Centrale Faverges actualisation
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EETTUUDDEE DDEE FFAAIISSAABBIILLIITTEE Opération de Production d’Électricité par générateur photovoltaïque
raccordé au réseau de distribution
6699 ccoouurrss AAbblleerrtt TThhoommaass -- FF--6699 444477 LLYYOONN CCeeddeexx 0033
TTééll//ffaaxx ++3333--((00))44 3377 4444 1155 8844 -- ++3333--((00))44 3377 4444 1155 8899
SARL au capital de 55 675 € – RCS LYON 419 024 302
Siret 419 024 302 00061 APE 71.12B
Dossier réalisé en décembre 2010
Mise à jour en avril 2011
Pour le compte du
27 rue de la Paix – BP 40 045
74 002 ANNECY Cedex
SYNTHESE
Site Centrale des Grandes
Frasses
Application Centrale au sol
Commune FAVERGES
Visite sur site effectuée le 13 octobre 2010
Puissance développable une centrale en plein champ d'une puissance
totale de 1,3 MWc sur une surface au sol de
2,7 ha environ.
Production annuelle 955 kWh/kWc.an
Revenue annuelle brut Selon tarif en vigueur au 4 mars 2011: 0,12 c€/kWh : 150 k€ la 1ère année
0,244 c€/kWh : 315 k€ la 1ère année (0,244
c€/kWh est le prix de revient du kWh produit
pour un taux d’actualisation de 5%).
Montant de l’opération 3 M€ (ingénierie et raccordement inclus)
Raccordement : Poste de source à proximité 1,65 km et
réseau 20 kV à 400m
Enjeux environnementaux et paysagers : Assez faibles
Remarques sur le projet : La centrale photovoltaïque se trouve en zone N du PLU de
Faverges. Une modification du PLU est donc nécessaire de manière à rendre
expressément possible ce genre d’installation à cet endroit.
L’arrêté du 4 mars définit un tarif d’achat de 12c€/kWh. A ce tarif le projet ne présente aucune rentabilité. Cependant, des appels d’offres seront mis en œuvre
EETTUUDDEE DDEE FFAAIISSAABBIILLIITTEE Opération de Production d’Électricité par générateur photovoltaïque
raccordé au réseau de distribution
6699 ccoouurrss AAbblleerrtt TThhoommaass -- FF--6699 444477 LLYYOONN CCeeddeexx 0033
TTééll//ffaaxx ++3333--((00))44 3377 4444 1155 8844 -- ++3333--((00))44 3377 4444 1155 8899
SARL au capital de 55 675 € – RCS LYON 419 024 302
Siret 419 024 302 00061 APE 71.12B
Dossier réalisé en décembre 2010
Mise à jour en avril 2011
Pour le compte du
27 rue de la Paix – BP 40 045
74 002 ANNECY Cedex
par l’Etat à l’été 2011. Dans ces appels d’offres, les porteurs de projets indiqueront le coût de revient de l’énergie produite par leur centrale solaire. Les critères de jugement reposeront principalement sur le prix du kWh produit, la prise en compte de l’environnement et l’innovation. Les espaces à faibles valeur concurrentielle (friches industrielles notamment) seront privilégiés. Le quota annuel de projets susceptibles d’être retenus est fixé à 120 MWc pour le moment.
Le terrain envisagé est une décharge d’inertes, fermée et réhabilitée. C’est un endroit
propice à une installation photovoltaïque au sol puisqu’il n’y a pas de concurrence d’usage du sol à priori.
D’un point de vue environnemental et paysager, les enjeux sont faibles.
D’un point de vue technique, la faisabilité du raccordement semble être favorisée par la proximité, à la fois d’un réseau HTA et d’un poste source disposant, selon le
site de RTE au moment de la rédaction de l’étude, d’une capacité d’accueil suffisante.
A ce stade de l’étude, il n’y a pas de contre-indication ou de préconisation particulière
à utiliser un type de fondation plus qu’un autre (pieux, plots béton, vis). Une étude
géotechnique permettra de valider si les fondations pieux ou vis peuvent être
envisagées. En dernier recours, des fondations plots béton ou mixtes pieux+pots
béton pourront être envisagées.
D’un point de vue économique, les facteurs limitant la rentabilité du projet sont : la
surface du terrain (taille modeste, 2,7 ha exploitable seulement), les masques
proches (nombreux arbres en périphérie, cependant ils assurent une barrière paysagère très utile), les masques lointains (montagnes environnantes qui diminuent
l’ensoleillement) et l’accès au site limité par un étroit tunnel de 4,2m de haut par
3,2m de large.
Le terrain présente des atouts incontestables pour l’implantation d’un tel projet, mais
également un coût de revient du kWh assez élevé par rapport à d’autres projets photovoltaïques en raison d’une surface disponible et d’un ensoleillement modeste. (2,7 ha et environ 955 kWh/kWc). Le coût de revient dépend de la rentabilité attendue des investissements réalisés. En considérant un taux d’actualisation de 5% le prix de revient est estimé à 24,4 c€/kWh. Les conditions de participation aux appels d’offres ne sont pas à ce jour encore connues.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..33
SOMMAIRE
TABLE DES ILLUSTRATIONS 6
INFORMATIONS ADMINISTRATIVES 7
1. PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT D’UN GENERATEUR PHOTOVOLTAÏQUE 8
1.1. TABLEAU DE SYNTHESE DES TECHNOLOGIES DISPONIBLES OU A VENIR 10
2. ASPECTS REGLEMENTAIRES 11
2.1. CONTEXTE REGLEMENTAIRE EN VIGUEUR 11
2.1.1. Principaux textes de loi 11
2.1.2. Code de l’urbanisme 14
2.1.3. Droit du sol 15
2.1.4. Code de l’environnement 16
2.1.4.1. Contenu de l’étude d’impact 16
2.1.4.2. Loi sur l’eau 16
2.1.5. Réglementation sur le défrichement 17
2.1.6. Règles relatives à la production d’électricité 17
2.1.6.1. Autorisation ou déclaration d’exploiter 17
2.1.6.2. Certificat ouvrant droit l’obligation d’achat 17
2.1.6.3. Raccordement électrique 17
2.1.7. Taxes et impositions 18
2.1.7.1. IFER 18
2.1.7.2. CET 18
2.1.7.3. Taxe d’aménagement 20
2.1.7.4. IS 21
2.2. SYNTHESE DU CONTEXTE REGLEMENTAIRE APPLICABLE AU SITE 22
3. PRESENTATION DU TERRAIN 25
3.1. LOCALISATION GEOGRAPHIQUE 26
4. ENJEUX DU SITE 27
4.1. LES DIFFERENTS ENJEUX 27
4.2. ENJEUX LIES A LA BIODIVERSITE 27
4.3. ENJEUX PATRIMONIAUX 28
5. DONNEES METEOROLOGIQUES 29
6. DIMENSIONNEMENT TECHNIQUE 30
6.1. INFLUENCE DE L’ORIENTATION ET DE L’INCLINAISON 30
6.2. ETUDE DU TERRAIN 31
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..44
6.2.1. Masques lointains 31
6.2.2. Masques proches 32
6.3. DEFINITION DU MATERIEL 33
6.3.1. Modules 33
6.3.2. Structures porteuses 34
6.3.3. Caractéristiques des onduleurs 35
6.3.4. Caractéristiques du poste de transformation 36
6.3.5. Caractéristiques du poste de livraison 37
6.4. PLAN DE MASSE DU PROJET 38
6.5. RACCORDEMENT DU PROJET 40
6.6. CALCUL DU PRODUCTIBLE DU PROJET DEVELOPPABLE 41
7. CHIFFRAGE PAR POSTE 44
7.1. DEMANTELEMENT ET REHABILITATION 44
8. ANALYSE FINANCIERE 45
8.1. CHARGES D’EXPLOITATION 45
8.1.1. Entretien 46
8.1.2. Suivi de la production 46
8.1.3. Calcul du prix de revient du kWh 46
8.2. COMPTE D’EXPLOITATION 47
9. ENJEUX PAYSAGERS DU PROJET 49
9.1. COVISIBILITES 49
9.2. PHOTOMONTAGES 50
10. REALISATION DES TRAVAUX 53
10.1. ETAPES DE CONSTRUCTION 53
10.2. LES RESEAUX 55
10.3. MOYENS DE SECURITE 55
11. CALENDRIER DE REALISATION 56
12. DEMANTELEMENT DE LA CENTRALE - RECYCLAGE 56
12.1. REMARQUES SUR L’IMPACT ENVIRONNEMENTAL DES MODULES CDTE 58
13. BILAN ENVIRONNEMENTAL 59
13.1. TEMPS DE RETOUR ENERGETIQUE 59
13.2. BILAN SUR LES EMISSIONS DE CO2 61
14. ASPECTS JURIDIQUES ET MONTAGES OPERATIONNELS 63
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..55
14.1. LES DIFFERENTES POSSIBILITES 63
14.2. INTERET D’UN INVESTISSEMENT PUBLIC - PRIVE VIA UNE CREATION DE SOCIETE 64
14.3. COMMENT CHOISIR LE STATUT JURIDIQUE D’UN MONTAGE PUBLIC-PRIVE? 64
14.4. EXEMPLES DE MONTAGES OPERATIONNELS 65
14.4.1. Maîtrise d’ouvrage et exploitation publique 66
14.4.1.1. Commentaires 66
14.4.1.2. Synthèse 67
14.4.2. Maîtrise d’ouvrage et exploitation privée 68
14.4.2.1. Commentaires 68
14.4.2.2. Synthèse 71
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..66
TABLE DES ILLUSTRATIONS
Figure 1 : Carte de situation ............................................................................................... 7
Figure 2 : Schéma de principe d’une centrale photovoltaïque au sol ................................... 9
Figure 3 : Caractéristiques des cellules PV par technologie. (source EF4, Axenne) ............ 10
Figure 4 : Cartes de situation ........................................................................................... 26
Figure 5 : Cartographie du contexte environnemental du site ............................................ 27
Figure 6 : Carte des enjeux patrimoniaux .......................................................................... 28
Figure 7 : Carte de l’ensoleillement moyen annuel (Source Métonorm ©) .......................... 29
Figure 8 : Données météorologiques à Faverges (Source Météonorm © - traitement Axenne)
................................................................................................................................. 29
Figure 9 : Graphe des températures et de l'ensoleillement ................................................ 30
Figure 10 : Productible en fonction de l’inclinaison des modules et du coefficient
d’occupation du sol (calculé pour le site de Faverges) ............................................... 30
Figure 11 : Etudes des pentes .......................................................................................... 31
Figure 12 : Masques lointains ........................................................................................... 32
Figure 13 : Modélisation du générateur sous PV-Syst ........................................................ 33
Figure 14 : Dimensions des structures envisagées pour l’étude ......................................... 35
Figure 15 : cartographie du réseau 20 000V et position au poste source .......................... 40
Figure 16 : Probabilités de production .............................................................................. 43
Figure 17 : Principe de recyclage, d’après PV Cycle Deutsche Solar .................................. 57
Figure 18 : décomposition des phases industrielles de production d’un système
photovoltaïque .......................................................................................................... 60
Figure 19 : temps de retour énergétique d’un système photovoltaïque de 1kWc (modules,
structure et onduleurs) produisant 995 kWh/an ........................................................ 60
Figure 20 : quantité d'énergie pour chaque phase de production d'un système
photovoltaïque .......................................................................................................... 61
Figure 21 : rejet de CO2 en France d'un système photovoltaïque suivant sa provenance
géographique ............................................................................................................ 61
Figure 22 :Empilement des moyens de production – source EDF R&D – Février 2008 ........ 62
Figure 23 : Schéma des montages opérationnels possibles ............................................... 63
Figure 24 :Montage opérationnel maîtrise d’ouvrage publique et exploitation publique ..... 67
Figure 25 : Montage opérationnel maîtrise d’ouvrage privée (ou en partie privée dans le cas
d’une SEML ou d’une SCIC) et exploitation privée ...................................................... 71
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..77
INFORMATIONS ADMINISTRATIVES
Site : Centrale des Grandes Frasses
Commune de Faverges
Propriétaire des terrains : Commune de Faverges
Type de terrain : Décharge d’inertes – fermée et réhabilitées
Contraintes : - covisibilités possibles avec le hameau de la
Balmette
- Zone N dans le PLU
- Tunnel largeur 3,2 m et hauteur 4,2m pour accéder
au site
Situation géographique du site :
La zone est située au nord-ouest de Faverges. La zone exploitable pour l’implantation
des panneaux solaires représente 2,7 ha environ.
