.Claude Trink, ingnieur gnral des mines, ce projet de rapport sera discut lors de la runiondu 11 fvrier 2011 de la commission de concertation avec les acteurs de la filirephotovoltaque. Il a par nature un caractre provisoire.

lissue de cette runion, une nouvelle version sera laborepour intgrer les enseignementsde la discussion du 11 fvrier 2011. Adress aux trois ministres commanditaires de laconcertation, Mme Nathalie Kosciusko-Morizet, Mme Christine Lagarde et M. ric Besson, ce

rapport final visera les informer sur le contenu et les conclusions de la concertation mene leur demande depuis la mi-dcembre 2010. Il nengagera que les deux prsidents de laconcertation, et pas les participants.

Ni ce projet de rapport, ni le rapport final ne visent prsenter les dcisions qui seront prisespar le Gouvernement. Comme cela avait t clairement annonc ds le dmarrage de laconcertation, cest { lissue de celle-ci que le Gouvernement fera connatre ses intentions, et quesengagera la phase des consultations prvues par les t extes rglementaires.

Lobjectif reste de mettre en place le nouveau dispositif de rgulation et la politique dedveloppement de la filire photovoltaque avant la fin de la priode de suspension de trois moisdclenche par le dcret du 9 dcembre 2010.


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Plan du rapport

I. Une concertation ouverte associant les diffrents acteurs de la filire ............................................. 4

II. La ncessit de sortir de la priode de suspension pour se replacer sur une trajectoire

durable de dveloppement de la filire ..............................................................................................................

1. Un dveloppement trs largement suprieur aux prvisions........................................................... 6

2. Impact sur la CSPE ..................................................................................................................................

3. tat des demandes de raccordement et de la file dattente.............................................................. 8

III. Lambition de dvelopper une filire photovoltaque franaise tenant compte des ralitsconomiques et des objectifs environnementaux ............................................................................................. 1

1. Force et faiblesses de la filire photovoltaque franaise ................................................................ 11

2. Lenvironnement, au cur de la problmatique, pour porter la filire franaise................. 15

3. Un lien particulier entre la filire photovoltaque et le secteur du btiment .......................... 16

4. Impact de la rglementation sur le dveloppement de la filire .................................................. 19

5. Le financement du dveloppement de la filire ................................................................................... 20

IV. Le nouveau cadre de rgulation mettre en place ............................................................................. 21

1. Cibles de dveloppement et rpartition entre catgories ............................................................... 21

2.

Points transversaux dans le dispositif de rgulation ......................................................................... 25

3. Cadre de rgulation des particuliers ........................................................................................................

4. Cadre de rgulation des grandes toitures .............................................................................................. 3

5. Cadre de rgulation des centrales au sol ................................................................................................ 3

6. Types de projets devant susciter une attention particulire dans le nouveau cadre dergulation ........................................................................................................................................................

V. La gestion de la sortie de la priode de suspension afin de permettre la reprise du systme39

1. Diffrents types de projets { considrer dans loptique dunventuel systme detransition .........................................................................................................................................................

2. Articulation entre systme de transition ventuel et reprise globale du systme ................ 43

3. Limportance de la communicationet du lien avec les acteurs de la filire ............................. 45

VI. Annexes : .................................................................................................................................................

1. Liste des participants aux runions plnires ...................................................................................... 47

2. Liste des entretiens bilatraux raliss ................................................................................................... 4 3. Liste des personnes ou organisations ayant envoy une contribution la mission ............ 51


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I. Une concertation ouverte associant les diffrents acteurs de la filire

Dans un communiqu de presse du 2 dcembre 2010, le Premier ministre Franois Fillonannonait la volont du gouvernement de suspendre de faon transitoire lobligation dachat dellectricit produite par certaines installations utilisant lnergie radiative du soleil, et dengagerune concertation avec les acteurs concerns par le dveloppement de la filire photovoltaquefranaise sur la mise en place dun nouveau cadre de rgulation. Les ministres, NathalieKosciusko-Morizet, ministre de lcologie, du Dveloppement durable, des Transports et duLogement, Christine Lagarde, ministre de lconomie, des Finances, et de lIndustrie, et ricBesson, ministre charg de lIndustrie, de lnergie et de lconomieNumrique, ont missionnM. Jean-Michel Charpin, inspecteur gnral des finances et M. Claude Trink, ingnieur gnraldes mines, pour mener cette concertation dans une dmarche constructive et transparente.

La concertation sest droule { la fois sousla forme de runions plnires et de runionsbilatrales et a pris en compte lensemble des contributions crites soumises par les diffrentsparticipants. Les six runions plnires ont associ lensemble des parties prenantes : lus,acteurs industriels, syndicats professionnels et associations, gestionnaires de rseaux,organismes publics, reprsentants des investisseurs, collectivits locales, organisationsenvironnementales, reprsentants des consommateurs. Les personnalits et organisationsinvites ces runions ont t choisies pour leur reprsentativit. Leur nombre a t limit pourque les runions plnires puissent tre une enceinte de travail efficace. En complment, lamission a tenu des runions bilatrales avec les acteurs qui nont pas pu tre invits lors desrunions plnires et qui ont demand tre auditionns et avec des acteurs invits lors desrunions plnires qui ont souhait approfondir les changes. Enfin, les acteurs de la filire qui

le souhaitaient ont pu envoyer une contribution crite la mission et ventuellement la fairecirculer { lensemble des participants. Ainsi,soixante-neuf personnalits ou organisations ont t reprsentes lors des runions plnires, cinquante-et-une auditionnes et soixante-huit contributions crites ont t envoyes et prises en compte par la mission (cf. partie VI).

Cette configuration a permis dentendre le maximum dacteurs de la filire et dassocier lesdiffrentes sensibilits, dans un esprit de gouvernance partage ressemblant celui mis en placedurant le Grenelle de lenvironnement.

Le programme de travail de la concertation a t labor en accord avec les participants lors dela premire runion plnire ; par rapport la proposition initiale des prsidents, il est notamment apparu la ncessit dajouter une sanceddie aux problmatiques spcifiques desbtiments. Le calendrier et les sujets abords lors des sances plnires se sont alors droulscomme suit :

20 dcembre 2010 : le lancement des travaux et le fonctionnement de la file dattente

12 janvier 2011 : la rgulation pour les centrales au sol et les particuliers

17 janvier 2011 : la rgulation pour les grandes toitures

24 janvier 2011 : le dveloppement de la filire franaise et les objectifs environnementaux

28 janvier 2011 : le dveloppement de la filire et la conception des btiments

11 fvrier 2011 : le projet de rapport aux ministres


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Aprs la premire sance consacre fixer le programme de travail et examiner la questiondes files dattente, sur la base de prsentations de ERDF et de RTE, chacune des sancesplnires sest droule suivant le mme schma : une courte prsentation donnait lespropositions et les interrogations de ladministration et des organismes publics associs (DGEC,DGCIS, DGALN, Ademe, CSTB1) sur le sujet trait puis les acteurs taient invits ragir ces

propositions et { donner leur avis sur les questions ouvertes. Lordre du jour tait amnagdune sance { lautre de faon { rpondre autant que possible aux demandesdapprofondissement desacteurs.

Chacune des sances plnires a fait lobjet dun compte rendu dtaill, qui a t diffus {lensemble des participants. Les prsentations introductives ont galement t envoyes { tous.Par ailleurs, les acteurs qui le souhaitaient ont pu diffuser tous leur contribution crite ;lensemble de ces documents trs riches est annex au prsent rapport.

Compte tenu des dlais extrmement serrs entre la parution le 9 dcembre 2010 du dcret n2010-1510 suspendant lobligation dachat de llect ricit produite par certaines installationsutilisant lnergie radiative du soleil et la fin de la suspension prvue le 9 mars 2011, leprocessus de la concertation sest droul { la fois en amont et en parallle du processusdlaboration des textesdevant fixer le futur cadre de rgulation du secteur. Si les prsidents ont men la concertation de faon indpendante de ladministration, ils ont nanmoins tenurgulirement informs de son avancement les responsables de la DGEC chargs de llaboration des textes et les cabinets des ministres commanditaires. Ces changes rguliers ont permis defaire connatre la position des acteurs et dalerter le cas chant sur les points les plus sensibles.

Le but de la concertation a t clairement raffirm tout au long de son droulement : il nesagissait pas de se substituer au travail de prparation des textes men par ladministration, nide consulter les participants sur les propositions de texte, mais, en amont, dessayer de dfiniravec lensemble des parties prenantes de la filire les principes directeurs dun nouveau cadrede rgulation durable, propice au dveloppement dune filire industrielle franaise comptitive,respectueuse de lenvironnement et compatible avec les contraintes de financement dela CSPE2.

Le prsent rapport a vocation traduire la richesse des dbats et la diversit des points de vueexprims, en essayant, lorsque cela est possible, den faire la synthse et den tirer desrecommandations pour la prparation des textes qui permett ront la reprise de lensemble dusystme ds le 9 mars 2011.

1 La DGCIS dpend du ministre de lconomie, des finances et de lindustrie, la DGALN dpend du ministre delcologie, du dveloppement durable, des transports et du logement et la DGEC dpend conjointement des deuxministres prcdemment mentionns. L'Agence de l'Environnement et de la Matrise de l'nergie (ADEME) est untablissement public sous la triple tutelle des deux ministres prcdemment mentionns et du ministre delEnseignement suprieur et de la Recherche. Elle participe la mise enuvre des politiques publiques dans lesdomaines de l'environnement, de l'nergie et du dveloppement durable. Enfin, le Centre Scientifique et Technique duBtiment (CSTB) est un tablissement public caractre industriel et commercial plac sous la tutelle du ministre del'cologie, du Dveloppement durable, des Transports et du Logement.

2 Contribution au service public de llectricit


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II. La ncessit de sortir de la priode de suspension pour se replacer sur une trajectoire durable de dveloppement de la filire

1. Un dveloppement trs largement suprieur aux prvisions

Dans la perspective de lobjectif de diviser par quatre les missions de gaz {effet de serre de laFrance { lhorizon 2050, le Grenelle de lenvironnement avait adopt des cibles ambitieuses pourle dveloppement de l'nergie photovoltaque : 1 100 MW de puissance installe fin 2012 et 5400 MW { fin 2020. Ces objectifs ont t repris et confirms par larrt du 15 dcembre 20093 relatif la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'lectricit.Ils reprsentent environ 500 MW de nouvelles installations par an en rythme constant.

