Si André Antolini, président du syndicat des énergies renouvelables (SER), juge le pré-rapport Charpin Trink fidèle aux discussions qui ont eu lieu dans le cadre de la concertation sur le photovoltaïque, il souligne qu'il ''établit une liste quasi-exhaustive de toutes les questions qui sont à régler mais n'y répond pas''. Il reconnaît que la décision, comme le précise le rapport, revient au gouvernement et estime donc qu'il ''est urgent que [ce dernier ] fasse connaître ses propositions''.
''La partie propositions du rapport est très en retrait par rapport à ce que nous attendions. Nous sommes dans une incertitude absolue. La position de l'administration est inacceptable et nous ne savons pas où se place le curseur du gouvernement pour l'instant'', insiste Arnaud Mine, vice-président du SER.
Le moratoire sur le tarif d'achat du photovoltaïque doit s'achever le 9 mars 2011. Après un mois et demi de concertation avec l'ensemble des parties prenantes, sous l'égide de l'administration, le gouvernement doit désormais procéder aux arbitrages finaux et définir le futur cadre réglementaire pour la filière photovoltaïque. Le cas des projets suspendus par le moratoire (4.000 MW au total) doit également être tranché.
Revoir le mode de calcul de la CSPE pour viser un objectif de 14 GW d'ici 2020
Le moratoire a été mis en place pour éviter un surcoût du photovoltaïque après le dépôt de près de 4.000 MW de projet auprès d'ErDF et de RTE. C'est donc dans l'objectif de rationaliser le coût de développement de l'électricité photovoltaïque que se sont menées les discussions.
''Le raisonnement du rapport est budgétaire alors que notre vision est industrielle, regrette Arnaud Mine. Les professionnels ont intégré les contraintes budgétaires. Nous proposons un scénario autre que celui avancé par l'administration avec le même budget''.
Ainsi, selon le SER, le mode de calcul de la contribution aux charges de service public de l'électricité (CSPE) doit être revu, car il ''sous-estime les bénéfices économiques de l'électricité photovoltaïque''.
Tout d'abord, la production d'électricité photovoltaïque est diurne, alors que la Commission de régulation de l'énergie (CRE) se base, dans son calcul des coûts de production évités, sur ''les prix du marché au gros de l'électricité moyenné sur 24 heures'', au désavantage du photovoltaïque. La CRE a reconnu lors de la concertation qu' ''en prenant un profil horo-saisonnier type d'une installation photovoltaïque, le coût évité serait environ 6€/MWh plus élevé que les 43 €/MWh qu'elle a pris en référence en 2009''. Le SER estime quant à lui à 10€ cette différence.
Autre défaut du mode de calcul de la CSPE selon le SER : la prise en compte des coûts standards de transport de l'électricité photovoltaïque sur les réseaux alors que ''la consommation locale d'une partie de la production évite des coûts de réseau au gestionnaire de réseau, ainsi que des pertes associées au transport de l'électricité''. La part transport du photovoltaïque devrait donc être moindre de 10 €/MWh, selon les professionnels. ErDF, au contraire, estime que ''les coûts de réseau auraient plutôt tendance à augmenter avec le développement du photovoltaïque''. La CRE a précisé que cette question serait examinée dans le cadre des prochains travaux sur l'évaluation des charges de réseau.
Pour le SER, la prise en compte de ces deux points dans le calcul de la CSPE permet d'envisager un objectif de développement de la filière de 14 gigawatts (GW) d'ici 2020, contre les 5,4 GW visés par le gouvernement et l'administration. ''Cela permettra la création d'une véritable industrie, estime Arnaud Mine. Sans cela, le futur dispositif conduira à la mort de la filière ou devra être revu dès les premiers mois car inadapté''.
De la nécessité d'assurer la transition grâce à un tarif intermédiaire
Le pré-rapport évoque également la possibilité de repêcher certains projets suspendus par le moratoire. Pour le SER, ce point est essentiel car il concerne les projets qui seront développés dans les mois à venir. ''L'enjeu de la reprise est de permettre à certains de ces projets de s'intégrer au nouveau cadre de régulation, afin d'assurer la continuité de la filière, sans néanmoins mettre en péril l'équilibre économique du système'', indique les rapporteurs Charpin et Trink, précisant que ''les projets suspendus qui devront s'insérer dans le nouveau cadre de régulation représentent un volume important, de 4 à 5 GW selon le taux de réalisation retenu'', et que de ce fait, l'objectif annuel de départ devrait être faible dans le cas où cette option serait privilégiée.
Pour André Antolini, il est nécessaire ''d'assurer cette transition entre l'ancien système et le nouveau. 4.000 MW de projets sont toujours en danger. Il faut gérer ce stock de projets qui existent et faire un tri. Le rapport identifie très bien le problème et liste les différents cas qu'il faut traiter''. Celui-ci se félicite que les rapporteurs aient retenu la solution que le SER avait proposé, en assurant ''le sérieux des projet par un dépôt de caution qui garantit leur réalisation dans un délai raisonnable'' et en retenant l'idée de les faire ''bénéficier d'un tarif de transition, moins élevé que l'ancien mais plus élevé que le nouveau, selon des critères techniques rigoureux'' . Le rapport préconise en effet des exigences supplémentaires au moment du dépôt de la nouvelle demande, correspondants aux critères de tri choisis (document prouvant la date de la déclaration d'ouverture du chantier, du moment où la première PTF a été demandée…).