Figure 1 : Carte de situation
Latitude : 45°45'23
Longitude : 6°16'47
Altitude : 490 m
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..88
1. PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT D’UN GENERATEUR PHOTOVOLTAÏQUE
Que ce soit pour une centrale au
sol de forte puissance ou pour
une installation chez un
particulier, le principe général
de fonctionnement d’une
centrale photovoltaïque est le
même. L’énergie reçue,
provenant du soleil, sur un plan
perpendiculaire aux rayons du
soleil est d’environ 1000 W/m² en ciel dégagé. Les cellules
photovoltaïques permettent de
convertir l’énergie reçue du
soleil en électricité à un
rendement industriel d’environ 6 à 19% selon les types de technologies. Un module
photovoltaïque de 1m² qui a 10% de rendement produira donc 100 W lorsque
l’ensoleillement sera de 1000W/m² (on parle alors d’un module de 100 Watt crête ; 100Wc). La puissance produite par chaque cellule dépend directement de l’intensité
du soleil. Un module est constitué de plusieurs cellules en série et en en parallèle.
Une branche, ou string, est un groupement de modules en série. Un champ photovoltaïque est un groupement de branches en parallèle.
Dans une branche de modules en série, lorsqu’une partie d’un module (lui-même
composé de cellules en série et en parallèle) est ombragée, c’est toute la branche qui
produit moins. La production de la branche est alors inversement proportionnelle à la
surface de la seule cellule qui est à l’ombre. C’est pour éviter ce phénomène que l’on
ajoute une diode by-pass en parallèle sur chaque groupement de cellules en série
dans un module, afin de shunter le module à l’ombre et permettre au reste de la
branche de fonctionner normalement. Ces diodes de by-pass sont installées en usine
et présentent dans les boîtes de connexion à l’arrière des modules (généralement il y
2 diodes par module).
Chaque cellule photovoltaïque produit du courant continu qu’il faut ensuite
transformer en courant alternatif et sous une tension compatible pour pouvoir
l’évacuer sur le réseau électrique, c’est le rôle des onduleurs.
Ces onduleurs sont ensuite raccordés au réseau de distribution de la compagnie
électrique par l’intermédiaire d'un coffret de branchement, d’une armoire de livraison
ou d’un poste de livraison (tout dépend de la puissance du générateur à raccorder)
équipés d'un compteur de l'énergie vendue.
Le courant produit par le générateur est totalement réinjecté dans le réseau.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..99
Limite de concession réseau ERDF
Figure 2 : Schéma de principe d’une centrale photovoltaïque au sol
Un local technique contiendra le ou les onduleurs, la protection de découplage (la
plupart du temps intégrée aux onduleurs), une armoire de protection qui contiendra
une séparation par coupure visible et cadenassable. La protection de découplage est
un dispositif obligatoire dans le cas d’une installation raccordée au réseau public de
distribution. Ce dispositif de sécurité déconnecte la centrale du réseau
automatiquement en cas de coupure du réseau.
Au niveau du point de livraison de l’énergie (généralement en limite de propriétés des
services de l’ERDF). Il y aura un compteur d’énergie quatre cadrans capable de
comptabiliser l’énergie active, réactive, produite ou consommée par l’opérateur.
Dans le cas de la centrale au sol de Faverges, la puissance supérieure à 250kVA
impose un raccordement sur le réseau HTA 20 000 V, l’installation comporte donc en
plus, des transformateurs élévateurs de tension qui permettent d’élever la tension de
sortie des onduleurs afin d’être compatible avec celle du réseau HTA.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..1100
1.1. TABLEAU DE SYNTHESE DES TECHNOLOGIES DISPONIBLES
OU A VENIR
Figure 3 : Caractéristiques des cellules PV par technologie. (source EF4, Axenne)
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MMaarrss 22001111 pp..1111
2. ASPECTS REGLEMENTAIRES
2.1. CONTEXTE REGLEMENTAIRE EN VIGUEUR
22..11..11.. PPrriinncciippaauuxx tteexxtteess ddee llooii
Les principaux textes de loi en vigueur concernant la production d’électricité d’origine
photovoltaïque sont :
Directive 96/92/CE du 19 décembre 1996 concernant les règles communes pour le marché intérieur de l’électricité
- La directive oblige les Etats membres à réorganiser leur marché de l’électricité en séparant
comptablement et juridiquement les activités de production, de transport et de distribution
jusqu’alors détenues par une même entreprise monopolistique, afin de mettre en place un
marché libéralisé de la fourniture d’électricité au niveau européen (ouverture à la
concurrence)
Directive 2001/77/CE du 27 septembre 2001 - Cette directive intervient en cohérence avec le protocole de Kyoto et vise à réduire les
émissions de gaz à effet de serre de la Communauté Européenne. Elle force les Etats
membres à intégrer dans leur politique énergétique le développement des sources
d’électricité renouvelables pour atteindre l’objectif de 22,1% de la consommation en 2010.
Loi n°2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité (NOR : ECOX9800166L)
- Dans le cadre de l’ouverture du marché de l’électricité à la concurrence et de la privatisation
d’une partie des activités de l’entreprise EDF : création de l’entreprise RTE pour la gestion du
réseau de transport, création de la commission de régulation de l’énergie, mise en place de
l’obligation d’achat pour la production d’énergie renouvelable, règles d’accès et de gestion
du réseau de distribution
Décret n°2000-877 du 7 septembre 2000 modifié par les décrets du 19 novembre
2009 et du 4 septembre 2007 relatif à l’autorisation d’exploiter les installations de
production d’électricité (NOR : ECOI0000375D) - Les installations de production d’électricité sont soumises à une demande d’autorisation
lorsque leur puissance est supérieure à 4,5 MW et à un régime de déclaration au-dessous. Le
texte fixe la procédure de demande d’autorisation et de déclaration ainsi que leurs modalités
de transfert éventuel.
Décret n°2000-1196 du 6 décembre 2000 fixant par catégorie d’installations les limites de puissance des installations pouvant bénéficier de l’obligation d’achat d’électricité (NOR : ECOI0000505D)
- Fixation d’un seuil maximum de 12 MW pour les installations de production d’électricité
pouvant bénéficier de l’obligation d’achat
Décret n°2001-410 du 10 mai 2001 modifié par les décrets du 26 novembre 2004, du 7 septembre 2005, du 27 février et du 4 mars 2009 relatifs aux conditions
d’achat de l’électricité produite par des producteurs bénéficiant de l’obligation
d’achat (NOR : ECOI0100190D) - Mise en place du certificat ouvrant droit à l’obligation d’achat, à demander par le producteur
au préfet afin de bénéficier de l’obligation d’achat, et modalités de fixation des tarifs d’achat
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..1122
- Les systèmes inférieurs ou égaux à 250 kWc sont dispensés de la demande du certificat
ouvrant droit à l’obligation d’achat auprès de la DRIRE
Décret n°2003-229 du 13 mars 2003 modifié par le décret du 23 avril 2008 (lui-même modifié par le décret n°2010-502 du 17 mai 2010), relatif aux prescriptions
techniques générales de conception et de fonctionnement auxquelles doivent
satisfaire les installations en vue de leur raccordement aux réseaux publics de
distribution (NOR : INDI0301060D) - Prescriptions techniques générales de conception et de fonctionnement auxquelles doivent
satisfaire les installations en vue de leur raccordement aux réseaux publics de distribution
Arrêté du 17 mars 2003 modifié par l’arrêté du 18 novembre 2006 et abrogé en partie par l’arrêté du 23 avril 2008, relatif aux prescriptions techniques de
conception et de fonctionnement pour le raccordement à un réseau public de
distribution d’une installation de production d’énergie électrique (NOR :
INDI0301276A) - Contraintes techniques pour le raccordement au réseau de distribution des installations de
production : protection de découplage, énergie réactive, qualité du courant injecté, etc.
Arrêté du 23 avril 2008 modifié par l’arrêté du 15 février 2010, relatif aux
prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement à un réseau public de distribution d’électricité en basse tension ou en moyenne
tension d’une installation de production d’énergie électrique (NOR : DEVE0808815A) - Contraintes techniques pour le raccordement au réseau de distribution des installations de
production : Pmax, protection de découplage, énergie réactive, qualité du courant injecté,
etc.
- Exigences du régime de fonctionnement pour certains systèmes au dessus de 100 kVA.
- Modifie certaines prescriptions techniques des systèmes sur les réseaux non-inter connectés
- Exigences sur la fourniture de puissances réactives minimales pour les installations
raccordées au réseau HTA.
Loi n°2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique (NOR : ECOX0400059L)
- Cette loi fixe les orientations et la stratégie énergétique nationale, notamment concernant la
maîtrise de l’énergie, les énergies renouvelables, l’équilibre et la qualité des réseaux de
transport et de distribution de l’électricité
Décret du 07 septembre 2005 relatif à la rénovation des installations de production
électrique sous obligation d’achat et modifiant le décret n° 2001-410 du 10 mai 2001
(NOR : INDI0505459D) - Explicite la notion de "mise en service pour la première fois" des installations ayant été
rénovées, pouvant bénéficier d’un contrat sous l’obligation d’achat
Arrêté du 28 août 2007 modifié par l’arrêté du 21 octobre 2009 fixant les principes
de calcul de la contribution mentionnée aux articles 4 et 18 de la loi n°2000-108 du
10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de
l’électricité (NOR : DEVE0757947A) - Fixe le périmètre de facturation de raccordement au réseau, les seuils de puissance ainsi que
la méthode de calcul du barème de facturation
Arrêté du 17 juillet 2008 fixant les taux de réfaction. Le taux de réfaction correspond
à la part moyenne des coûts de raccordement couverte par le tarif d’utilisation du réseau public d’électricité (TURPE). Ce taux est fixé à 40% pour 2009 et 2010. mentionnés dans l’arrêté du 28 août 2007 fixant les principes de calcul de la
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..1133
contribution mentionnées aux articles 4 et 18 de la loi n° 2000-108 du 10 février
2000 relative à la modernisation et au développement du service public de
l’électricité (NOR : DEVE0817977A) - Fixe le taux de réfaction utilisé dans le calcul du TURPE à partir du 1 janvier 2009
Décision ministérielle du 5 juin 2009 relative aux tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (NOR : DEVE0911965S)
- Fixation des frais d’accès aux réseaux publics facturés aux utilisateurs consommateurs et
producteurs
Décret n° 2009-1414 du 19 novembre 2009 relatif aux procédures administratives
applicables à certains ouvrages de production d’électricité (NOR : DEVU0901753D) - dispense les systèmes inférieurs ou égaux à 250kWc de la déclaration d’exploiter
- précise les procédures d’urbanisme pour les systèmes posés au sol (déclaration préalable,
permis de construire, étude d’impact, enquête publique)
La circulaire du 18 décembre 2009 relative au développement et au contrôle des
centrales photovoltaïques au sol - Commente le décret du 19 novembre 2009 et confirme certains éléments de la doctrine
nationale
Décret n° 2010-301 du 22 mars 2010 modifiant le décret n° 72-1120 du 14
décembre 1972 relatif au contrôle et à l’attestation de la conformité des installations électriques intérieures aux règlements et normes de sécurité en vigueur
(NOR : DEVE0927916D) - Rend obligatoire le Consuel pour les installations photovoltaïques d’une puissance inférieure
à 250kVA raccordées au réseau de distribution
Décret n°2010-1510 du 9 décembre 2010 suspendant l’obligation d’achat de
l’électricité produite par certaines installations utilisant l’énergie radiative du soleil
(NOR : DEVX1031847D) - Suspension de l’obligation d’achat pour les centrales >3kWc
- Bénéfice de l’obligation d’achat subordonné à la mise en service de l’installation dans un
délai de 18 mois à compter de la notification de l’acceptation de la PTF de raccordement au
réseau ou lorsque cette notification est antérieure de plus de neuf mois à la date d’entrée en
vigueur du présent décret, à la mise en service dans les 9 mois suivants cette date.