Bnficiant dun tarif dachat avantageux par rapport aux fortes baisses de cot constates en2009 et 2010, les demandes de raccordement dposes en 2009 et 2010 ont largement dpassces objectifs. Malgr un abaissement des tarifs en janvier 2010 (cf. Tableau 1), les demandes ont continu affluer massivement. La mission confie en mars 2010 au Conseil gnral de

lindustrie, de lnergie et des technologies (CGIET) et { lInspection gnrale des finances (IGF)a propos dans son rapport du 29 juillet 2010 (rapport CGIET-IGF) une baisse immdiate destarifs et une volution du dispositif de rgulation de faon mieux contrler les quantitsinstalles. Ainsi le niveau des tarifs dachat a fait lobjet au 1er septembre 2010 dun ajustement.Lensemble des tarifs dachat, quel que soit le type de btiment, la puissance de linstallation oule degr dintgration au bti, a t abaiss de 12% de manire homogne { la seule exceptiondes installations rsidentielles (infrieures 3kWc) les mieux intgres au bti pour lequel letarif dachat est rest inchang. Pour ces dernires installations, le taux de crdit dimpt a tabaiss de 50% 22%. Pour autant, les conditions de rachat restaient avantageuses et lesdemandes ont continu { affluer, si bien que le gouvernement sest vu contraint de suspendre le processus par le dcret n 2010-1510 du 9 dcembre 2010 suspendant lobligation dachat de

llectricit produite par certaines installations utilisant lnergie radiative du soleil, commecela est prvu par la loi 2000-108 du 10 fvrier 2000 relative la modernisation et audveloppement du service public de l'lectricit.

3 Le rapport final de la PPI lectricit 2009 a t transmisau Parlement le 3 juin 2009 et larrtcorrespondant a t pris le 15 dcembre 2009 et publi au JO le 10 janvier 2010.


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TABLEAU 1 : EVOLUTION DU TARIF DE RACHAT (EN C/KWH)

Type d'installation

Tarif d'achat (hors taxes) c/kWh en mtropole

anne 2009 Janvier-Aot 2010septembre 2010-

mars 2011

Centrales au sol 3231,4 + 0 20%

selonl'ensoleillement

27,6 + 0 20%selon

l'ensoleillement

intgr au btiet puissanceinfrieure

250 kW

habitation P< 3kWc

60,1

58

58

habitation P> 3kWc 51

btiment d'enseignement oude sant achev depuis plus

de 2 ans

51

autre btiment achev depuisplus de 2 ans

50 44

intgr au btiet puissancesuprieure

250 kW

habitation / /

btiment d'enseignement oude sant achev depuis plus

de 2 ans/ /

autre btiment achev depuis

plus de 2 ans/ /

Intgr demanire

simplifie aubti

Tout type de btiment / 42 37

Fin 2010, la capacit installe tait de lordre de 1GW et en date du dcret suspensif du 9dcembre 2010, les demandes de raccordement atteignaient plus de 6GW. Cette croissance desdemandes ouvre certes des perspectives intressantes de dveloppement de la filire mais setraduit par des engagements financiers susceptibles de peser lourdement sur le pouvoir dachat des consommateurs.

2. Impact sur la CSPE

Limpact du photovoltaque sur la contribution au service public de llectricit (CSPE) serasensible ds 2011. Dans sa dlibration du 7 octobre 2010 portant proposition relative auxcharges de service public de llectricit et { la contribution unitaire pour 2011, la Commissionde rgulation de lnergie (CRE) noteune hausse trs forte des surcots relatifs aux contratsdachat, tire par le fort dveloppement des achats aux filires renouvelables, essentiellement les filires photovoltaque et olienne. Ainsi la charge relative au photovoltaque passerait de 66M en 2009 { 998 M en 2011; cela reprsenterait environ 30% du total des chargesprvisionnelles pour 2011, soit 2,7 /MWh de CSPE.Cette contribution reprsente une haussede la facture dlectricit des consommateurs de lordrede 2 3% alors que la production


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dlectricitphotovoltaque correspondante est de lordre de 0,5% de la consommation totaledlectricit. Mme si cette valuationest antrieure au dcret de suspension, elle donne unebonne ide de la croissance des charges lies au dveloppement du photovoltaque. Par ailleurs,elle met en lumire que dans le bouquet dnergie renouvelable dveloppe par la France, lephotovoltaque constitue, de loin, lnergie laplus chre ramene au kWh produit ou en terme

daide publique au kWh produit 4. Les analyses conomiques montrent galement que le cot latonne de CO2 vit est largement plus lev pour le photovoltaque que pour lolien ou la

biomasse par exemple.

limpact sur la CSPE, il faudrait ajouter les impacts potentiels de ce dveloppement sur leTURPE5, ainsi que le cot pour les finances publiques du crdit dimpt dveloppement durable(CIDD) qui bnficie aux mnages souhaitant investir dans une installation photovoltaque6 et du financement des collectivits locales qui ont choisi de dvelopper cette filire par dessubventions directes. Les impacts sur la CSPE et le TURPE ont t largement critiqus et dbattus en sance plnire et lors de la runion du 4 fvrier 2011 organise par la CRE ; lapartie IVrevient en dtail sur ces points.

3. tat des demandes de raccordement et de la file dattente

Les charges futures dpendent du rythme futur de dveloppement de la filire aprs le 9 mars2011 (cf. parties IVet V) mais galement, en grande partie cause des tarifs plus levs, desinstallations dj raccordes et de celles non impactes par le dcret de suspension et qui seront raccordes dans les mois venir. En effet, pour les installations dont le producteur a notifi augestionnaire de rseau, avant le 2 dcembre 2010, son acceptation de la proposition technique et financire (PTF) de raccordement au rseau, le dcret laisse un dlai de mise en service (9 ou 18mois) aux conditions tarifaires prexistantes.

La DGEC estime que les 973 MW installs au 31 dcembre 2010 reprsentent une charge deCSPE annuelle de lordre de 560 M/an pendant 20 ans, ce qui reprsente un engagement deprs de 9 md7.

Afin de prciser les engagements prvisibles { court terme, la concertation sest efforce de faireun point prcis de ltat des demandes de raccordement et des files dattente8 la suite dudcret de suspension. Les demandes de raccordement ont t adresses soit au Rseau detransport dlectricit (RTE), soit aux entreprises assumant la gestion des rseaux de

4 titre de comparaison, pour lolien terrestre, le tarif de rachat est de 8,2 c/kWh pendant dix ans, puisentre 2,8 et 8,2 c/kWh pendant cinq ans selon les sites ; pour la biomasse, les deux derniers appels

doffres ont donn un tarif moyen de 12,8 et 14,5 c/kWh. 5 Tarif dutilisation des rseaux publics dlectricit. 6 Le montant des dpenses fiscales de CIDD pour le photovoltaque a t de 600 M pour les installationsligibles en 2009 (source: DLF) et est estim entre 750 et 900 M pour les installations ligibles en 2010. Letaux de crdit dimpt a t ramen de 50% 22% partir de janvier 2011.

7 Comme mis en lumire par le rapport CGIET-IGF daot 2010, le tarif dachat moyen applicable auxinstallations dj raccordes est difficile estimer avec prcision; aussi il est suppos gal { 550 /MWh.Pour le calcul de lengagement sur 20 ans, le calcul est fait sur la base dun taux dactualisation de 4,5%,avec une hypothse de croissance du prix de gros de llectricit de 4,5% par an.

8 La mission entend par file dattente lensemble des projets ayant une PTF accepte avant le 2 dcembre2010, et donc non suspendus par le dcret du 9 dcembre 2010.


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distribution dlectricit (ERDF et Entreprises locales de distribution en mtropole, EDF SEI9 dans les zones non interconnectes ou ZNI) :

- sur le rseau RTE, il y a eu une croissance rapide des demandes de raccordement en2010 et un pic en aot 2010. Le volume de demandes de raccordement est de 2 250 MW la date du 9 dcembre 2010. Celles-ci comportent 15 demandes reprsentant 584 MWdont la PTF signe a t reue avant le 2 dcembre 2010. Les autres demandes,reprsentant 1666 MW, nont pas de PTF signe avant le 2 dcembre 2010. Une part trsimportante des demandes se trouve donc concerne directement par le dcret du 9dcembre 2010 car elles ne disposent pas dune PTF accepte avant le 2 dcembre 2010.Une part substantielle des projets disposant de la PTF signe avant le 2 dcembre 2010est par ailleurs impacte car elle ne pourra respecter le dlai dachvement sous 18 mois(9 mois si le projet est ancien) puisquil sagit de projets de forte puissance dont le dlaide dveloppement est relativement long ;

- sur le rseau dERDF (et des entreprises locales de distribution), lesdemandes deraccordement reprsentent 3 604 MW, dont 2057 MW ont une PTF accepte avant le 2dcembre 2010 et 1547 MW ne lont pas. Pour les puissances infrieures { 36 kVA, lerythme des demandes est relativement stable depuis fin 2009 (de lordre de 10 000 parmois pour une puissance de 40 MW). En revanche, le rythme des demandes pour cellessuprieures 36 kVA a connu un pic trs marqu en aot 2010 (pour le BT>36 kVA, lerythme mensuel est pass de 500 demandes et 100 MW prs de 3000 demandes et 400MW ; pour le HTA, le rythme mensuel est pass de 100 demandes et 100 MW prs de300 demandes et 500 MW). Le dcret du 9 dcembre 2010 a un impact direct sur plus de40% des demandes de raccordement en termes de puissance ; il convient par ailleursdajouter limpact li au respect du dlai dachvement de 18 mois (9 mois pour lesprojets anciens) qui est trs difficile valuer mais touche prfrentiellement les grosprojets ;

- dans les zones non interconnectes, il existe galement une file dattente spcifiqueauprs de EDF SEI. Les demandes de raccordement totalisent 547 MW, dont 373 MW ont une PTF accepte avant le 2 dcembre 2010 et 174 MW ne lont pas. Le dcret du 9dcembre 2010 a un impact sur plus de 30% des demandes de raccordement en termesde puissance.