Décret n°2011-240 du 4 mars 2011 modifiant le décret n°2001-410 relatif aux
conditions d’achat de l’électricité produite par des producteurs bénéficiant de
l’obligation d’achat. (NOR EFIR1106455D). - Précisions quant aux exigences techniques et financières qui peuvent être demandées aux
futurs producteurs souhaitant bénéficier de l’obligation d’achat.
Arrêté du 4 mars 2011 portant abrogation de l’arrêté du 31 août 2010 fixant les
conditions d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant l’énergie
radiative du soleil
Arrêté du 4 mars 2011 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les
installations utilisant l’énergie radiative du soleil telles que visées au 3° de l’article 2
du décret n°2000-1196 du 6 décembre 2000 (DEVR1106450A) - Défini le niveau des tarifs d’achat, l’éligibilité aux tarifs, les conditions d’application et les
modalités d’indexation
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..1144
22..11..22.. CCooddee ddee ll’’uurrbbaanniissmmee
Concernant la réglementation d’urbanisme, les critères de soumission à autorisation
sont les critères généraux.
Le décret du 19 novembre 2009 en vigueur depuis le 1er décembre 2009, offre un
cadre réglementaire à l’implantation des centrales au sol :
Puissance crête (p)
Hauteur par rapport au sol (h)
Obligation réglementaire
p< 3kWc h≤ 1,80m
dispensées de toute formalité (sauf dans les
secteurs sauvegardés dont le périmètre a été
délimité, dans un site classé, dans les réserves
naturelles, dans les espaces ayant vocation à être
classés dans le coeur d'un futur parc national et à
l'intérieur du coeur des parcs nationaux, où il faut
une déclaration préalable.)
p< 3kWc h> 1,80m déclaration préalable
3kWc≤p≤250kWc quelque soit h déclaration préalable
p>250kWc quelque soit h Permis de construire, enquête publique et étude d'impact
Tableau récapitulatif de la réglementation applicable sur les projets de production
d'électricité à partir de l'énergie solaire installés sur le sol, en fonction de la puissance crête
et de la hauteur par rapport au sol.
Dans le cadre des contraintes patrimoniales, il faut tenir compte de la situation de
l'installation par rapport à un éventuel site inscrit, classé ou encore au périmètre de
protection d'un monument historique.
L'architecte des bâtiments de France est consulté par l'autorité compétente pour
délivrer l'autorisation. Il émet alors un avis conforme (c'est-à-dire auquel ladite
autorité doit se conformer) ou un avis simple. Dans certains cas de figure, une notice
d’impact paysagère devra être rédigée.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..1155
22..11..33.. DDrrooiitt dduu ssooll
Les projets doivent être compatibles avec le PLU.
Les enjeux dus à ces différents documents vis-à-vis d’une installation photovoltaïque
au sol sont résumés ci-dessous :
1. Si la commune possède un PLU ou un POS :
Le cadre jaune situe les points « à enjeux » pour lesquels une prise de position s’impose.
PLU (POS)
Possibilité
d’implanter une centrale solaire
Zone (NB) Zone A (NC) Zone U ou AU (NA)
Révision du PLU mentionnant l’autorisation pour l’implantation d’une centrale solaire sur zone
Naturelle spécifique
Modification du PLU (POS) en mentionnant
l’autorisation pour l’implantation d’une
centrale solaire
Impossibilité d’implanter une centrale solaire
Oui
Non
Zone N (ND)
Zone à
usage
d’activité
Autorisation
du
règlement
Oui
Non
Terrain
possible pour
l’implantation
d'une centrale
solaire
Simple
modification
possible
Non
Etude
d’impact
favorable
Non
Oui
Oui
Oui
Non
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..1166
22..11..44.. CCooddee ddee ll’’eennvviirroonnnneemmeenntt
Une centrale doit faire l’objet d’une autorisation du ministre chargé de l’énergie si sa
puissance est supérieure à 4,5 MW, ou d’une déclaration dans le cas contraire. Une
centrale photovoltaïque est considérée par le MEDAD (Ministère de l’Ecologie du
Développement et de l’Aménagement durables) comme un projet d’aménagement qui
nécessite une autorisation ou une décision d’approbation.
Le décret du 19 novembre 2009 modifie aussi le code de l’environnement. Les travaux
d’installation d’ouvrages de production de l’énergie solaire installés sur le sol dont la
puissance crête est supérieure à 250 kWc sont réintroduits dans la liste des travaux
soumis à étude d’impact et devront dorénavant aussi faire l’objet d’une enquête
publique.
Le rôle d’une étude d’impact est de réaliser une analyse de l’état initial de
l’environnement puis de présenter le projet, les impacts éventuels du projet et les
mesures compensatoires à envisager si les impacts ne peuvent pas être supprimés ou
réduits suffisamment.
Un volet naturel (faune, flore, habitat) doit être réalisé par des experts indépendants.
Une notice d’intégration paysagère doit accompagner cette étude d’impact. Elle
permettra d’apprécier l’impact visuel du parc solaire (perception proche, rapprochée
et lointaine et d’optimiser l’intégration paysagère de l’installation.
2.1.4.1. Contenu de l’étude d’impact
L’étude d’impact est un document clé dans le processus de développement du projet.
Elle présente en détail le projet, les impacts sur l’environnement, les mesures
réductrices ou compensatoires à mettre en œuvre. Ce document permet au public et
aux administrations de prendre connaissance du projet et des aménagements mis en
œuvre.
Les différentes parties d’une étude d’impact sont :
Partie 1 : Avant propos
Partie 2 : Résumé non technique
Partie 3 : Analyse de l’Etat initial du site et de son environnement
Partie 4 : Présentation du projet – Raisons et choix de l’aménagement
Partie 5 : Analyse des effets directs ou indirects, temporaires ou permanents
du projet sur l’environnement et mesures envisagées.
Partie 6 : Analyse des méthodes d’évaluation utilisées.
L’analyse de l’état initial de l’environnement impose de faire tout d’abord un pré-
diagnostic environnemental.
2.1.4.2. Loi sur l’eau
Bien qu’un projet photovoltaïque ne modifie pas de manière conséquente
l’écoulement des eaux, la Police de l’Eau demande souvent un dossier au titre de la loi
sur l’eau. Si le projet est inférieur est 20ha, il s’agit d’un dossier de déclaration sinon
c’est un dossier d’autorisation en application des articles L214-1 à L214-3 du Code de
l’Environnement.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..1177
22..11..55.. RRéégglleemmeennttaattiioonn ssuurr llee ddééffrriicchheemmeenntt
Au titre du code forestier, l'article L 311-3 a fixé un certain nombre de motifs
d'opposition au défrichement dont justement la protection contre les risques naturels,
la valorisation d'investissements publics (reboisements), ou encore l'atteinte à la
richesse biologique d'un secteur, l'atteinte à un cours d'eau ou zone humide ....
Ainsi, un projet de centrale photovoltaïque au sol se doit de démontrer l'absence de
ces motifs d'opposition et le bien fondé de l'aménagement proposé (notice ou étude d'impact à établir propre au défrichement).
Le code forestier (L311-5) et le code de l'urbanisme (L425-6) établissent que lorsque
des forêts sont concernées, l'autorisation de défrichement doit être obtenue avant toute autre autorisation administrative.
La loi ne fait pas de distinction entre "belle futaie", et "mauvais taillis de chênes ". Par
ailleurs, le législateur a également prévu des mesures compensatoires en cas de
défrichement avec différents niveaux "d'exigence" suivant l'évaluation des impacts
(article L 311-4 du code forestier).
22..11..66.. RRèègglleess rreellaattiivveess àà llaa pprroodduuccttiioonn dd’’éélleeccttrriicciittéé
2.1.6.1. Autorisation ou déclaration d’exploiter
Les installations de production d’électricité sont soumises au régime de la déclaration
lorsque leur puissance est inférieure à 4,5 MW, et une autorisation au-delà de 4,5 MW.
Cette demande à faire auprès du Ministre en charge de l’Energie est réglementée par
le décret du 7 septembre 2000 consolidé le 6 juillet 2007.
2.1.6.2. Certificat ouvrant droit l’obligation d’achat
Selon les décrets du 6/12/2000, du 10/05/2001 et du 27/03/2003, les installations
utilisant l’énergie radiative du soleil inférieures ou égales à 12 MW peuvent bénéficier
de l’obligation d’achat, sous condition que le bénéficiaire déclare ne pas exploiter lui-
même, ou par une société qu’il contrôle directement ou indirectement (selon l’article
L233 du code du Commerce) une autre installation photovoltaïque bénéficiant de
l’obligation d’achat à moins de 500 m. Nous rappelons que le tarif d’achat associé à
cette obligation d’achat pour les centrales au sol >250 kWc est de 12 c€/kWh au 4
mars 2010. Des appels d’offres mis en œuvre par l’Etat doivent être lancés (environ
120 MWc par an) plusieurs fois par an. Le premier appel d’offres doit avoir lieu en été
2011.
2.1.6.3. Raccordement électrique
Le raccordement doit se faire en respectant les exigences du décret du 23 avril 2008
relatif aux prescriptions techniques générales de conception et de fonctionnement
pour le raccordement d’installations de production aux réseaux publics d’électricité.
Le raccordement doit être réalisé à un niveau de tension compatible avec la puissance
installée :
Installation supérieure à 12 MW : raccordement sur le réseau de transport
RTE (ou possibilités de scinder les projets en tranche <12 MW)
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..1188
Installation supérieure à 250 kVA : raccordement sur le réseau public de
distribution moyenne tension exploité par ERDF (raccordement en 20 000
volts)
Installation inférieure 250 kVA : raccordement sur le réseau public de
distribution basse tension exploitée par ERDF (raccordement en 400V
triphasé)
Dans certains cas, des renforcements du réseau public de transport en amont du
raccordement peuvent être nécessaires pour être en mesure d’évacuer en toutes
circonstances l’électricité produite. Dans ce cas, la proposition de raccordement peut
être assortie de clauses de limitation de la production, exprimées sous la forme d’un
nombre d’heures sur une période de quelques années, délai nécessaire pour procéder
aux renforcements du réseau.
Dans le cas où il y a plusieurs demandes de raccordement sur un même poste, un
système de file d’attente permet dans ce cas de donner un ordre de priorité aux
premiers demandeurs
La demande de raccordement doit être réalisée auprès du service d’ERDF responsable
du secteur concerné. Dans le cas présent, l’installation étant supérieure à 250 kVA, la
demande de raccordement doit être adressée à erdf-areprod-hta-
22..11..77.. TTaaxxeess eett iimmppoossiittiioonnss
Les revenus générés par un générateur sont soumis à l’impôt société, à la contribution
économique territoriale (CET) et à l’IFER (Imposition Forfaitaire sur les Entreprises de
Réseaux) dès que la puissance de l’installation dépasse 100 kWc.
2.1.7.1. IFER
Dans le cas où la puissance de l’installation dépasse 100 kWc, l’IFER s’élève à 7
€/kWc. 50% de l’IFER est destinée directement à la Commune (ou à la Communauté
de Communes).
2.1.7.2. CET
La CET est composée de la Contribution sur la Valeur Ajoutée des Entreprises (CVAE)
et de la Contribution Foncière des Entreprises (CFE). La CET est plafonnée à 3% de la
valeur ajoutée.
a) CVAE
La CVAE est déterminée en fonction du chiffre d’affaires (CA) réalisé et de la valeur
ajoutée produite au cours de l’année civile (ou du dernier exercice de 12 mois) au titre
de laquelle l’imposition est établie.
La valeur ajoutée est égale à la différence entre :
- le chiffre d’affaires de l’entreprise, majoré de certains produits (variation
positive des stocks, subventions d’exploitation…)
- et les achats de biens (matériel, équipements et fournitures notamment) et les
charges déductibles (variation négative des stocks, charges de gestion
courante, par exemple).
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..1199
La valeur ajoutée définie ne peut excéder un pourcentage du chiffre d’affaires égal à
- 80% si le CA est inférieur ou égal à 7,6 millions d’euros
- 85 % si le CA est supérieur.
La CVAE est en principe égale à 1,5% de cette valeur ajoutée plafonnée, mais les
entreprises dont le CA n’excède pas 50 millions d’euros bénéficient d’un dégrèvement
de leur CVAE.
Le dégrèvement est égal à la différence entre
- le montant de la cotisation théorique de CVAE (VA x 1,5%)
- et un montant résultant de l’application à la valeur ajoutée d’un taux progressif
variable selon le CA de l’entreprise
Le taux de dégrèvement est le suivant :
Montant du CA Taux de dégrèvement
< 500 k€ 0
Entre 500 k€ et 3 M€ 0,5% x (CA) / 2 500 000
Entre 3M€ et 10M€ 0,5% + [0,9% x CA) / 7 000 000
Entre 10M€ et 50M€ 1,4% + [0,1% x CA) / 40 000 000
> 50 M€ 1,5%
Exemple : pour les entreprises dont le CA est inférieur à 500 000 euros, le taux est
nul. Donc le dégrèvement est égal à 1,5 x VA – 0. Aucune CVAE n’est donc due pour
ces entreprises.
b) CFE
La base d’imposition à la cotisation foncière des entreprises (CFE) est constituée par :
- La valeur locative des biens passibles d’une taxe foncière (les immeubles) dont
le redevable a disposé pour les besoins de son activité professionnelle pendant
la période de référence, soit l’avant-dernière année précédant celle de
l’imposition, soit l’avant dernière année précédant celle de l’imposition.
- Et par un pourcentage des recettes encaissées, pour les titulaires de bénéfices
non commerciaux (BNC).
1. Les biens concernés :
Il s’agit des biens passibles de la taxe foncière sur les propriétés bâties (installations,
constructions) ou sur les propriétés non bâties (terrains).
2. Détermination de la valeur locative imposable
La valeur locative des biens est calculée selon les règles fixées pour l’établissement de
la taxe foncière.
3. Comment calculer la CFE
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..2200
Le montant de la taxe due résulte de l’opération suivante :
Base d’imposition x taux voté par les collectivités locales
Les immobilisations destinées à la production d’électricité d’origine photovoltaïque sont exonérées de la taxe foncière sur les propriétés bâtis (seuls les panneaux photovoltaïques sont concernés par cette exonération).
2.1.7.3. Taxe d’aménagement
L’article 28 de la loi de finances rectificative pour 2010 introduit une composante
spécifique de l’assiette d’imposition applicable aux panneaux photovoltaïques au sol
dont les autorisations et déclarations d’urbanisme seront déposées à compter du 1er
mars 2012.
Le fait générateur de la taxe peut être la date :
de délivrance de l’autorisation de construire ou d’aménager
de délivrance du permis modificatif
de la naissance d’une autorisation tacite de construire ou d’aménager
de la décision de non-opposition à une déclaration préalable
La taxe est perçue par :
Les communes ou EPCI
Les départements
La région Ile de France
La part communale ou intercommunale de la taxe d’aménagement est instituée :
de plein droit dans les communes dotées d’un plan local d’urbanisme (PLU)
ou d’un plan d’occupation des sols (POS).
par délibération du conseil municipal dans les autres communes
de plein droit dans les communautés urbaines, sauf renonciation expresse
décidée par délibération
Par délibération de l’organe délibérant dans les autres EPCI compétents en
matière den PLU en lieu et place des communes qu’ils regroupent et avec leur
accord.
La part départementale de la taxe d’aménagement est instituée par délibération du
conseil général
La part de la taxe d’aménagement versée à la Région d’Ile de France est instituée
par délibération du conseil régional en vue de financer des équipements collectifs
rendus nécessaires par l’urbanisation.
Calcul du montant de la taxe : Dans le cadre d’une installation photovoltaïque au sol, il faut considérer la surface
de plancher closes et couvertes sous une hauteur de plafond supérieure de 1,8m. La
valeur forfaitaire par m² de surface est de 660 € (748 € en région Ile de France).
S’ajoute à ces valeurs 10€/m² de panneaux photovoltaïques au sol.
Le taux d’imposition communal ou intercommunal est par défaut de 1%. Il peut être
porté à 5% (voir par 20% dans certains cas par délibération motivée).
Le taux de la part départementale ne peut excéder 2,5% et celui d’Ile de France 1%.
Ainsi dans un cas défavorable, le taux global serait de 8,5%.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..2211
Exemple : pour une centrale au sol de 1MWc, dont la surface de panneaux
photovoltaïques est de 8000 m², et d’un local technique de 20m², la taxe applicable
pour serait de :
20 x 660 = 13 200 € (pour le local technique)
8000 x 10 = 80 000 € pour les panneaux photovoltaïques.
Soit au total une valeur forfaitaire de 93 200 €.
Un exemple de répartition peut-être :
5% pour la commune ou l’EPCI : 4 660 €
2,5% pour le département : 2 330 €
1% pour la région Ile de France : 932 €.
Soit au total une taxe à verser de 7922 € pour 1 MWc de panneaux photovoltaïques
et un local technique de 20m².
Le montant des valeurs forfaitaires sont réévalués par arrêté ministériel en fonction
de l’évolution de l’indice du coût de la construction calculé par l’INSEE.
Le paiement de la taxe se fait en deux moitiés, une première un an après le permis
et l’autre l’année suivante.
2.1.7.4. IS
Le bénéfice imposable est en principe taxé au taux forfaitaire de 33,1/3%.
Les petites et moyennes entreprises bénéficient d'un régime de faveur, réservé aux
sociétés qui répondent aux conditions suivantes :
Elles doivent être imposées à l'IS dans les conditions de droit commun.
Leur chiffre d'affaires hors taxes doit être inférieur à 7,63 M€.
Leur capital doit être détenu à plus de 75% par des personnes physiques.
Le bénéfice est taxé au taux de 15%, dans la limite de 38 120 euros par période de
douze mois, la fraction excédentaire du bénéfice étant imposée à 33,1/3%. Si la
durée de l'exercice est inférieure ou supérieure à douze mois, ce plafond de 38 120
euros est ajusté prorata temporis.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..2222
2.2. SYNTHESE DU CONTEXTE REGLEMENTAIRE APPLICABLE AU SITE
Type de réglementation
Contexte Analyse
Code de l’urbanisme Selon le décret du 19 novembre 2009, le projet est soumis à un permis de construire et à une procédure d’enquête publique
Droit du sol
La zone concernée est classée Zone N dans le PLU de Faverges
La zone N dans le PLU de Faverges interdit toutes occupations
et utilisation incompatible avec la vocation naturelle de la zone à
protéger en raison de la qualité et de la fragilité des sites, des
milieux naturels, des paysages et de leur intérêt.
Les constructions nouvelles excepté celles prévues à l’article N2
sont interdites. L’article N2 indique que seuls les ouvrages
techniques nécessaires au fonctionnement des services publics
ou d’intérêt collectif et dont l’implantation dans la zone est
justifiée par des impératifs techniques de fonctionnement du
service sont admis. Une centrale de production d’énergie dont
l’objet est la revente d’électricité au réseau ne rentre pas dans
cette catégorie.
Modification du PLU : Autoriser expressément ce type d’installation dans un sous-
secteur indicé. Il est impératif d’inscrire des secteurs
spécifiques pour bien encadrer ce type de projet et garantir
qu’aucun changement d’usage de ces terrains ne pourra être
admis, notamment pour d’autres types d’activités.
Exemple : Secteur Ns destiné à accueillir des installations
nécessaires à la production d’électricité à partir de l’énergie
solaire. Ajouter le secteur Ns à l’article N2 du PLU : :
« Ouvrages techniques, installations et constructions
nécessaires à la production d’électricité à partir de l’énergie
solaire. »
Code de l’environnement
Selon le décret du 19 novembre 2009, le projet est soumis à
une étude d’impact qui devra accompagner l’ensemble des
dossiers de demandes d’autorisation notamment la demande de
permis de construire
Cf carte des enjeux environnementaux (pages suivantes)
Dans le PNR des Bauges
< 200 m Znieff 2 du Massif de la Tournette
< 300 m Znieff 1 : Pelouses sèches de la Cluse d’Annecy
< 600 m Zone Importante pour la conservation des
oiseaux / Massif des Bauges (réserve Naturelle, Réserve de
Chasse)
2 km : Arrêté de protection de Biotope : Marais de Giez
700 m : Natura 2000 : Massif de la Tournette
Niveau d’enjeux faible d’un point de vue de l’environnement Un pré-diagnostic par un expert faune/flore sera nécessaire pour vérifier l’absence d’espèces faunes/flores protégées
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..2233
Type de réglementation
Contexte Analyse
Défrichement
Pas de défrichement à envisager sur le site
Déclaration d’exploiter
Les installations de production d’électricité sont soumises au
régime de la déclaration lorsque leur puissance est inférieure à
4,5 MW, et une autorisation au-delà de 4,5 MW. Cette demande
à faire auprès du Ministre en charge de l’Energie est
réglementée par le décret du 7 septembre 2000 consolidé le 6
juillet 2007. Dans le cas présent, il s’agit d’une déclaration
d’exploiter seulement.
L’article 2 du décret n02000-877 du 7 septembre 2000
précise les renseignements à indiquer sur la déclaration.
Obligation d’achat Selon l’arrêté du 4 mars 2011 : le tarif d’achat applicable est
de 12 c€/kWh.
Des procédures d’appels d’offres vont voir le jour à partir de
l’été 2011. Le quota annuel est d’environ 120 MWc. Dans ces
procédures d’appel d’offre, ce sera aux producteurs de définir
leur coût de revient du kWh. Les critères de sélection des
projets reposeront sur le prix du kWh, l’innovation,
l’environnement…
Certificat ouvrant droit à l’obligation
d’achat
Selon les décrets du 6/12/2000, du 10/05/2001 et du 27/03/2003, les installations utilisant l’énergie radiative du soleil
inférieures ou égales à 12 MW peuvent bénéficier de l’obligation d’achat, sous condition que le bénéficiaire déclare ne pas
exploiter lui-même, ou par une société qu’il contrôle directement ou indirectement (selon l’article L233 du code du Commerce)
une autre installation photovoltaïque bénéficiant de l’obligation d’achat à moins de 500 m.