Cette dcomposition est dtaille, exprime en termes de puissance, dans le tableau de synthsesuivant.

9 EDF SEI (Systmes nergtiques Insulaires) est une des directions dEDF SA


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TABLEAU 2:TAT DES DMARCHES DE RACCORDEMENT FIN DCEMBRE 2010

raccordsfin

dcembre

2010

Totaldemandes

raccordement

Projets suspenduspar le dcret

Projets nonsuspendus

(contraints par un

dlai de ralisation)BT

(3MW

265 2387

ERDF +EDF SEI

RTE

TOTAL


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III. Lambition de dvelopper une filire photovol taque franaisetenant compte des ralits conomiques et des objectifsenvironnementaux

1. Force et faiblesses de la filire photovoltaque franaise

i. Structure actuelle de la filire franaise

Lobjectif de dveloppement de la filire dpasse largement lasimple fourniture du marchfranais et se situe { terme { lexportation, tous les acteurs en conviennent. En effet, compte tenude la forte baisse des cots escompte, le photovoltaque a vocation fournir un servicelectrique comptitif avec les autres filires. Cette comptitivit relative dpend des profils dedemande et des conditions de production et distribution. Le point dquilibre, { partir duquel lesmoyens de production solaires offrent des services lectriques comptitifs, sans subvention, est couramment dsign comme la parit rseau; il dpend dun ct du cot de production duphotovoltaque et de lautre du cot de production et distribution des moyens classiques. Il sera

vraisemblablement atteint dabord dans des rgions o lensoleillement est fort et les cots deproduction et dacheminement classiques levs. Compte tenu de la baisse anticipe des cotsdes installations photovoltaques, cette parit rseau nest plus trs loigne dans certaineszones du monde. Elle sera probablement atteinte aussi en France, mais, avec les tendancesactuelles, pas avant 2020. Au niveau mondial, la filire reprsente dj prs de 100 md$ dechiffre daffaires et pourrait atteindre 250md$ en 2015. Si le dveloppement de la filirefranaise passe par la cration dun march subventionn en France, sa vocation est bien { termede vendre ses produits et son savoir-faire { lexportation, en tant comptitive.

De lavis de lensemble des participants { la concertation, la filire photovoltaque franaise aralis des progrs trs rapides au cours des cinq dernires annes ; dsormais la filire

franaise est prsente sur lensemble de la chane, de la production de cellules { linstallation depanneaux en passant par les auxiliaires lectriques. Toutefois, elle est relativement moinsprsente { lamont, qui constitue un march international trs concurrentiel, qu{ laval, auniveau de la pose et de lingnierie. Le Graphique 1,ralis par la DGEC et la DGCIS sur la basedes dernires informations du Syndicat des nergies renouvelables (SER), montre que les deuxtiers des emplois se trouvent { laval.


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GRAPHIQUE 1 : DCOMPOSITION EN VALEUR AJOUTE ET EN EMPLOISDE LA FILIRE PHOTOVOLTAQUE FRANAISE

Par ailleurs, mme si la filire compte dj des entreprises trs bien places sur certainssegments de march et certaines niches (quipements de production, matriaux solaires,matriels lectriques, etc.) les dernires statistiques disponibles montrent quen termes defournitures la filire franaise est largement minoritaire sur son propre march, puisque ledficit de la balance commerciale est de lordre de 1,5 md en 201010. Ce dficit est en fortecroissance par rapport { 2009 o il tait denviron 800 Met a t multipli par 10 en quatreans. LAsie est devenue la premire source de ce dficit et est en passe de distancer les autres;selon les chiffres fournis par les douanes, les importations chinoises reprsentent environ 25%du total en 2010 ; ces chiffres sont cependant probablement sous-estims, notamment parcequils ne prennent pas en compte le fait que les marchandises produites en Asie peuvent transiter par des pays tiers (notamment lAllemagne) avant de rejoindre la France. Il ne fait toutefois aucun doute que les importations en provenance dAsie sont en nette augmentation

ii. Principaux leviers de soutien la filire

Les progrs { raliser pour que la filire franaise devienne comptitive sur lensemble de lachane de valeur sont donc encoresensibles. Lintervention publique se justifie pour promouvoircette filire, au regard de deux types dexternalits :

- les externalits environnementales, associes notamment la rduction des missionsde CO2 ; terme, le photovoltaque a vocation apporter sa contribution { lmergencedun bouquet nergtique non carbon, condition ncessaire dune stabilisation durchauffement climatique autour de deux degrs ;

- les externalits technologiques, rsultant du fait quen phase dinvention, les bnficesdes innovations les plus importants demeurent publics, ce qui dtermine des incitations{ innover insuffisantes, et quen phase de diffusion, les effets dapprentissage sont trslevs en dbut de commercialisation. En dpit des systmes de brevets, on assiste donc

10 Sur la seule rubrique douanire "Dispositifs photosensibles semi-conducteur, y compris les cellulesphotovoltaques".


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{ un manque dutilisateurs prcoces, et au maintien de fait davantages excessifs auxtechnologies classiques.

Ltat dispose de quatre leviers au moins pour promouvoir le dveloppement de la filire:

1. Accompagnement de la structuration de la filire ;

2. Soutien la R&D ;

3. Soutien au dveloppement du march franais ;

4. Accompagnement des entreprises franaises { lexport.

1. Concernant le premier point, les dmarches lances en 2009 dans le cadre du COSEI11 et desfilires vertes ont permis dinit ier un travail de rapprochement et de rflexion associant lensemble des parties prenantes dans des groupes de travail. La dmarche doit se concrtiserpar un plan dactions. Les enjeux identifis sont le maintien dun march local raisonnable pour dvelopper en France les comptences cls, le dveloppement dun savoir-faire spcifiquede lintgration au bti dans le but de lexporter et linnovation technologique pour tre leadersur les solutions davenir. Les groupes de travail mis en place pour structurer les actions portent sur la normalisation et la labellisation des panneaux, les systmes lectriques associs et lestechnologies (silicium, couches minces, etc.).

La concertation a mis en vidence que cet accompagnement tait tout fait pertinent car lafilire est encore peu structure et les participants ont reconnu quils avaient besoin dactionsfdratrices de ce type, afin de faire merger des positions communes. Les grands groupesindustriels franais, pour lheure trs peu prsent s sur la partie amont, ont montr, traversleur participation active la concertation, leur intrt croissant pour cette filire.

2. Concernant le soutien la R&D, il passe par les centres de recherche publics, par lefinancement de projets structurants et par les instruments classiques de soutien la R&D (crdit dimpt recherche, statut de jeune entreprise innovante). Les centres de recherche publics,comme lInstitut national de lnergie solaire (INES-CEA) et lInstitut de recherche et dveloppement sur lnergie photovoltaque (IRDEP, institut mixte CNRS, EDF, ENSCP), sont prsents sur lensemble des technologies (premire gnration du silicium cristallin, deuximegnration des couches minces et technologies de rupture comme les composants organiques)mais nont pas forcment encore la taille critique pour tre dans les leaders au niveauinternational ni pour tre en mesure de conduire rapidement { la cration dentreprisesinnovantes. Les financements apports dans le cadre des ples de comptitivit (OSEO, ANR,Fonds unique interministriel) ont vocation fdrer les acteurs de la recherche et les

entreprises innovantes du secteur autour de projets structurants. Par ailleurs, suivant lesrecommandations du rapport CGIET-IGF de juillet 2010, les moyens dvolus la R&D vont treaugments dans le cadre des investissements davenir:

- une enveloppe de 1,35 md sera consacre aux filires dnergies renouvelables,dnergies dcarbones et de chimie verte. LAdeme, charge de la mise en uvre de cefonds, a dfini une feuille de route pour le photovoltaque et lanc un premier appel manifestation dintrt (AMI) en janvier 2011. Les thmes pour dmonstration et validation ouverts dans ce premier AMI sont les suivants : les briques technologiques

11 Le Comit stratgique des co-industries (COSEI) a t cr en juillet 2008 par les ministres en charge

de l'environnement et de l'industrie. Il constitue l'instance de concertation entre les entreprises del'environnement et les pouvoirs publics sur la politique de soutien aux co-industries.


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photovoltaques innovantes ; les matriels innovants de fabrication de plaquettes,cellules ou modules ; les systmes innovants de production dlectricit doriginephotovoltaque ; les dmarches compltes de management de la performance sur ladure de vie des cellules, modules ou systmes photovoltaques ; les nouveaux modlesdaffaires pour maximiser la valeur de llectricit produite au sein du systme lectrique

; les modules, procds de fabrication et systmes de montage innovants facilitant l'intgration aux btiments ;

- par ailleurs, une enveloppe de 1 md sera dvolue au soutien { la cration dinstitutsdexcellence en nergie dcarbone (IEED). Une partie de ces financements a vocation {fdrer la R&D publique et prive dans le secteur du photovoltaque, autour deprogrammes communs de recherche, dexprimentations et de sites dessais. Ces projetsdevraient permettre de faire participer les grands groupes industriels franais.

Lobjectif de ces financements est de permettre { la R&D franaise datteindre une taille critique,pour quelle soit leader sur un certain nombre de technologies et quelle puisse entraner ledveloppement des entreprises innovantes.

La concertation a permis de confirmer lintrt majeur que reprsente le soutien { la R&D pourlensemble des participants. Tous saccordent pour dire que lon ne peut savoir aujourdhuiquelle sera la technologie dominante dans le futur et quil faut donc continuer { soutenirplusieurs technologies pour esprer tre prsent sur les technologies leaders de demain.

3. Le soutien au dveloppement du march franais est largement trait dans la partieIV.Un desenjeux sensibles porte sur la rpartition de leffort de soutien entre les catgories de filires quesont les centrales au sol, les grandes toitures et le rsidentiel. Lquation est difficile { rsoudrecar la valeur ajoute que les entreprises franaises captent actuellement varie en sens opposavec le cot unitaire de chacune de ces sous-filires. Les centrales au sol apportent,de lavis de la

plupart des participants, peu de valeur ajoute aux entreprises franaises, mais gnrent desvolumes importants avec un tarif dachat bas (par rapport { la filire dans son ensemble) et laissent esprer le renforcement des positions franaises dans lamont. Les installations sur bti,au contraire, sont relativement coteuses mais permettent de restituer une plus large part devaleur ajoute aux entreprises franaises. La partieIVrentre dans le dtail des choix proposspar la DGEC.