Raccordement électrique
Pour entrer dans la file d’attente des demandes de
raccordement à l’ERDF il faut avoir obtenu au préalable le
permis de construire.
La demande de raccordement doit être réalisée auprès du
service d’ERDF responsable du secteur concerné. Dans le cas
présent, l’installation étant supérieure à 250 kVA, la demande
de raccordement doit être adressée à erdf-areprod-hta-
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..2244
Type de
réglementation Contexte Analyse
Taxes
Impôt société : Le taux est de 33,33%. L’activité publique de production d’électricité est imposable à l’IS dans la mesure où elle
n’est pas désintéressée et entre en concurrence sur la zone géographique en cause avec celles des sociétés commerciales.
IFER : Imposition Forfaitaire sur les Entreprises de Réseaux. Dans le cas où la puissance de l’installation dépasse 100 kWc, l’IFER
s’élève à 2,913 €/Wc. 50% de l’IFER est destinée directement à la Commune (ou à la Communauté de Communes).
Taxe d’aménagement : La taxe d’aménagement s’élèverait (dans un cas défavorable) à environ 11 000 euros pour une centrale de
1,4 MWc.
Contribution Economique Territoriale (CET) : La CET est composée de la Contribution sur la Valeur Ajoutée des Entreprises (CVAE) et de la Contribution Foncière des
Entreprises (CFE). La CET est plafonnée à 3% de la valeur ajoutée. La CET (sans l’IFER) est de zéro € dans notre cas.
CVAE : le CA prévisionnel de la centrale étant inférieur à 500 k€, la CVAE est nulle.
CFE : La valeur locative est celle du terrain concerné (bien immeuble) et des panneaux solaires (biens meubles). Dans notre cas,
la CFE ne concerne que les locaux techniques.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..2255
3. PRESENTATION DU TERRAIN
Informations techniques
Altitude 490 m
Longitude 6°16'47''
Latitude 45°45'23''
Superficie de la parcelle 4,8 ha
Superficie exploitable maximale 2,7 ha environ
Pente maximale de la parcelle Inconnue
Pente maximale de la partie exploitable 3%°
Informations administratives
Propriétaire des terrains
Commune de Faverges
Contrainte d’accès à la parcelle
Limitée par un tunnel de 4,2 m de haut et 3,20m de
large
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..2266
3.1. LOCALISATION GEOGRAPHIQUE
Le site est situé au nord-ouest de Faverges, au sud du hameau de la Balmette. Le
terrain est bordé par le Torrent de Saint Rulph, la pise cyclable Annecy-Albertville et le
de la RD 1508.
Figure 4 : Cartes de situation
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..2277
4. ENJEUX DU SITE
4.1. LES DIFFERENTS ENJEUX
Les enjeux qui s’appliquent aux centrales photovoltaïques au sol sont d’une part les
enjeux de type patrimoniaux (affectant également les centrales en toiture), auxquels il
faut ajouter les enjeux environnementaux, agricoles, paysagers, urbanistiques et
réglementaires. Il s’agit de respecter ces différents enjeux afin que la mise en place
d’une centrale photovoltaïque au sol ne vienne pas perturber les équilibres établis.
4.2. ENJEUX LIES A LA BIODIVERSITE
Il s’agit des zones protégées au titre de l’environnement, que ce soit pour la
protection de la faune, de la flore ou des habitats sensibles. La mise en place d’une
centrale photovoltaïque au sol peut venir perturber les écosystèmes pendant la phase
de production, mais aussi pendant les phases de construction puis de démantèlement
de la centrale.
Figure 5 : Cartographie du contexte environnemental du site
Contexte environnemental du site :
• Dans le PNR des Bauges
• < 200 m Znieff 2 du Massif de la Tournette
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..2288
• < 300 m Znieff 1 : Pelouses sèches de la Cluse d’Annecy
• < 600 m Zone Importante pour la conservation des oiseaux / Massif des
Bauges (réserve Naturelle, Réserve de Chasse)
• > 2 km : Arrêté de protection de Biotope : Marais de Giez
• à 700 m : Natura 2000 : Massif de la Tournette
Une Zone Naturelle d'Intérêt Écologique Floristique et Faunistique (ZNIEFF) est un
secteur du territoire national pour lequel les experts scientifiques ont identifié des
éléments remarquables du patrimoine naturel
Une ZNIEFF constitue en fait un outils d’alerte et ne peut être interprétée à une
échelle plus fine sans investigation complémentaire.
Le niveau d’enjeux est faible d’un point de vue de l’environnement
Un pré-diagnostic par un expert faune/flore sera nécessaire pour vérifier l’absence
d’espèces faunes/flores protégées sur le terrain.
4.3. ENJEUX PATRIMONIAUX
Le terrain envisagé est situé à proximité de 3 sites classés Monument Historique sur
la commune de Faverges :
- Château de Faverges
- Eglise de Viuz
- Thermes antiques
Les enjeux patrimoniaux sont faibles, car le projet n’est pas concerné par les
périmètres de protection de 500m autour de ces monuments.
Figure 6 : Carte des enjeux patrimoniaux
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..2299
5. DONNEES METEOROLOGIQUES
Les stations météo utilisées pour définir l’ensoleillement du site sont celles de Génève
(56 km), Chambéry (33 km) et Grenoble (86 km)
Figure 7 : Carte de l’ensoleillement moyen annuel (Source Métonorm ©)
L’énergie d’ensoleillement brut à Faverges (sans masques) est de 1250 kWh/m².an.
En France, cette énergie est comprise entre 900 et 1700 kWh/m².an sur un plan
horizontal.
Source de référence : Meteonorm V6.1
Altitude : 490 m Nombre de jours avec : neige :
Latitude : 45,76 ° (total sur l'année) grêle :
Longitude : 6,28 °
Rayonnement
global ( Wh/m².j)
Rayonnement
diffus (Wh/m².j)
Rayonnement
direct (Wh/m².j)
Rayonnement
global (Wh/m².j)
Rayonnement
diffus (Wh/m².j)
Rayonnement
direct (Wh/m².j)
Janv 1 090 601 490 1 652 677 975
Févr 1 913 1 019 893 2 555 1 103 1 452
Mars 3 258 1 834 1 424 3 868 1 914 1 954
Avr 4 317 2 117 2 200 4 703 2 141 2 561
Mai 5 274 2 617 2 659 5 319 2 583 2 738
Juin 5 860 2 794 3 065 5 713 2 730 2 983
Juil 5 906 2 630 3 277 5 868 2 590 3 277
Août 5 077 2 038 3 040 5 394 2 058 3 335
Sept 3 700 1 951 1 750 4 223 2 013 2 209
Oct 2 242 1 204 1 039 2 907 1 284 1 623
Nov 1 231 723 508 1 795 789 1 005
Déc 887 585 302 1 289 646 643
Total annuel : 1 243 kWh/m².an 613 kWh/m².an 630 kWh/m².an 1 380 kWh/m².an 625 kWh/m².an 754 kWh/m².an
MOIS
Plan horizontal Situation optimale : 30° plein Sud
Figure 8 : Données météorologiques à Faverges (Source Météonorm © - traitement Axenne)
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..3300
Figure 9 : Graphe des températures et de l'ensoleillement
6. DIMENSIONNEMENT TECHNIQUE
6.1. INFLUENCE DE L’ORIENTATION ET DE L’INCLINAISON
L’inclinaison qui permet de recevoir le maximum d’énergie sur l’année à cette latitude
est de 30°. Sur le site, étant donné les masques présents sur le terrain, cette
inclinaison optimale est de 25°.
Dans le cas d’une centrale au sol, il faut prendre également en compte les ombres
mutuelles d’une rangée sur l’autre. Moins les modules seront inclinés, moins les
ombres portées d’une rangée sur l’autre seront importantes et plus l’occupation du
sol pourra être élevée. Une faible inclinaison limitera également les impacts visuels et
les prises au vent, cependant, la production sera également plus faible.
Figure 10 : Productible en fonction de l’inclinaison des modules et du coefficient d’occupation du sol (calculé pour le site de Faverges)
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..3311
Le graphique précédent permet de voir que de nombreuses solutions sont
envisageables. Si l’on souhaite optimiser la performance de production, on éloignera
davantage les rangées et on choisira une inclinaison d’environ 25°. Le compromis
choisi pour le dimensionnement est un coefficient d’occupation du sol de 45% et une
inclinaison de 25°.
6.2. ETUDE DU TERRAIN
Nous avons utilisé les courbes de niveau fournies par la Ville afin d’identifier les
pentes. La zone retenue ne présente pas de pente supérieure à 3%. Le contour
périphérique de la zone d’implantation a été délimité par le contour de la buse de
drainage de la décharge.
Figure 11 : Etudes des pentes
66..22..11.. MMaassqquueess llooiinnttaaiinnss
Les masques lointains ont été relevés sur site avec un clinomètre et une boussole à
visée.
Les masques lointains peuvent générer des ombres sur le champ photovoltaïque selon
les moments de la journée. Nous appelons lointains, les masques qui génèrent des
ombres sur l’ensemble du champ photovoltaïque. Par exemple, une montagne au loin
masquera les rayons directs du soleil et tout le champ photovoltaïque sera impacté
quasiment de la même manière et au même moment, contrairement à un masque
proche (une antenne, ou un arbre par exemple) qui génère une ombre sur une partie
du champ seulement.
Le graphique de la page suivante représente la ligne d’horizon mesurée sur le terrain
de la décharge en différents endroits puis moyennée. En fait, le profil de l’horizon
lointain est quasiment le même partout.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..3322
Centrale des Grandes Frasses
0
10
20
30
40
50
60
70
80
50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300 310
Azimut °
Haute
ur
°
15 dec 15 jan/nov 15 fev/oct 15 mar/sept 15 avr/aou 15 mai/juil 15-juin
12 heures
11 heures
10 heures
13 heures
14 heures
15 heures
16 heures
17 heures
18 heures
19 heures
9 heures
8 heures
7 heures
6 heures
5 heures
Les heures indiquées sont basées sur l'heure solaire
Est Sud OuestLimite en dessous de laquelle il n'y a plus de soleil
juin
mai / juil
avr / août
mars / sept
fév / oct
janv / nov
déc
Figure 12 : Masques lointains
66..22..22.. MMaassqquueess pprroocchheess
Les masques proches, contrairement aux masques lointains, ne génèrent des ombres
que sur une partie du champ photovoltaïque. Il peut s’agir d’éléments comme des
bâtiments proches, des antennes, des cheminées ou bien encore des arbres. Ces
éléments vont générer une ombre qui va se déplacer sur le champ photovoltaïque en
fonction de la course du Soleil. Dans l’étude de ces masques proches, il est important
de tenir compte de la façon dont les modules sont câblés ensemble. En effet,
lorsqu’une ombre atteint un seul module, c’est toute la branche de modules en série
qui peut être impactée. C’est pourquoi, il peut être intéressant dans certains cas où
une ombre portée se déplace horizontalement sur un champ, de câbler les modules
verticalement de manière à limiter le nombre de modules impactés. En règle générale,
les modules sont câblés de façon horizontale. Dans certains cas, pour optimiser
l’installation, les masques proches peuvent impliquer de câbler une partie du champ
sur un onduleur séparé.
Dans le cas présent, les modules sont tous câblés horizontalement.
La scène a été modélisée afin de pouvoir quantifier les pertes liées aux masques
proches. À partir d’une scène saisie dans la fenêtre de modélisation de PV-SYST, le
logiciel calcul pour chaque heure de l’année l’impact généré par les masques proches
en fonction du câblage (horizontal ou vertical) et du nombre de modules câblés en
série.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..3333
Figure 13 : Modélisation du générateur sous PV-Syst
6.3. DEFINITION DU MATERIEL
66..33..11.. MMoodduulleess
Il existe principalement sur le marché 4 types de modules
pour les centrales au sol : Les modules utilisant des cellules
au silicium polycristallin (rendement de 12%), au silicium
monocristallin (rendement de 14%), au silicium amorphe
(rendement de 8%) ou les modules au cadmium tellurure
(rendement de 11%).
Le silicium cristallin est une technologie éprouvée depuis
plus de 40 ans et dispose du meilleur rendement parmi les
technologies présentes sur le marché ce qui permet de
valoriser au mieux la surface du projet. Nous avons
également dimensionné le projet avec des modules au
Cadmium Tellurure mais la surface de terrain disponible
étant réduite, nous conseillons de privilégier des
technologies à haut rendement.
Généralement un module au silicium cristallin installé sur
une centrale au sol est d’une puissance au moins égale à
230 W. Chaque module mesure environ 1,6 x 1m et pèse 20
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..3344
kg. Là aussi, un grand nombre de choix techniques sont
possibles sans qu’il y en ait un meilleur que les autres.
La couleur dominante d’un module au silicium cristallin est le bleu foncé et son
revêtement est rugueux pour limiter la réflexion de lumière. Un module est composé
d’un verre blanc trempé, de plastique EVA, d’un film protecteur résistant aux
intempéries et d’un cadre en aluminium anodisé perforé pour éviter les rétentions
d’eau à l’intérieur du cadre.
Chaque module est équipé de connecteurs (+ et -) résistants à l’eau et ne disposant
d’aucune partie nue sous tension.
Les modules doivent être conformes aux différentes normes internationales en
vigueur, notamment aux normes NF 61 215 (qualification de la conception et
homologation) et NF 61 730 (qualification pour la sûreté de fonctionnement des
modules photovoltaïques). Les performances des modules sont garanties par Sharp à
hauteur de 80% pendant 25 ans. Après 25 ans d’usage, le panneau solaire fonctionne
toujours, mais son rendement est plus faible.
La tension maximale d’un seul module est d’environ 37 V à 25°C et a une valeur de
courant de court-circuit d’environ 8A. 24 modules sont mis en série pour constituer
des branches présentant des tensions maximales d’environ 900V (~1000V à -10°C).
Ensuite, les branches sont mises en parallèle dans des boîtes de connexion réparties
sur tout le site de manière à augmenter le courant jusqu’à environ 130A. Ces valeurs
ne sont pas une généralité pour tous les sites, et peuvent changer selon le type de
matériel envisagé par le développeur de la centrale, mais donnent une idée générale.
Les modules photovoltaïques installés sont complètement étanches à l’eau et ne
produisent aucune émission de gaz ni d’effluent liquide.
66..33..22.. SSttrruuccttuurreess ppoorrtteeuusseess
Les structures porteuses sont généralement composées d’éléments modulaires en
aluminium et en acier inoxydable préfabriqués en usine. Les structures doivent
disposer des certifications nécessaires et sont garanties 10 ans.
Pour répondre aux contraintes de vent de la zone, les structures seront soit enfoncées
dans le sol sur une profondeur minimale de 1,6m (voir plus selon les types de sol),
soit sur fondations vis krinner ou bien en dernier recours sur plot béton. Le type de
fondation pourra être déterminé après une étude des caractéristiques mécaniques du
sol (étude géotechnique). En premier choix, on privilégiera les fondations de type
pieux battus (par exemple Schletter ou équivalent) ou Vis (par exemple les vis
Krinner). A première vue, les études transmises par la mairie sur la décharge ne nous
obligent pas à écarter des systèmes de fixation. Sous réserves de caractéristiques
mécaniques du sol appropriées, les fondations de types pieux battus ou de types vis
pourraient être utilisées. L’avantage du site en question est que les déchets
organiques ne sons plus entreposés depuis plusieurs dizaines d’années et qu’il n’y a
pas de géomembrane qui pourrait empêcher ce type de fondation.
De multiples combinaisons techniques sont possibles pour définir une centrale au sol.
Nous sommes partis sur des hypothèses standards pour ce type de projet. Bien
entendu, il est possible de diminuer la hauteur des structures et le nombre de
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..3355
modules sur chaque structure. Une grande taille de structure permet de réduire les
coûts mais augmente l’impact paysager de la centrale (et inversement).
Figure 14 : Dimensions des structures envisagées pour l’étude
Chaque structure permet de supporter 72 modules (3 rangées de 24 modules posés
verticalement). L’ensemble constitue une table. Le projet est ainsi constitué d’environ
76 tables (nombreuses variantes possibles).
La garde au sol sous les modules est comprise entre 1m (point bas) et 3,1m (point
haut) ce qui permet de garantir un ensoleillement diffus sous les tables homogène et
évite les entretiens du sol trop fréquents.
.
Source Schletter
66..33..33.. CCaarraaccttéérriissttiiqquueess ddeess oonndduulleeuurrss
Les armoires onduleurs sont installées sur des socles en béton. A moins de 10m de
chaque onduleur se trouve un poste de transformation permettant transformer la
basse tension (en sortie des onduleurs) en haute tension (20 000 V). Ce niveau de
tension permet de minimiser les chutes de tension dans les câbles pour le transport
de l’électricité et est compatible avec la tension de livraison du réseau ERDF.
L’emplacement des onduleurs a été choisi de manière à minimiser les longueurs de
câblage et pour éviter les ombres portées sur les tables.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..3366
Les onduleurs permettent de convertir l’énergie continue provenant des groupements
de branches en énergie alternative au moyen de composants électroniques de
puissance (transistors IGBT).
Le projet est constitué de 2 onduleurs de 630 kVA qui sont raccordés à 1
transformateur double enroulement de 1250 kVA (nombreuses variantes possibles).
Les armoires onduleurs devront répondre à l’ensemble des normes en vigueur. Le
contenu des armoires est inaccessible au public et au personnel non autorisé.
66..33..44.. CCaarraaccttéérriissttiiqquueess dduu ppoossttee ddee ttrraannssffoorrmmaattiioonn
Le transformateur permet d’élever la tension de sortie des onduleurs de 315 V en
20 000 V pour être compatible avec la tension du réseau et minimiser ainsi les chutes
de tension sur le site jusqu’au poste de livraison. Les transformateurs utilisés devront
être conformes aux normes en vigueur (IEC 76 et NFC 52.100 NFC 52112) avec huile
minérale, à haut rendement et disposant de protection DGPT2 (détection gaz pression
température) et seront disposés dans une cuve de rétention.
Le transformateur pourra être installé dans une station métallique, le tout pesant
approximativement 6,5 tonnes et installé sur des socles ou longrines en béton.
2,56 m 0,96m
2,28 m
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..3377
66..33..55.. CCaarraaccttéérriissttiiqquueess dduu ppoossttee ddee lliivvrraaiissoonn
Le poste de livraison est le dernier maillon de
la centrale solaire. Il contient l’ensemble des
éléments nécessaires au raccordement au
réseau public d’électricité. Il contient
notamment :
Les cellules de sectionnement et de
protection ;
Les protections de découplage du
réseau
Les compteurs d’énergie
Un transformateur HT/BT permettant
l’alimentation des auxiliaires
Un local bureau pour l’exploitation
Il mesure 6,26 m de long par 2,53 m de large
sur 2m62 de haut. Ce poste généralement
préfabriqué en béton et fourni clé en main
par le constructeur du poste devra dans le
cas présent être réalisé sur place, car l’accès
au site est limité par un tunnel. , Il est
également possible d’envisager l’implantation
d’un poste préfabriqué avant le passage du
tunnel sur un terrain approprié. Dans ce cas,
le producteur devra disposer des parcelles
par lesquelles transite le câble
d’acheminement de l’électricité produite
jusqu’au poste de livraison (donc les
parcelles entre la centrale et le poste de
livraison).
2,3 m 3 m
2,64 m
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
MMaarrss 22001111 pp..3388
6.4. PLAN DE MASSE DU PROJET
La surface totale exploitable ci-dessus est de 2,7 ha environ ( 9 000 m² de panneaux
solaires ), soit une puissance de :
- 1,3 MWc avec une technologie en monocristallin
- 1,2 MWc avec une technologie en polycristallin
- 1 MWc avec une technologie en CdTe
La configuration étudiée est composée de tables de 3 modules disposés à la verticale sur
un rampant totale de 5m.
Ville de Bussy-St-Georges Etude de faisabilité d’une centrale photovoltaïque au sol
Novembre 2010 p.39
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.40
6.5. RACCORDEMENT DU PROJET
Figure 15 : cartographie du réseau 20 000V et position au poste source
Le réseau HTA le plus proche est situé à 400m du point de livraison du site. Le poste
source le plus proche est celui de Faverges situé à 1650m. La capacité d’accueil de ce
poste source est aujourd’hui de 10 MW
Lors de la demande d’une proposition technique et financière de raccordement,
l’ERDF étudiera les solutions de raccordement envisageables. Dans le cas où les
lignes HTA 20 000 volts passant à proximité du site ne seraient pas capables
d’évacuer la puissance produite par la centrale, un renforcement des lignes ou une
création de lignes serait à réaliser.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.41
6.6. CALCUL DU PRODUCTIBLE DU PROJET DEVELOPPABLE
Une implantation détaillée des modules photovoltaïques a été réalisée. La hauteur des
structures ne dépasse pas 3,1m. La distance inter-rangée est de 6,5 m.
Surface totale 2,7 ha
Surface occupée par le champ photovoltaïque
9000m²
Périmètre de clôture 850 m
Loyer à l’hectare (dans le cas d’un tiers investisseur) :
Généralement le loyer pratiqué à
l’hectare varie entre 1000 et
3000 euros.
Les ombres portées ont été prises en compte tout au long de l’année.
La surface du terrain étant faible pour ce type de projet, nous conseillons d’envisager
des technologies au silicium cristallin qui permettent d’obtenir une puissance plus
importante pour une même surface installée.
CRISTALLIN
Puissance kWc 1 300
Productible (MWh) 1 290
Surface de modules (m²) 9 000
Surface de terrain (m²) 27 000
CdTe
Puissance kWc 1 000
Productible (MWh) 1 041
Surface de modules (m²) 9 000
Surface de terrain (m²) 27 000
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.42
Monocristallin
sans masque
proche
Monocristallin
avec masques
proches
CDTE avec
masques
proches
Site : Centrale des Grandes Frasses Nb de modules : 5520 5520 12582
Latitude : 45,76 ° Puissance unitaire : 235 Wc 235 Wc 80 Wc
Longitude : 6,28 ° Puissance totale : 1297,2 kWc 1297,2 kWc 1006,6 kWc
Technologie : Monocristallin Monocristallin CdTe
Nombre de m² : 9064 m² 9064 m² 9059 m²
Surface terrain ha : 2,7 ha 2,7 ha 2,7 ha
Inclinaison : 25,0 ° 25,0 ° 25,0 °
Orientation : 180 ° 180 ° 180 °
Ensoleillem.