4. Au-del{ des instruments de soutien existants, la concertation a mis en vidence lintrt daccompagner les entreprises franaises { lexport par des actions spcifiques. Les oprateurscomme lAgence franaise de dveloppement (AFD) ou la Caisse des dpts et consignations(CDC) ont t suggrs par certains participants. La mission recommande la DG Trsor duministre de lconomie, des finances et de lindustrie, dengager une rflexion sur lutilisationdes outils daide lie comme le FASEP-tudes et la RPE12 pour accompagner { lexport lesentreprises franaises de la filire photovoltaque. Ces instruments semblent particulirement pertinents parce quils sont disponibles sur de nombreux pays en dveloppement o la paritrseau est susceptible dtre atteinte rapidement par le photovoltaque et parce quils sont spcifiquement rservs des fournisseurs franais.

12 http://www.exporter.gouv.fr/exporter/ : Le FASEP-tudes est un instrument de don pour le bnficiaire local, pour lefinancement de prestations de services qui rpondent une demande du bnficiaire local et qui se situent en amont deprojets de dveloppement susceptibles de faire appel au savoir-faire des entreprises franaises (ingnierie, quipementiers,exploitants). La Rserve pays mergents (RPE) est un instrument de prt intergouvernemental avec garantie souveraine, envue de financer des projets (principalement dinfrastructures) rpondant aux objectifs de dveloppement du pays bnficiaire.


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2. Lenvironnement, au cur de la problmatique, pour porter la filire franaise

Le dveloppement du photovoltaque rpondant avant tout un objectif environnemental, il est important dassurer son dveloppement dans un souci de haute qualit environnementale. Cela

doit se traduire non seulement sur les performances de linstallation (contenuCO2 du kWhproduit, recyclage en fin de vie, etc.) mais galement par le respect des rgles doccupation dessols.

i. Contenu CO 2 du kWh produit

En ce qui concerne le contenu en CO2 de llectricit produite par le systme photovoltaqueraccord au rseau (gCO2/kWh produit), lAdeme a ralis des analyses du cycle de vie (ACV) surdes technologies silicium (monocristallin, multi-cristallin et amorphe) et couches minces (CdTeet CIS)13. Il ressort de ces tudes que les facteurs dterminants pour les missions engCO2q/kWh sont l'lectricit utilise lors de la fabrication des modules photovoltaques et leniveau densoleillement. Le contenu carbone peut varier de 40 gCO2q/kWh (France, Suisse) 80 gCO2q/kWh (Pologne, Chine) gCO2q/kWh pour la filire silicium ; il est un peu plus faiblepour les couches minces, mais la diffrence nest pas trs significative.

La concertation a mis en vidence que les participants taient partags sur lintrt et lapertinence dutiliser un critre de contenu gCO2 du kWh produit pour lattribution des tarifs derachat. Certains ont indiqu que cela leur paraissait un bon critre, notamment vis--vis desfournisseurs trangers. Dautres ont mis des doutes sur la pertinence de ce critre et sur samise en uvre. Ils se demandent notamment { quelle chance un tel critre pourrait tre renduopposable au niveau europen et comment la source dapprovisionnement lectrique desfournisseurs serait value. Dautres participants ont propos de privilgier un critre dedurabilit des installations, qui leur semble rpondre la mme problmatique mais leur parat

plus pertinent et plus facile { mettre en uvre. La mission recommande dapprofondir la piste du contenuCO2 du kWh produit, qui semblevertueuse dun point de vue environnemental et qui pourrait galement servir les intrts de lafilire franaise. La mthode ne semble pas assez avance pour que le niveau du contenu CO2 dukWh conditionne ds aujourdhui loctroi du tarif de rachat, mais la dmarche progressivepropose par lAdeme semble pertinente : dans un premier temps, il serait demand auxdistributeurs de fournir des ACV14 indicatifs sur les cellules, les modules, les constituants nonphotovoltaques (BOS) et les structures de soutien et/ou dintgration au btiment ; dans undeuxime temps, lorsque la mthode aura t prouve et quune certification15 opposablepourra tre exige, les tarifs pourront tre moduls en fonction du contenu CO2.

ii. Recyclage et fin de vie

13 Dans le cadre du projet ESPACE (http://espace-pv.org/).14 Un cadre mthodologique serait propos pour raliser ces ACV : la mthode est rgie parlInternationalStandards Organisation (ISO14040 et 14044) ; lecontenu CO2 moyen de llectricit dun pays serait fourni par la base AIE ; lACV serait ralise pour une installation intgre au bti de 3 kW, suppose oriente au sud avecune inclinaison de 30.15 CERTISOLIS (laboratoire dessais et de certification des performances des produits photovoltaques (PV))travaille actuellement au dveloppement dun rfrentiel euro compatibledont lobjectif est la vrification desinformations environnementales par un organisme tiers.


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La diffusion grande chelle du photovoltaque impose la gestion de la fin de vie. terme, il est probable que les modules photovoltaques soient inclus dans le champ de la directive DEEE16 quiest en cours de rvision, afin de mieux garantir le suivi du traitement et de la fin de vie de cesproduits. En attendant, lAdeme a propos deux solutions. Dans la premire il sagirait de mettreen place une filire responsabilit largie du producteur (REP), comparable ce qui existe

aujourdhui pour les dchets lectriques et lectroniques. Dans ce cas, il est fait obligation aumetteur sur le march (fabricant ou distributeur) de modules photovoltaques, de reprendre et de recycler ses produits { lissue de leur dure de vie. Dans la deuxime, il sagirait dutiliser unestructure collective du type PV Cycle17 ; dans ce cas, le metteur surle march sengagerait defaon formelle adhrer une telle structure et fournir au consommateur une copie de cet engagement formel indiquant lorganisation { contacter pour raliser la rcupration et lerecyclage des modules. Les participants de la concertation ont sembl daccord avec les deuxsolutions proposes par lAdeme.

iii. Usage des sols

La question de lusage des sols ne concerne que les centrales au sol. La concertation a montrque les participants taient trs sensibles cette question dlicate. Les avis semblaient converger pour limiter au maximum limplantation sur les sites naturels et pour privilgier lesimplantations sur des espaces dgrads (cf. sous-partieIV.5). Les avis taient plus partags surles terres agricoles ; tandis que certains acteurs ont indiqu leur souhait de ne pas fermer laporte au dveloppement sur des terres agricoles { faible valeur agronomique et nayant pas fait lobjet dune mise en culture rcente, les reprsentants du monde agricole taient, quant eux,favorables { une interdiction pure et simple de lutilisation des terres agricoles.

En dehors des appels doffres qui peuvent cibler certains terrains spcifiques, la mission proposede sen tenir aux critres applicables jusquici et mis en uvre par les services prfectoraux pourloctroi du permis de construire, cest --dire un jugement au cas par cas.

iv. Intgration paysagre

Lintgration paysagre est galement une problmatique environnementale, elle sera traitedans la partie suivante concernant linteraction du photovoltaque avec le btiment.

3. Un lien particulier entre la filire photovoltaque et le secteur du btiment

i. Perspectives ouvertes par les normes thermiques des btiments

Les btiments apparaissent comme les supports naturels des installations photovoltaques :bnficiant dun bon ensoleillement, ils sont souvent les lieux de consommation de llectricit

produite. Lobjectif { terme est de construire des btiments autonomes dun point de vuenergtique, lintrt tant dconomiser le cot de distribution de lnergie.

Le Grenelle de lenvironnement a permis de faire un pas important dans cette direction, ensengageant sur la gnralisation des btiments basse consommation (BBC) { partir de 2012 et

16 Directive europenne (2002/96/CE) sur les dchets d'quipements lectriques et lectroniques.17 PV Cycle est une association europenne cre en 2007 dans le but de mettre en application lengagement delindustrie photovolta que de crer un programme volontaire de reprise et de recyclage des dchets de modules

photovoltaques en fin de vie et dassumer les responsabilits les concernant dun bout lautre de la chane devaleur. Le programme est financ par contributions dessocits membres de lassociation qui se sont accordessur sa mise en application. Aujourdhui, il y a dj 36 points de collecte enregistrs PV Cycle en France dont22 points de collecte certifis PV Cycle.


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des btiments nergie positive (BEPOS) partir de 2020. Si la rglementation thermique de2020 nest pas encore connue, elle devrait rserver une place importante au photovoltaquepuisque lobjectif poursuivi par cette future norme sera de compenser les consommationsnergtiques pour les besoins de chauffage et climatisation du btiment par de la production partir dnergie renouvelables pour des btiments qui produisent plus dnergie quils nen

consomment sur lensemble de lanne. La rglementation thermiquede 2012 (RT2012) quidevra tre applique partir de 2012 dans le tertiaire et de 2013 dans le rsidentiel prend encompte la production photovoltaque dun btiment. Sur la base dun calcul conventionnel, laproduction est dduite, sous certaines conditions18, de la performance thermique moyenneminimum de 50 kWh/m2.an impose tous les btiments neufs.

Pour prparer cette transition, des rgles spcifiques dintgration au bti ont t introduitespour les tarifs de rachat de llectricit photovoltaque. Il sagissait de faire merger dessolutions techniques, par exemple sous forme de tuiles photovoltaques sintgrant parfaitement dans larchitecture du btiment. Cette spcificit a galement t dveloppe pourdes motifs de diffrenciation, qui sont supposs donner une longueur davance { lindustriefranaise sur ce terrain et stimuler la conception de produits innovants exportables.

ii. Critres dintgration au bti

La plupart des participants de la concertation semblait partager cette ide que le march naturelde lintgration au bti tait la construction neuve ou la rnovation complte de la toiture(motive par des objectifs de matrise de lnergie) car, dans ce cas, les installationsphotovoltaques sont un lment constitutif du btiment, elles font partie intgrante de la toitureet le surcot est limit. Il faut toutefois noter que ces deux marchs sont aujourdhuiminoritaires en France, o le photovoltaque concerne essentiellement de la rnovation partiellede toiture.