Wh/m².j à
l'horizontale
Janv 1 090 1 652 14,8% 1 407 41 892 40 216 31 112
Févr 1 913 2 555 10,2% 2 295 71 266 69 704 54 487
Mars 3 258 3 868 8,2% 3 552 120 671 118 903 94 437
Avr 4 317 4 703 7,9% 4 333 139 581 138 118 111 369
Mai 5 274 5 319 8,4% 4 871 157 413 155 749 127 234
Juin 5 860 5 713 8,5% 5 227 160 691 158 993 130 461
Juil 5 906 5 868 8,1% 5 394 169 949 168 205 138 180
Août 5 077 5 394 7,5% 4 990 156 824 155 128 127 032
Sept 3 700 4 223 8,1% 3 883 122 001 120 473 97 301
Oct 2 242 2 907 9,7% 2 625 86 771 85 037 67 431
Nov 1 231 1 795 15,2% 1 522 49 695 47 868 37 333
Déc 887 1 289 14,7% 1 100 33 769 32 319 24 859
kWh/m².an : 1 243 1 380 1 255 1 310 523 1 290 713 1 041 235
Nombre d'heures 1010 995 1034
Production du
générateur
CDTE avec
masques
proches
kWh/mois
MOIS
Production du
générateur
Monocristallin
sans masque
proche
kWh/mois
Masque et
pertes par
réflexion pour
le
Monocristallin
sans masque
proche
Production du
générateur
Monocristallin
avec masques
proches
kWh/mois
Ensoleillem.
dans le plan
du module
Wh/m².j
Monocristalli
n sans
masque
proche
Ensoleillem. plan du
module incluant masques
et pertes par réflexion
Monocristallin sans
masque proche
Le tableau ci-dessus indique la production de la centrale mois par mois pour 3 cas
différents :
1 – Modules au silicium monocristallin sans masques proches (mais avec masques
lointains)
2 – Modules au silicium monocristallin avec masques
3 – Modules au Cadmium Tellurure (CdTe) avec masques.
Nous pouvons constater que les modules à couches minces au CdTe ont une
production spécifique plus importante que les modules au silicium cristallin. En effet,
1 kWc de modules à couche mince produira davantage qu’un 1kWc de modules au
silicium cristallin sous un ensoleillement faible. De même, les coefficients de pertes
par températures des modules à couche mince sont moins importants que ceux des
modules au silicium cristallin. Cependant, les modules à couches minces ont un
rendement de conversion légèrement plus faible que les modules au silicium cristallin.
Pour un productible donné, il faudra donc installer une surface de modules au CdTe
plus importante que dans le cas de modules au silicium cristallin.
Dans l’analyse financière, nous considérons une perte annuelle de rendement des
modules de 0,8% par an ce qui est correspond aux garanties proposées par la plupart
des constructeurs de modules.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.43
Centrale des Grandes Frasses
879
916936
949960
96997798499199810051012101910261033104110501061
10741094
1131
791
825 842
854 864 872 879 886 892 898 905 911 917 923 930 937 945
955 967
984
1 018
650
750
850
950
1050
1150
1250
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Probabilités
Pro
du
cti
on
sp
écif
iqu
e (
kW
h/k
Wc)
Energie première année Energie 10ème année
Figure 16 : Probabilités de production
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.44
7. CHIFFRAGE PAR POSTE
La technologie considérée est silicium monocristallin.
Nous avons estimé les coûts d’un tel projet ci-dessous en anticipant la baisse des
coûts du matériel au moment de l’investissement (soit dans 2 ans).
ESTIMATION DES COÛTS
1 2
Champ photovoltaïque 1 556 600 € HT
5520 Modules photovoltaïques de 235 Wc soit un total de 1297 kWc
Câblage, interconnexion
Génie électrique 518 900 € HT
Onduleurs et transformateurs 259 400 € HT
Génie mécanique 129 700 € HT
Postes divers 259 400 € HT
Terrassement, clôtures, systèmes anti-intrusions
Aménagements paysagers 10 000 € HT
Démantèlement 60 000 € HT
Raccordement ERDF 100 000 € HT
Etudes et ingénierie 112 000 € HT
Coût /Wc 2,32 € /Wc
Total général HT : 3 006 000,00 € HT
Total général TTC : 3 595 176,00 € TTC
Le raccordement ERDF envisagé dans le bilan financier est la solution la plus défavorable
financièrement, cas où une ligne serait à créer jusqu’au poste source pour raccorder le
projet.
7.1. DEMANTELEMENT ET REHABILITATION
Après la phase d’exploitation de la centrale, la zone consacrée doit entièrement être
remise dans son état initial. Les panneaux sont démontés et repris par le constructeur
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.45
pour le recyclage (voir paragraphe sur le recyclage). Les structures métalliques sont
dirigées vers des filières de recyclage spécialisées. Les fourreaux et les câbles doivent
être retirés.
Une provision pour démantèlement doit être constituée pendant la durée de vie de la
centrale et être placée sur un fond sécurisé. Le coût du démantèlement des centrales
au sol n’est pas bien connu à ce jour. Pour l’éolien, l’article L553-3 du Code de
l’Environnement impose de constituer une garantie financière de 10 000 € / MW pour
le démantèlement et la remise en état du site. En photovoltaïque, ce coût pourrait
être compris entre 10 et 100 k€ / MW, mais une partie est financée par la revente des matériaux. Nous avons considéré un coût de 60 000 € pour l’ensemble du démantèlement de l’installation.
8. ANALYSE FINANCIERE
Nous nous plaçons dans le cas où le projet est développé et exploité par une
Collectivité Publique. La technologie considérée dans l’analyse financière est le
silicium cristallin.
Les paramètres financiers considérés sont les suivants :
Banque et facteurs financiers
Investissement 3 006 000 € 100%
Apport (fonds propres) 601 200 € 20%
Emprunt 2 404 800 € 80%
Nb d'années d'emprunt 20
Taux d'emprunt 5,00%
Inflation moy. Annuelle 1,7%
Inflation en 2003 2,1%
Actualisation 5,0%
8.1. CHARGES D’EXPLOITATION
Les charges d’exploitation sont estimées à environ 46 k€ par an. Ces charges inclus
les postes suivants :
Frais de comptage (TURP) : 1101,36 €HT
Frais d’exploitation courant : 15 750 €HT
- Contrôle annuel de l’installation
- Abonnement ligne télécontrôle de l’installation et télésurveillance du site
- Télé-suivi annuel de l’installation
Frais de maintenance : 6 500 €HT
- Réparation des onduleurs
- Intervention en cas de panne
Frais de gestion : 3 000 €HT
- Comptabilité, gestion courante, facturation du productible, frais
administratifs divers
Frais d’assurance : responsabilité civile, bris, perte : 10 500 €
IFER : Imposition forfaitaire sur les entreprises de réseau : 9 080 €
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.46
88..11..11.. EEnnttrreettiieenn
L’entretien du site doit être suffisant pour éviter que la végétation ne fasse de l’ombre
sur les panneaux et limiter le risque d’incendie. Dans tous les cas, l’entretien doit se
faire sans utiliser de produits phytosanitaires.
Le chemin périphérique ne devra comporter aucune végétation afin de faire une
barrière coupe-feu en cas d’incendie.
Afin de produire un maximum d’énergie, un nettoyage biannuel peut être réalisé pour
nettoyer les panneaux de la poussière et des déjections d’oiseaux.
Les arbres autour du site devront être également régulièrement élagués.
88..11..22.. SSuuiivvii ddee llaa pprroodduuccttiioonn
Le suivi de la production est généralement fait à distance par télésurveillance (GSM,
xDSL ou RTC en fonction des disponibilités locales).
Une maintenance préventive doit également être réalisée régulièrement par des
techniciens locaux.
88..11..33.. CCaallccuull dduu pprriixx ddee rreevviieenntt dduu kkWWhh
Nous avons calculé le prix de revient du kWh produit par la centrale en considérant un
taux d’actualisation de 5% et en considérant une durée de vie de 20 ans.
Ce prix de revient est de 24,4 c€/kWh produit. Ce prix de revient sera mis en
comparaison des autres prix de revient des autres projets concourant sur les appels
d’offres.
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Mars 2011 p.47
8.2. COMPTE D’EXPLOITATION Compte
d'exploitation
Produit de l'électricité vendue
Charges d'exploitation (€ courants)
Résultat d'exploitation (€ courants)
Charges financières sur emprunt
Loyer
Assurances (pertes exploit., bris, RC)
CET & IFER
Amortissement
Résultat Net avant impôt
Impôt résultat
Résultat Net après impôt
Evolution de la
trésorerie
Résultat avant amortissement
Remboursement du capital
Flux net de trésorerie
Flux cumulé de la trésorerie
Flux net de trésorerie actualisé
Flux net de trésorerie cumulé actualisé
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
année 1 année 2 année 3 année 4 année 5 année 6 année 7 année 8 année 9 année 10
314 934 313 352 311 757 310 150 308 531 306 899 305 254 303 597 301 928
-26 339 -26 787 -27 242 -27 705 -28 176 -28 655 -29 142 -29 638 -30 142
288 595 286 565 284 515 282 445 280 354 278 244 276 112 273 959 271 786
-120 240 -116 604 -112 785 -108 776 -104 567 -100 147 -95 506 -90 633 -85 516
-10 492 -10 670 -10 852 -11 036 -11 224 -11 415 -11 609 -11 806 -12 007
-9 080 -9 080 -9 080 -9 080 -9 080 -9 080 -9 080 -9 080
-139 700 -139 700 -139 700 -139 700 -139 700 -139 700 -139 700 -139 700 -139 700
18 163 10 510 12 097 13 852 15 783 17 902 20 217 22 740 25 483
-6 054 -3 503 -4 032 -4 617 -5 261 -5 967 -6 738 -7 579 -8 493
12 109 7 007 8 065 9 235 10 523 11 935 13 479 15 161 16 989
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
151 809 146 707 147 765 148 935 150 223 151 635 153 179 154 861 156 689
-72 727 -76 364 -80 182 -84 191 -88 401 -92 821 -97 462 -102 335 -107 451
-601 200 79 082 70 344 67 583 64 744 61 822 58 814 55 717 52 526 49 238
-601 200 -522 118 -451 775 -384 191 -319 447 -257 625 -198 811 -143 094 -90 567 -41 330
-601 200 75 316 63 804 58 381 53 265 48 439 43 888 39 597 35 552 31 739
-601 200 -525 884 -462 080 -403 699 -350 434 -301 995 -258 107 -218 510 -182 958 -151 219
Compte
d'exploitation
Produit de l'électricité vendue
Charges d'exploitation (€ courants)
Résultat d'exploitation (€ courants)
Charges financières sur emprunt
Loyer
Assurances (pertes exploit., bris, RC)
CET & IFER
Amortissement
Résultat Net avant impôt
Impôt résultat
Résultat Net après impôt
Evolution de la
trésorerie
Résultat avant amortissement
Remboursement du capital
Flux net de trésorerie
Flux cumulé de la trésorerie
Flux net de trésorerie actualisé
Flux net de trésorerie cumulé actualisé
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
année 11 année 12 année 13 année 14 année 15 année 16 année 17 année 18 année 19 année 20 année 21
300 245 298 550 296 841 295 120 293 386 291 639 289 879 288 105 286 318 284 518 282 705
-30 654 -31 175 -31 705 -32 244 -32 792 -33 350 -33 917 -34 493 -35 080 -35 676 -36 283
269 591 267 374 265 136 262 876 260 594 258 289 255 962 253 612 251 239 248 842 246 422
-80 143 -74 502 -68 579 -62 359 -55 829 -48 972 -41 772 -34 213 -26 275 -17 940 -9 189
-12 211 -12 419 -12 630 -12 844 -13 063 -13 285 -13 511 -13 740 -13 974 -14 211 -14 453
-9 080 -9 080 -9 080 -9 080 -9 080 -9 080 -9 080 -9 080 -9 080 -9 080 -9 080
-139 700 -139 700 -139 700 -139 700 -139 700 -139 700 -139 700 -139 700 -139 700 -139 700 -139 700
28 456 31 673 35 147 38 892 42 922 47 252 51 898 56 878 62 209 67 910 74 000
-9 484 -10 557 -11 715 -12 963 -14 306 -15 749 -17 298 -18 958 -20 734 -22 634 -24 664
18 972 21 117 23 433 25 929 28 616 31 503 34 601 37 921 41 475 45 276 49 336
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
158 672 160 817 163 133 165 629 168 316 171 203 174 301 177 621 181 175 184 976 189 036
-112 824 -118 465 -124 388 -130 608 -137 138 -143 995 -151 195 -158 755 -166 692 -175 027 -183 778
45 848 42 351 38 744 35 021 31 178 27 208 23 106 18 866 14 482 9 948 5 257
4 518 46 870 85 614 120 635 151 813 179 020 202 126 220 992 235 474 245 423 250 680
28 147 24 762 21 574 18 573 15 747 13 087 10 585 8 231 6 018 3 937 1 981
-123 072 -98 310 -76 736 -58 163 -42 417 -29 329 -18 744 -10 513 -4 495 -558 1 423
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Mars 2011 p.48
TRI sur 20 ans (hors VR) 5,0%
VAN sur 20 ans (actualisation : 5,0%). 0
Temps de retour investisseur (années) 10
20
TRI projet sur 20 ans 5,9%
Temps de retour projet (années) 12
TRA (5% d'actualisation)
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Mars 2011 p.49
9. ENJEUX PAYSAGERS DU PROJET
9.1. COVISIBILITES
La carte ci-dessous, les zones rouges indiquent les lieux d’où la centrale ne se verra pas. Les zones en vert indiquent les endroits
d’où la centrale pourrait se voir (à vérifier sur place). L’analyse tient compte uniquement du relief. Les bâtiments et la végétation qui
pourraient faire obstacle ne sont pas pris en considération.