Plusieurs participants de la concertation ont confirm que, mme si lintgration au btisupposait de surmonter un certain nombre de difficults techniques, ctait une spcificitfranaise reconnue { ltranger et qui avait du potentiel { lexport. Ils ont indiqu que lintgrau bti participait dune vision { long terme et que les perspectives de march iraient croissantes. Ils ont galement prcis que plusieurs pays taient dj sensibles cette approche,notamment le Japon et lItalie, et que de plus en plus sy intressaient dans la perspective dudveloppement des btiments basse consommation puis BEPOS.

En revanche, pour de nombreux participants, lintgration au bti ne comporte pas ou peudavantages (pas davantage esthtique hors cas exceptionnel, ni de spcialisation des produits) ;leurs critiques ont port sur les critres { la fois techniques et non techniques dattribution dutarif dintgration au bti prsents par la DGEC:

- Les difficults techniques par rapport { des solutions de surimposition (ou dintgrationsimplifie) ont t largement rappeles: problme dtanchit en cas de pose mal faite,ventilation limite entranant des rendements plus faibles, mouvements mcaniquesplus importants ( cause des tempratures suprieures), vacuation des condensats,durabilit des installations, risque dincendie, etc. Par ailleurs, une des critiquesprincipales a port sur les critres retenus par la DGEC pour lintgration au bti, jugs

18 Pour les btiments rsidentiels, le btiment doit avoir, avant la prise en compte du photovoltaque, desbesoins de consommation infrieurs { 62 kWh/m.an. Llectricit photovoltaque est alors dduite desbesoins de consommation pour permettre de passer sous le seuil obligatoire de 50 kWh/m.an ; pour les

btiments tertiaires, il ny a pas de condition pralable sur les besoins de consommation avant prise encompte du photovoltaque.


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sans fondement, notamment la hauteur maximale de 2 cm, qui a t dcide, ont-ils dit,sans concertation avec les professionnels. Ce critre pourrait aller { lencontre desolutions hybrides qui combineraient production photovoltaque et solaire thermique,aujourdhui encore au stade de R&D. Ces systmes hybrides semblent, de lavis desacteurs, amens se dvelopper et pourraient donner lieu des innovations importantes

quil ne faudrait pas empcher { cause de ce critre dintgration au bti. Dautresacteurs ont indiqu que la diffrence entre 6 cm et 2 cm tait trs faible et que des rglesaussi prcises pouvaient tre de nature favoriser les procds les moins fiables

- La critique principale sur les critres non techniques a port sur le fait quen dehors desbtiments rsidentiels le tarif dintgration au bti ntait accord que pour desbtiments achevs depuis plus de deux ans, excluant ainsi le march des grandes toituresneuves non rsidentielles. Par ailleurs, le fait que le tarif dintgration au bti soit accord sans aucune contrainte sur la qualit thermique du btiment peut conduire dessituations paradoxales o les installations photovoltaques sont poses sur des toituresnon isoles ou mal isoles, empchant toute rnovation de la toiture pendant les 20annes de lexploitation. La partie IV fera des recommandations pour mieux prendre encompte ces points dans le nouveau cadre de rgulation. Enfin, de nombreux acteurs ont galement contest lintrt architectural de lintgration (simplifie) au bti; denombreux exemples ont t donns pour illustrer ce point : sur les btiments toituresterrasses de type centres commerciaux, btiments industriels ou HLM, lesthtique dupanneau solaire compte peu par rapport la masse des btiments et les panneaux entoiture sont trs difficilement ou pas du tout visible depuis le sol.

Une solution propose par certains acteurs lors de la concertation pour rsoudre ces paradoxestait de rserver le tarif de lintgration au bti pour les constructions neuves et les oprationsde rnovation profonde de lenveloppe des btiments, notamment le changement de toiture(pour des motifs autres que linstallation de panneaux photovoltaques) et de prfrer lasurimposition avec des rgles minimales (se rapprochant de lintgration simplifie parexemple), moins coteuseet plus simple { mettre en uvre, sur les btiments existants. Celapermettrait selon eux de limiter fortement limpact duphotovoltaque sur la CSPE, sans mettreun frein { linnovation technologique (pour la surimposition, un des enjeux de linnovationresteselon certains acteurs lallgement des installations). Selon eux, le march, i.e. les mnages, est {mme dorienter les producteurs vers les solutions les plus pertinentes dun point de vuearchitectural.

iii. Procdures davis techniques, valuations des critres dintgration au bti

En tout tat de cause, les participants semblaient demander unanimement ce que les

professionnels, notamment les installateurs, soient mieux associs en amont des diffrentesprocdures de certification car ils engagent leur responsabilit.

La question de la vrification des critres dintgration au bti (et intgration simplifie) a taborde lors de la concertation et semble difficile rsoudre.Le systme fonctionne aujourdhuisur un rgime dclaratif : le producteur fournit { lacheteur oblig une attestation certifiant quelinstallation respecte les critres dintgration (simplifie) au bti.Les critres semblent peuprs invrifiables dans la pratique : qui va monter sur un toit pour vrifier que le dpassement est infrieur 2 cm? Lacheteur oblig na pas les moyens daller vrifier la vracit de ladclaration.

Dun ct, le fait que la responsabilit du respect des critres incombe aux producteurs a tcontest, notamment lorsquil sagit de particuliers, sous le motif que les critres taient difficiles analyser; dun autre ct, la plupart des acteurs sest montre oppose { ce que la


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responsabilit du respect des critres (et notamment de la hauteur de dpassement) soit transfre aux installat eurs car cela risquait de gnrer des situations de conflits dintrt.

La mission ne peut quappuyer la DGEC dans son projet de lancer dans le courant de lanne2011 une mission du CGIET sur les contrles toutes nergies renouvelables confondues.

Le ret ard pris par le comit de lvaluation de lintgration au bti (CEIAB)19 pour dlivrer leslistes de produits quil considre comme pouvant tre ligibles { lintgration (simplifie) au btia galement t critiqu par les acteurs. La pertinence du comit et son absence de statut juridique ont galement fait lobjet de remarques. Certaines associations professionnellesaimeraient faire partie du CEIAB, aujourdhui compos uniquement de membres de la sphrepublique.

La mission recommande de rendre publics au plus tt les avis du CEIAB et dacclrer autant quepossible leur dlivrance.

De nombreux participants la concertation ont critiqu les dlais pour rendre les avis

techniques du CSTB20

. Ils ont rappel que les installateurs mais galement les fabricantsengagent leur responsabilit sur la base de ces avis. Si le Pass Innovation est apprci parce quilpermet dobtenir un avis rapide, il est galement critiqu car il repose uniquement sur uneanalyse thorique, qui peut tre remise en cause plus tard sur la base de tests.

En accord avec la plupart des acteurs, la mission recommande de rduire autant que possible lesdlais pour rendre les avis techniques et les Pass innovation, afin de rsorber ce goulot dtranglement le plus rapidement possible.

4. Impact de la rglementation sur le dveloppement de la filire

Au-del des leviers de soutien au dveloppement de la filire voqus plus haut, larglementation peut galement aider { la structuration de loffre, { la protection des intrtsfranais, voire{ lexportation. La normalisation franaise dans le secteur lectrique constitue parexemple un niveau dexigence reconnu dans le monde entier. La rglementation intervient {plusieurs niveaux : introduire un critre de contenu CO2 du kWh produit par linstallation,imposer une solution de recyclage, introduire des critres dintgration (simplifie) au bti,imposer la certification des installateurs, dfinir un label France, etc. La concertation a permisdaborder largement ces sujets qui renvoient aux questions de certification, de contrle et dassurabilit.

Dans lensemble, les participants se sont montrs favorables { la mise en place dun labelFrance assis sur des procdures de certification et de normalisation, de faon {valoriser loffre

franaise. En revanche, ils ont soulign que cela ntait envisageable que dans la perspective dudveloppement dun march national suffisant, car ces dmarches taient coteuses. Ils ont parailleurs rappel quil ne fallait pas abuser de ces critres pour viter que loffre franaise soit trop spcifique et devienne difficile exporter.

19 Le CEIAB (comit dvaluation de lintgration au bti) a t cr pour aider les porteurs de projets { juger durespect des critres. Il est compos dexperts de la sphre publique (DGEC, CSTB, Ademe, DREAL). Il ne dispose pas destatut juridique : ces avis sont donc uniquement consultatifs et sans valeur juridique. Le CEIAB a donn un certainnombre davis mais ne les a pas encore rendus publics.20 Le CSTB a indiqu que le dlai de lavis technique tait de lordre de huit mois si le dossier tait complet et quunavis technique cotait en moyenne entre 12 000 et 22 000 euros. Il a insist sur le fait que les dlais actuels taient engrande partie dus au fait quil manquait souvent des documents dans les dossiers reus.


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Les participants semblaient daccord pour imposer la certification des installateurs pour lesinstallateurs sur toiture, afin de garantir un bon fonctionnement de linstallation et notamment une bonne tanchit, car le particulier nest pas capable de discriminer entre les installateurs.Les labels de type Qualit-Bt, Qualif-Elec, Quali-PV semblent pertinents la plupart des acteurs.Un rfrentiel gnral compatible avec le droit europen semble toutefois ncessaire avant de

pouvoir conditionner des aides publiques, dont notamment le tarif dachat, { des certificationsou qualifications des installateurs.

5. Le financement du dveloppement de la filire

Le dveloppement de la filire ne peut se faire sans des moyens de financement adapts. Laplupart des participants ont soulign que le dcret n 2010-1510 du 9 dcembre 2010 avait misun coup darrt au financement du photovoltaque. De lavis des participants, les banques sont dsormais trs rticentes { financer les projets dinstallation et les investisseurs se dtournent du secteur. Les acteurs financiers ont t partie prenante de la concertation photovoltaque et ces questions ont pu tre largement abordes lors des dbats.

Les acteurs financiers ont indiqu leur souhait que soient mieux intgrs dans la problmatiquede dveloppement de la filire les principes qui dictent leur action, en particulier la visibilit, lafiabilit et le couple opportunit-risque. Un point auquel ils sont particulirement sensibles est de pouvoir connatre, de faon certaine, les conditions conomiques de ralisation du projet avant le dblocage des fonds. Toute modification des tarifs dachat sur des projets en cours dedveloppement est perue de manire trs ngative et accrot le risque de financement et doncla prime de risque associ.

Les acteurs financiers ont fait un certain nombre de propositions pour assurer le dveloppement futur de la filire franaise : pour scuriser le processus de financement, ils ont appel synchroniser les tapes administratives doctroi du tarif de rachat avec les tapes bancaires

de validation du crdit ; pour optimiser les conditions de financement et soutenir une filirefranaise, ils ont appel lacration dun fonds de garantie qui ne pourrait bnficier quauxoffres portant les certifications franaises sur lensemble des composants (des cellules auxinstallateurs). Selon eux, un tel fonds de garantie, en diminuant les risques, pourrait amliorerles conditions de financement et abaisser le niveau de tarif de rachat ncessaire pourrentabiliser les projets.

La mission recommande de porter une attention particulire sur cette problmatique dufinancement de la filire. La question relative la date doctroi du tarif est traite en dtail dansla partie IV.


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IV. Le nouveau cadre de rgulation mettre en place

Aprs avoir prsent dans les parties prcdentes le fonctionnement de la concertation, ltat des lieux de la rglementation et des projets en cours, et les enjeux (industriels et environnementaux) lis au dveloppement de la filire, la partieIVva maintenant sattacher {entrer dans le dtail du nouveau cadre de rgulation mettre en place. Elle abordera dans unpremier temps la question de la cible de dveloppement pour la filire, et de sa rpartition entrecatgories de projet. Elle traitera ensuite des points transversaux aux diffrentes catgories deprojets, avant de rentrer dans le dtail des diffrentes catgories. Enfin, elle prcisera galement certains types de projet mritant une attention particulire.

1. Cibles de dveloppement et rpartition entre catgories

i. Importance de la cible de dveloppement annuelle pour la filire

La cible de dveloppement annuelleconstitue lenjeuprincipal pour les acteurs de la filire. Lesparticipants ont voqu lors des diffrentes runions plnires lide dun seuil en de{ duquelles perspectives seraient insuffisantes pour que lamont dela filire se dveloppe (cf. partie III).Nanmoins, la rflexion sur la cible de dveloppement doit tre mise en perspective avec lescharges induites pour la CSPE (cf. partie II). La cible de dveloppement devrait donc idalement se situer juste au-del du seuil permettant lmergence de la filire, tout en contrlant le cot pour la CSPE.

Cet arbitrage entre la volont de crer une filire franaise et la ncessit de contrler laidepublique avait conduit les acteurs du Grenelle { proposer lobjectif de 5400MW installs fin2020, objectif inscrit ensuite dans la PPI 2009 (cf. partie II).

Le cadre gnral prsent par la DGEC lors de la runion du 12 janvier mentionne une cible dedveloppement pour la filire de 500MW/an, correspondant la fourchette haute desrecommandations du rapport CGIET-IGF (la fourchette basse tant 300MW). Compte tenu descapacits installes fin novembre 2010, cette cible parait premire vue cohrente aveclobjectif de la PPI. Nanmoins, ce raisonnement ne tient pas compt e de la file dattente actuelle (cf. partie II). Aussi, la trajectoire de 500 MW/an devrait se traduire par un dpassement desobjectifs de la PPI, ce qui a conduit certains acteurs demander une cible de 300MW/an.

Nanmoins, la majorit des participantsa considr quen raison du dveloppement rapide de lafilire au niveau mondial,lobjectif fix par la PPItait devenu infrieur au seuil permettant lafilire franaise dmerger.Des objectifs allant de 700 1000MW/an ont t demands par lesparticipants. Il appartient au gouvernement de dcider si lintrt de la filire photovoltaque entermes de valeur ajoute,demplois, de bnfices environnementaux et de perspectivesstratgiques (cf. partie III) justifie les charges induites par de telles cibles de dveloppement.

ii. Rpartition de la cible de dveloppement annuelle entre catgories

Il existe une grande varit dinstallations photovoltaques, qui diffrent notamment par leurpuissance et leur type dimplantation (au sol ou sur toiture). Afin de prendre en compte cesdiffrences, il est essentiel que le nouveau cadre de rgulation dfinisse des catgoriesdinstallations et prcise les cibles de dveloppement attaches { chaque catgorie.

Les catgories proposes par la DGEC et la rpartition de la cible globale de dveloppement entre catgories ont fait lobjet de nombreux dbats. En effet, cette rpartition doit tenir comptede nombreux paramtres, pour certains non quantifiables : impact sur la CSPE, impacts


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environnementaux (notamment missions de CO2), impacts sur le rseau, cration de valeurajoute et demplois,effet de levierpour lexport { travers la diffrenciation de certains produitsou la constitution de champions nationaux

Les catgories et la rpartition proposes par la DGEC(Tableau 3) reprennent globalement lespropositions du rapport CGIET-IGF, avec nanmoins des seuils et des cibles lgrement diffrentes21 :

TABLEAU 3: RPARTITION DE LA CIBLE DE DVELOPPEMENT ENTRE CATGORIES PROPOSES PAR LADGEC

CatgorieInstallations ligibles(conditions, seuils)

Cible dedveloppement annuelle

Outil de rgulation

1. Toituresrsidentielles

Installations sur btimentsrsidentiels, intgres au bti, depetite puissance (


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Sur la rpartition de la cible de dveloppement entre catgories, aucun consensus na pu tretrouv. Nanmoins, les participants ont exprim leurs avis sur la pertinence des diffrentescatgories au regard des objectifs viss par la politique de soutien public la filire(Tableau 4).Larbitrage final entre catgories devra donc tre pris par le gouvernement en fonction delimportance relative donne { chacun des objectifs.

TABLEAU 4: PERTINENCE RELATIVE DES DIFFRENTES CATGORIES AU REGARD DES OBJECTIFS VISSPAR LE SOUTIEN PUBLIC A LA FILIRE (VISION DES ACTEURS DE LA CONCERTATION)

Catgorie Intgr au btirsidentiel(catgorie 1)

Intgr au btinon rsidentiel(catgorie 2A)

Intgrsimplifi au bti(catgorie 2B)

Installations ausol

Impact sur la CSPE(/MWh produit) - - + ++

Cot des missions de

CO2 vites (/tCO2 vite) - - + ++

Impact sur le rseau ++ ++ + -

Valeur ajoute et emplois nationaux ++ ++ + -

Effet de levier pourlexport

++ ++ + +

diffrenciationintgr au bti

diffrenciationintgr au bti

diffrenciationmoindre intgr

simplifi

constitution de champions

nationaux et trackers

iii. volution des cibles annuelles

La trajectoire de dveloppement propose par la DGEC prvoit une cible annuelle constante de500MW/an. Certains participants ont fait remarquer que si lobjectif en puissance est stable surlensemble de la priode 2011-2020 et que, dans le mme temps, les tarifs diminuent, le chiffredaffaires sur le march national sera mathmatiquement dcroissant, ce qui constitue unmauvais signal pour les investisseurs.Lide de cibles annuelles croissantes prsente galement un intrt au niveau budgtaire. En effet, les kWh produits dans le futur auront un cot publicplus faible en raison de la baisse prvue des tarifs dachats (possible grce { la baissedes cotsde production de llectricit photovoltaque). Nanmoins, charge de CSPE totale gale, unetrajectoire croissante ncessite une cible de dpart plus faible ; se pose alors la question de lacapacit de la filire industrielle se structurer court terme avec des cibles faibles lespremires annes. De plus, il est videmment impratif que le supplment annueldengagement de CSPE connaisse une trajectoire dcroissante mesure que la parit rseau approche, de faonque lengagement total pour la CSPE se stabilise { terme sans attendre lchance des premierscontrats, supprimant la ncessit de nouveaux prlvements sur le pouvoir dachat desconsommateurs ds lors que la parit rseau sera atteinte.

Il faut noter que la ncessit davoir une traject oire cible croissante en volumenest pas la mmepour les diffrents segments de la chane de valeur. Ainsi, les perspectives pourlaval de filire(installateur/couvreur) resteront restreintes au march national, alors que les industriels amont


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doivent terme pouvoir se positionner sur le march mondial, mais ont besoin de perspectivesinitiales suffisantes sur le march national pour se structurer. La part des diffrents segments dela chane de valeur dans le cot dune installationtant diffrent entre catgories (cf. partie III),il pourrait donc tre intressant davoir des trajectoires cibles diffrentes selon le typedinstallation.

Pour les catgories autres que les centrales au sol, une trajectoire croissante en volume semblepertinente et a t majoritairement souhait e par les participants. Laugmentation des cibles dedveloppement devrait cependant tre calibre par rapport la baisse des tarifs de rachat 22, afindassurer une dcroissance des supplments dengagement de CSPE, condition dunestabilisation terme de la CSPE totale.

La question de la trajectoire de dveloppement (i.e. de lvolution des cibles annuelles), ne peut tre dissocie de la question de la reprise du systme. En effet, de nombreux projets dveloppsdans le cadre de rgulation prcdent sont actuellement en cours de construction (les non-impacts par le dcret de suspension), ou en attente de pouvoir rentrer dans le nouveau cadrede rgulation. La faon dont ces projets seront pris en compte dans le nouveau cadre aura unimpact important sur la trajectoire du systme, en particulier les premires annes (cf. partieV).

iv. Affichage des cibles de dveloppement annuelles en supplmentsdengagements de CSPE (euros) ou en capacits (MW)

Une ide suggre par plusieurs participants et qui a rencontr une forte adhsion est que lescibles de dveloppement ne soient plus exprimes en capacits mais en supplmentsdengagements de CSPE. Cett e proposition prsente trois intrts principaux :

1. Elle ouvre la possibilit daugmenter la cible de dveloppement en capacits afinquelle puisse dpasser le niveau initial, et ce en fonction de la baisse des tarifs derachat (possible grce la baisse des cots de production) ;

2. Toute modification du calcul de la CSPE conduisant diminuer les charges lies auphotovoltaque (cf. paragrapheIV.2.i) se traduit par une augmentation de la cible dedveloppement en capacits ;

3. Elle met au centre de la dcision le supplment dengagement de CSPE par rapport aux montants de CSPE que les autorits politiques jugent acceptable, et permet unetotale transparence vis--vis du consommateur dlectricit sur les charges relleslies au dveloppement du photovoltaque ;

Nanmoins, cette proposition entraine plusieurs consquences.

Tout en ayant le mrite de jouer la transparence, elle fait prendre conscience du cot publiclev de la filire photovoltaque, notamment par rapport { dautres filires (cf. partieII).De plus, elle introduit une spcificit pour le photovoltaque par rapport aux autres filires et la PPI dont les cibles de dveloppement moyen terme sont affiches en MW.

Avec laffichage des cibles de dveloppement en supplments dengagements de CSPE, il serancessaire de les retraduire en termes de cibles de dveloppement en capacits pour lephotovoltaque afin de disposer de paramtres oprationnels. Ceci serait possible car il est

22 Soit en programmant { lavance laugmentation des cibles de dveloppement, par exemple +10%/an,

afin dassurer une visibilit maximum. Soit en recalculant chaque anne la nouvelle cible dedveloppement en fonction de la baisse des tarifs, afin de mieux contrler laide publique.


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possible de calculer tous les trimestres les engagements supplmentaires de CSPE qui viennent dtre contracts et de les comparer avec les supplments dengagements prdtermins.

La mission souhaite cependant souligner la ncessit de conserver un cadre assurant bien ladcroissance tendancielledes supplments dengagement de CSPE.

2. Points transversaux dans le dispositif de rgulation

i. Prparation latteinte de la parit rseau

Lensemble des participants { la concertation a indiqu que les baisses de cot s de productionallaient permettre dattendre dans le futur la parit rseau (cf. sous partie III). La paritrseau correspond au moment o lactivit de production dlectricit photovoltaque devient rentable sans aides publiques ni conditions prfrentielles. Ce moment sera atteint plus oumoins tt en fonction de la catgorie considre (plus tt pour les centrales au sol), desconditions densoleillement et du prix de llectricit. Latteinte de la parit rseau dans un paysdonn dpend galement fortement des cots de production et dacheminement de llectricit

dans ce pays. Latteinte de la parit rseau pour le photovoltaque sera ainsi plus rapide dans lespays o le cot moyen de production de llectricit est lev, les rseaux de transport et dedistribution dlectricit peu dvelopps et le taux densoleillement lev.

Les participants ont indiqu quilest dores et dj{important de prparer la transition vers la parit rseau dans le nouveau cadre de rgulation, et ont fait deux propositions en ce sens :

1. Mieux estimer la valeur de llectricit photovoltaque produite (en tenant compte deson profil de production et de son caractre distribu), et revoir en consquence lecalcul des charges de CSPE.

2. Inciter { lautoconsommation en crant un tarif spcifique et en valorisant lesinitiatives de stockage et de lissage de la production

1. Concernant le premier point, plusieurs acteurs ont indiqu que llectricit photovoltaquepossdait trois qualits qui semblent insuffisamment valorises dans le cadre actuel : un profilde production temporel intressant, un impact moindre sur les rseaux et un cot de productionprvisible sur 20-30 ans23. Ils ont donc interpell la CRE, participant aux runions plnires, surla question du calcul des charges du photovoltaques pour la CSPE. La runion du 4 fvrier 2011organise par la CRE dans ses locauxa t loccasion dapprofondir les diffrentes critiquesmises { lencontre du calcul de CSPE:

- les cots de production vits pris actuellement en rfrence par la CRE sont lesmoyennes mensuelles des prix spot de llectricit sur la bourse EPEX24 ; cela revient supposer que les installations photovoltaques ont une production constante au coursdune journe et au cours dune anne ; les calculs produits par laCRE ont montr quenprenant un profil horo-saisonnier type dune installation photovoltaque, le cot vitserait environ 6/MWh plus lev que les 43 /MWh quelle a pris en rfrence en2009. EDF et le SER ont confirm que sur plus longue priode (dans le pass et enprojection), la diffrence de cot est comprise entre 2 et 15/MWh. Sur ces bases et { la

23 En effet, le cot de production du KWh photovoltaque est majoritairement li { linvestissement, lescharges dexploitation tant faibles.24

Cf. note de la CRE sur le calcul des cots vits pris en compte pour la dtermination des surcots dachat dusau photovoltaque.


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demande des participants, la CRE a accept de rviser sur ce point son mode de calculds lvaluation des charges relles pour 2010 afin de coller au mieux { la ralit.

- les participants ont galement t nombreux souhaiter adopter une approcheconomique globale incluant les rseaux; leur argument principal tait qu{ leur avis,une partie de llectricit photovoltaque tant consomme sur place, le cot de rseaudevrait tre moindre ; le SER a indiqu que le cot conomis pour le rseau(essentiellement sous forme de moindres pertes) pouvait, selon ses estimations, semonter { 10 /MWh. linverse, ERDF a indiqu que, daprs ses analyses, les cots derseau auraient plutt tendance augmenter avec le dveloppement du photovoltaque.La CRE a ajoutquen tout tat de cause, une hausse ou une baisse de ce cot setraduirait par une volution du TURPE25 et serait donc rpercute au consommateurfinal. La CRE a confirm que cette question serait examine dans le cadre des prochainstravaux TURPE 4 sur lvaluation des charges de rseau.

La mission considre que le calcul des charges de CSPE relve de dcisions de la CRE ;cependant, dans la mesure o lvaluation de la charge additionnelle de CSPE cre par lesnouvelles capacits photovoltaques pourrait devenir un lment-cl pour la dfinition detrajectoires cibles (cf. paragraphe1.iv), il est important que la CRE fasse partager au mieux lesraisons de ses choix.

2. Concernant le deuxime point, plusieurs acteurs ont appel mettre en place des instrumentspour stimuler lautoconsommation, notamment un tarif de rachat. Cette proposition est intressante dans la perspective de latteinte de la parit rseau, car elle permettrait de prparerles producteurs optimiser leur consommation en fonction de leur production et placer leurproduction excdentaire sur un march concurrentiel. Ceci ne pourra nanmoins tre possiblequen dveloppant en parallle des systmes de compteurs intelligents, de stockage et de lissage

de la production. Sur ces questions, la DGEC a expliqu que de nombreuses exprimentationstaient en cours ou seraient lances prochainement, dont les rsultats seraient connus dici2012. Elle a galement rappel que sur la question du lissage de la production et du stockage, lasolution retenue par la DGEC (sur les recommandations du groupe de travail sur la pointe26) at de mettre en place via la loi NOME27 un march de capacit qui dpasse le cadre du seulphotovoltaque. Par consquent, lavis de la mission est quil est important de poursuivre lesexpriences, en lien avec les acteurs de la filire et en particulier dans les zones noninterconnectes (ZNI), pour lesquelles la problmatique dintgration des nergiesintermittentes aux rseaux se pose avec le plus dacuit (cf. partie IV.6). La mission soutient doncla proposition de la DGEC dapprofondir la rflexion sur les modalits dinsertion des ENR sur lesrseaux insulaires dans un groupe de travail ad-hoc incluant lAdeme durant le 1er semestre

2011. En outre, il apparat important la mission de suivre et de tirer les enseignements delactivit en Allemagne o lautoconsommation est encourage, notamment { travers lexistencedun tarif adapt.

25 Tarif dutilisation des rseaux publics dlectricit. Turpe 3 sapplique pendant quatre ans, de 2009 2013. Il est actualis chaque anne, selon une formule dindexation. En 2010, lajustement tarifaire conduit un supplment de 3,4% qui sapplique { lensemble des clients.

26 Ces recommandations ont t formules dans le rapport Poignant-Sido sur la matrise de la pointelectrique.

27 Loi n 2010-1488 du 7 dcembre 2010 portant nouvelle organisation du march de l'lectricit publieau Journal Officiel du 8 dcembre 2010


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La mission souhaite galement rappelerque latteinte progressive de la parit rseau constitueun changement de paradigme majeur pour les acteurs du secteur. En particulier, les attentes parrapport au rseau lectrique se dveloppent et se complexifient. sa vocation initiale, permettrelalimentation en lectricit des consommateurs dans des conditions optimales, se rajoutedornavant lobjectif de grer lintgration dnergies intermittentes, ainsi quelinteraction avec

un nombre croissant de producteurs dlectricit de petite taille et dcentraliss. La missionappelle le gouvernement et la CRE inciter les gestionnaires de rseau se prparer cechangement de paradigme pour faciliter la transition vers la parit rseau, et leur en donnerles moyens.

ii. Systme d volution du tarif

La cadre de rgulation propos par la DGEC, sur la base des propositions du rapport CGIET-IGF,implique la mise en place pour les catgories intgres au btidun systme de dgressivit et dauto-ajustement du tarif en fonction des quantits ralises. Ce systme a t globalement jugpertinent par les participants.

Certains acteurs auraient t plus favorables au maintien du systme actuel (dgressivit dutarif dcid de faon discrtionnaire par des arrts), ou une dgressivit indexe sur desindices de cot de production ou de rentabilit des projets. En raison de lasymtriedinformation entre ladministration et les acteurs de la filire, ainsi que de son dynamisme, lamission considre nanmoins quil est plus raliste dutiliser un critre dajustement du tarif quantitatif et fiable, fond sur les volumes raliss. Contrairement ce qui a t voqu parcertains participants, ce systme ninstaure pas de quotas, mais des cibles, qui peuvent tredpasses si la filire connat un fort dynamisme (avec comme contrepartie une acclration dela dgressivit des tarifs ultrieurs).

La DGEC a propos que la dgressivit annuellerfrence du tarif, correspondant { latteinte de

la cible annuelle, soit de 10%, sur la base des anticipations de baisse des cots de production dela filire. Ce chiffre a t bien accept par les participants, et cette rfrence de baisse reprisedans de nombreuses contributions.

Un consensus sest dgag pour indiquer que lebon fonctionnement du systme de tarif auto-ajustable ncessite de fixer clairement ltape dans la procdure de dveloppement du projet ouvrant droit au tarif de rachat. Cette tape doit tre fixe en cohrence avec les procdures deraccordement des gestionnaires de rseau et avec les procdures de financement du projet. Lesparticipants ont galement indiqu quil tait important quun document administratif atteste dece droit, afin de rassurer les investisseurs (cf. partie III). Deux solutions sont envisageables.

La premire solutionest de sappuyer sur une tape de la procdure de raccordement. La DGECa par exemple propos de fixer le tarif dachat lors de la notification dacceptation de laproposition technique et financire (PTF), envoye par le gestionnaire de rseau. La majoritdes acteurs a considr que cette tape est pertinente car elle correspond au moment o leprojet est rellement engag (versement dune avance, recherche de financements bancaires).Cette tape pose nanmoins le problme de la mise en cause du gestionnaire de rseau en cas dunon-respect des dlais (par exempleretard dans lenvoi de la PTF).

Pour les particuliers, le tarif pourrait alors tre fix en amont, lors de la demande deraccordement afin de leur assurer une visibilit maximum (cf. paragrapheIV.3.v.). Pour lesautres catgories, une fixation du tarif trop en amont entrane un risque de dpt de demandespculatif visant { sassurer un tarif, risquant de conduire de nouveau un engorgement de lafile dattente.


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La deuxime solution serait de sappuyer sur une tape indpendante de la procdure deraccordement, qui pourrait tre par exemple la signaturedu contrat dachat , ou le versement dudpt de garantie un organisme tiers, comme la Caisse des dpts et consignations, ou encorela production dune caution bancaire. Le problme du contrat dachat est quil est actuellement sign aprs la mise en service de linstallation, et quune modification de cet tat de fait en moins

dunmois pose des problmes de faisabilit.La DGEC a propos un rythme de rvision trimestriel des tarifs. Ceci semble un compromisacceptable entre le besoin de visibilit et la ncessit de souplesse du systme soulignes par lesdiffrents acteurs. La questionde ltape servant de rfrence pour le calcul dela dgressivit dutarif a t pose, sans susciter de vives ractions. Comme pour la fixation du tarif, plusieurssolutions sont envisageables, mais il est important de ne pas utiliser une tape trop amont, afinde considrer uniquement les projets srieusement engags. La mission considre queltape denotification dacceptation de la PTF semble pertinente.

La capacit des gestionnaires de rseau (ERDF et ELD) transmettre une information agrgerapide sur les projets en file dattente est un point crucial pour le bon fonctionnement du

systme. Actuellement, les systmes dinformation des gestionnaires de rseau28

devraient treen mesure de transmettre une information agrge sur le trimestre coul dans un dlai de deuxou trois semaines, ce qui permettrait { la CRE dinformer les acteurs du tarif applicable autrimestre en cours moins dun mois aprs le dbut de ce trimestre.Il est vitalde sassurer queces dlais seront respects, et dinciterles gestionnaires de rseaux dvelopper de nouveauxoutils permettant terme de les rduire encore.

iii. Contrle du srieux des projets

Un consensus sest dgaglors des runions sur la ncessit de sassurer du srieux des projetsafin dviter lengorgement du systme. Deux moyens pourraient participer cet objectif : ledpt de garantie et la mise en place de dlais de ralisation.

Le dpt de garantieau moment de la notification dacceptation de la PTF semble pertinent pourles gros projets (catgories 2.B, 2.C et 3). En revanche, la mission considre quil nest pasncessaire pour les particuliers, en raison du moindre risque spculatif associ cette catgorie,et des difficults de gestionquentranerait le nombre des projets de cette catgorie. La gestiondu dpt des garanties pourrait tre confie la Caisse des dpts et consignations. Un systmeplus souple, nimpliquant pas de mobilisation et de dpt de fonds, est celui de la cautionbancaire. Il est pratiqu en Espagne. Il permet { ladministration, lorsque les conditions sont remplies, dactiver la caution en sadressant directement { la banque.

Les dlais de ralisation semblent pertinents pour sassurer que le projet est srieusement mri

au moment de la demande de raccordement, et galement viter que le projet soit retarduniquement en vue de bnficier des baisses de cot des matriaux une fois le tarif de rachat fix. Ces dlais pourraient tre ajusts entre catgories pour tenir compte de dlais deconstruction diffrents. Les participants ont nanmoins soulign que ces dlais ne devaient pasprendre pour rfrence des tapes de la procdure de raccordement, risquant de mettre encause le gestionnaire de rseau en cas de dpassement des dlais. A minima, un allongement dudlai devrait tre possible en cas de raccordement compliqu, comme le prvoit le dcret du 9dcembre 2010 pour les projets suspendus. Ils ont galement soulign que le dpassement desdlais devra entraner des pnalits, mais non une sortie dfinitive de lafile dattente. En effet,des conditions trop drastiques auraient un impact ngatif sur la recherche de financements.

28 Les procdures sont diffrentes entre gestionnaires. En fonction du primtre couvert et du degrdinformatisation du systme dinformation, les dlais de retour sont variables.


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iv. Points relatifs aux files dattente et aux raccordements

Les participants ont regrett que les procdures dentre en file dattente soient diffrentesentre RTE et ERDF. Les gestionnaires de rseau ont rappel que les objets traits taient diffrents et appelaient donc des procdures diffrentes. Ainsi, RTE suit des projets de tailleimportante mais de nombre plus restreint, ce qui explique par exempleles conditions dentreen file dattente moins strictes que pour ERDF. Certains participants ont demand que ladocumentation technique de rfrence29 dERDF soit approuve par la CRE, en indiquant quectait actuellement le cas pour RTE.

Beaucoup de participants se sont galement plaints du non-respect des dlais de raccordement et du manque de visibilit par rapport ces dlais. Certains ont mme appel mettre en placedes dlais contractuels de raccordement au rseau accompagns de pnalits de retard. Afin derduire les dlais de raccordement, certains ont galement appel habiliter les installateurs effectuer certains raccordements. Sur ce point, il a nanmoins t rappel que le rseau dedistribution est la proprit des collectivits territoriales, et que celles-ci devraient doncautoriser ces interventions.

Un consensus sest dgag pour demander une transparence maximum des files dattentes, afinde fournir aux acteurs, au rgulateur et { ltat une bonne information sur ltat dedveloppement de la filire. Les gestionnaires de rseau ont indiqu que certaines donnestaient confidentielles, mais quil tait envisageable de produire { pas de temps rguliers (parexemple mensuels) des informations agrges sur la quantit de projets aux diffrents stades dela procdure de raccordement. La mission soutient fortement cette initiative.

v. Rgionalisation du tarif

La plupart des participants a demand tendre la rgionalisation des tarifs, mise en place pourles centrales au sol avec le coefficient R, aux autres catgories. Sans rgionalisation du tarif dachat, le systme de tarif auto-ajustable, en mettant une pression forte sur le prix, pourrait eneffet ne permettre la rentabilit des projets que dans le sud de la France.

La rgionalisation des tarifs permet une rpartition plus homogne des projets sur le territoire.Ce foisonnement a un intrt social, mais galement pour les rseaux (en limitant limpact dunevariation climatique locale sur la production dlectricit). De plus, elle nimplique pas forcment de charges plus leves capacits installes gales, car la hausse du tarif est compense parune moindre production dlectricit. En revanche, le cot public par kWh produit est plus lev.En outre, elle sloigne dune approche conomique o cest le prix du foncier qui oriente leschoix de localisation.La gnralisation de la rgionalisation devra donc rsulter dun arbitrageentre ces diffrents aspects.

3. Cadre de rgulation des particuliers

i. Les particulierset lintgr au bti

29 La documentation technique de rfrence (ex-rfrentiel technique), mentionne dans les textesrglementaires (dcrets n2003-229 du 13 mars 2003 et n2008-386 du 23 avril 2008), a pour objet derendre publiques les mthodes gnrales et les hypothses utilises pour les tudes de raccordement. Ellerpond galement aux exigences de la dcision du 7 avril 2004 de la CRE qui a prvu que l'ensemble des

rgles appliques par les gestionnaires de rseaux publics d'lectricit soient portes la connaissancedes utilisateurs de ces rseaux


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La DGEC a expliqu que la catgorie 1, rserve aux particuliers, concernait les toituresinstalles sur les btiments rsidentiels. La majorit des participants sest montre favorable {lexistencede cette catgorie. En effet, les projets sur toitures rsidentielles sont souvent portspar des mnages (en particulier pour les projets sur btiments existants), et non par des socitsconstitues dans ce but, ce qui est plus le cas pour les grandes toitures et constitue la norme

pour les centrales au sol. De plus, linstallation de panneaux photovoltaques peut participerpour le particulier autant dune dmarche conomique que dune dmarche environnementaleglobale.

Le cadre de rgulation propos par la DGEC dfinit pour les particuliers les critresdintgration au bti dont le respect est ncessaire aubnfice du tarif. Nous ne reviendrons pasici sur la question de la pertinence de lintgr au bti, sujet trait en partieIII. En revanche, lesparticipants ont fait des propositions intressantes concernant les critres respecter pourbnficier du tarif , qui pourraient permettre dassouplir les contraintes supportes par lesacteurs, sans ter { lintgr au bti sa qualitarchitecturale ni sa vocation industrialisante .

ii. La fin du plafond de 3kWc pour lintgr au bti rsidentiel

Un consensus sest dgag pour revoir le plafond de 3kWc ouvrant droit au tarif rsidentiel, envigueur dans les arrts tarifaires prcdents. En effet, les participants ont indiqu que lesproblmes dintgration au bti (tanchit, impact visuel) taient souvent lis { linsertion des modules au sein de la toiture et que la solution optimale consiste couvrir un pan de toitureentier de panneaux photovoltaques, ce que le plafond de 3kWc ne permet souvent pasactuellement . La DGEC sest montre ouverte sur ce point, en proposant un plafond { 16kWc, quisemble un peu haut pour la majorit des participants30. Nanmoins, pour tenir compte desprogrs de rendements surfaciques venir et viter de recrer le mme type de blocages dans lefutur, la mission encourage le gouvernement prendre une certaine marge pour le plafond, quipourrait se situer un niveau entre 9 et 16kWc.

Laugmentation du niveaudu plafond pose nanmoins le problme de larticulation entre le tarif de rachat et les autres dispositifs fiscaux.Ainsi, ladministration fiscale limite actuellement lebnfice du crdit dimpt dveloppement durable (CIDD) aux

projet rapport charpin

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