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Mars 2011 p.50
9.2. PHOTOMONTAGES
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Source : Photo Taillefer productions © Photomontage Axenne
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Mars 2011 p.53
10. REALISATION DES TRAVAUX
10.1. ETAPES DE CONSTRUCTION
Les principales étapes construction de la centrale des Grandes Frasses seraient les
suivantes :
1. Nettoyage du terrain, aménagement des accès et de la base de vie
2. Installation des clôtures et des haies
3. Réalisation des tranchées et enterrement des câbles
4. Construction des dalles béton pour pose des armoires onduleurs et poste de
transformation.
5. Construction du poste de livraison (l’accès au site ne permet pas
l’acheminement d’un poste de livraison préfabriqué en raison des dimensions
du tunnel 4,2m de hauteur par 3,2m de largeur.
6. Montage des structures porteuses et pose de panneaux
7. Raccordements électriques
8. Essais
9. Raccordement au réseau ERDF
10. Mise en service industrielle
La durée d’un tel chantier peut durer 3 à 4 mois environ. Les ressources liées aux
travaux sont estimées par analogie à d’autres projets à environ 500 hommes/jour, soit
6 à personnes sur 4 mois en moyenne.
1) Nettoyage du terrain – aménagement des accès et de la base de vie
La première étape de la construction d’un tel projet est l’aménagement des accès au
site. Des pistes d’accès devront être créées pour permettre aux camions de livraison
d’accéder à la base de vie. La base de vie contiendra une zone de stockage, des
containers de stockage, des bennes nécessaires à l’évacuation des déchets, un
bungalow vestiaire avec eau et électricité, un bungalow salle de réunion et des Wc
chimiques.
Un chemin périphérique engravé « coupe-feu » sera réalisé sur 4 ou 5m de large et
sera conservé pendant l’exploitation de la centrale.
2) Clôtures et haies
Une clôture de 2mà 2,5m de haut sera ensuite installée pour sécuriser le site et
l’isoler du public. La clôture devra éventuellement être conçue pour permettre de
laisser passer le petit gibier, avec des tailles de mailles plus importantes en bas.
3) Réalisation des tranchées et enterrement des câbles
L’ensemble des travaux électriques de la
centrale devra être effectué dans le respect
de la norme (UTE C 11-001) réglementant
les conditions techniques auxquelles doivent
satisfaire les réseau de distribution
d’énergie électrique. Des tranchées devront
être creusées pour enterrer les câbles
nécessaires à une profondeur minimale de
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.54
85 cm (tangente supérieure du câble) puis protégées contre les avaries que pourraient
occasionner le tassement des terres, le contact des corps durs et le choc des outils
métalliques à main. Enfin, un grillage avertisseur sera installé dans la fouille. Une
grande partie du câblage n’est pas enterrée et est située sous les modules et court le
long des structures.
4) Pose des locaux techniques
Les armoires onduleurs seront livrées par camion. Sur site, elles seront transportées
au moyen d’un transpalette et d’une grue.
L’accès au site ne permet pas la livraison sur site d’un poste de livraison préfabriqué
clé en main au moyen d’un convoi exceptionnel de 60 tonnes. Le poste de livraison
sera donc réalisé en béton banché sur place.
Au total, selon la configuration que nous avons choisi d’adopter pour cette étude, il
est prévu 2 armoires onduleurs, 1 poste de transformation, un local dédié à
l’exploitation/entretien de la centrale et un poste de livraison. Le nombre d’armoire
onduleur et de poste de transformation peut varier en fonction des
dimensionnements.
En limite de projet, un poste de livraison sera construit. C’est dans ce poste que
contient l’interface de connexion entre ERDF et le producteur et les compteurs.
5) Montage des structures porteuses et pose de panneaux
La pose des structures sera réalisée à l’aide d’une batteuse ou d’une foreuse (selon
les structures envisagées). La mise à niveau se fait au moyen d’un laser. Les
structures peuvent rattraper les micros reliefs et suivre la pente générale du terrain.
Plusieurs entreprises fabriquent ce genre de structures aujourd’hui : Krinner, Sapa,
Schletter, etc. Si le sol est délicat, des plots béton peuvent renforcer l’ancrage au sol.
La vérification de la résistance des structures aux conditions extrêmes est vérifiée sur
site : des tests d’arrachement sur site doivent être réalisés avant le démarrage des
travaux.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.55
Les modules photovoltaïques sont ensuite posés sur des rails métalliques puis fixés.
Les structures sont démontables en fin de vie et les ancrages sont retirés. Dans le cas
de plots béton, ceux-ci sont arrachés en même temps que les pieux.
Les panneaux seront acheminés par camion dans des containers. Environ 12 camions
seront nécessaires pour livrer les 5520 modules de 235 Wc de la centrale. A raison de
480 panneaux par camion, à installer en 2 mois environ, le trafic sera d’environ 1 à 2
camions par semaine.
Pour l’acheminement des structures des tables d’assemblages et des pieux, il faut
compter au total environ 6 camions, soit 1 camion pendant un mois et demi.
10.2. LES RESEAUX
L’énergie produite par les branches de modules sera acheminée vers des coffrets de
jonction (afin de mettre plusieurs branches en parallèles) puis vers les locaux
onduleurs. Les câbles en amont des coffrets de jonction chemineront par les
structures porteuses et en sous face des modules. Des coffrets de jonction vers les
onduleurs, les câbles seront enterrés.
En sortie d’onduleurs, l’énergie sera acheminée au poste de transformation (liaisons à
l’intérieur des locaux techniques). En sortie de poste de transformation, l’énergie est
acheminée en 20 000 V via des câbles HTA enterrés jusqu’au poste de livraison.
Un réseau courant faible est également prévu entre les coffrets de jonction, les locaux
onduleurs et le poste de livraison ainsi que pour la télésurveillance liée à la sécurité
du site. Toutes ces liaisons seront également enterrées.
10.3. MOYENS DE SECURITE
Afin de veiller au bon fonctionnement des installations et garantir la sécurité des
infrastructures, une télésurveillance sera assurée.
La clôture périphérique sera équipée d’un système anti-intrusion et des caméras de
surveillance seront installées en périphérie de la centrale.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.56
La surveillance des données de production sera réalisée à distance. Les données
d’ensoleillement, de température, de production par onduleurs seront constamment
enregistrées, stockées et envoyées à l’exploitant.
Une astreinte sera assurée à moins de 30 minutes du site en cas de souci technique
ou de sécurité.
La consommation électrique de l’ensemble de ces auxiliaires est étudiée pour être la
plus faible possible. Elle représente moins de 0,15% de la puissance installée et
moins de 1% de l’énergie produite.
11. CALENDRIER DE REALISATION
12. DEMANTELEMENT DE LA CENTRALE - RECYCLAGE
La durée de vie d’un parc solaire peut être supérieure à 30 ans.
Les châssis de support en aluminium ainsi que les locaux techniques sont couverts
par la directive européenne relative aux déchets des équipements électriques et au
recyclage de l’aluminium. A ce titre, les filières de traitement sont clairement
identifiées et leur recyclage sera assuré en conséquence.
Concernant les panneaux solaires, aucune obligation pour la récupération et le
traitement des déchets solaire n’existe à ce jour. Précisons que le gisement de
matériel à recycler reste pour l’instant très faible, car les panneaux solaires ont une
durée de vie supérieure à 30 ans.
Cependant, le projet doit s’inscrire dans un plan de collecte et de recyclage sur
l’ensemble du cycle de vie de ses produits et donc dans un système volontaire de
reprise et de retraitement des modules en fin de vie.
La technologie du recyclage des modules à proprement parler est déjà opérationnelle.
Depuis 2003, le fabricant Deutsche Solar, filiale de SolarWorld fait fonctionner une
unité pilote de recyclage pouvant traiter les modules au silicium cristallin usagés. Le
processus de démantèlement des modules fait d’abord intervenir un traitement
thermique, qui permet de séparer le verre des cellules. Après avoir été détachées
individuellement, les cellules sont ensuite décapées chimiquement pour ôter les
contacts, la couche antireflet et la couche dopante. Une fois ces opérations terminées,
l’aluminium, le verre et les métaux qui constituent à eux seuls 85% de la masse du
produit pourront facilement être revenus, tandis que les polymères plastiques
pourront être valorisés énergétiquement par incinération.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.57
Les plaquettes de silicium pourront être réutilisées à l’intérieur d’un module en tant
que plaquette neuve, car, même après 30 ans, la qualité du silicium reste identique.
Figure 17 : Principe de recyclage, d’après PV Cycle Deutsche Solar
Le maître d’ouvrage doit s’obliger à démanteler le parc solaire en fin de période
d’exploitation et à enlever tous les éléments du parc solaire. Les cavités résultant de
l’exploitation du parc doivent également être comblées. Les principaux travaux à
réaliser consistent en l’ouverture des tranchées, le démontage et le retrait des câbles
et des gaines, le remblaiement des tranchées et la remise en état de la surface. Il est
également envisageable de ne retirer que les câbles et de laisser les gaines en place,
ce qui limite les travaux de terrassement. Cette opération nécessite du matériel
adapté.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.58
12.1. REMARQUES SUR L’IMPACT ENVIRONNEMENTAL DES
MODULES CDTE
Le principal constructeur de CdTe est First Solar, une firme américaine. Une usine de
fabrication devrait voir le jour en France Le cadmium est produit principalement
comme sous-produit du zinc (fonte et raffinage). Le zinc étant produit en quantité, il y
a des quantités substantielles de cadmium à récupérer. Si ce cadmium n’est pas
absorbé par le marché, il est cimenté et stocké pour d’autres utilisations ou stocké
dans des remblais en déchetterie. L’utilisation du cadmium dans des modules
présente l’intérêt de pouvoir récupérer ces déchets.
Durant l’utilisation, en cas d’incendie ou de casse, des études récentes ont montré
qu’il n’y avait pas de dispersion dans l’environnement, celui-ci restant contenu entre
les deux feuilles de verre dans lequel il est encapsulé.
Les émissions atmosphériques sont estimées à 0,02 g de Cadmium par GWh
d’électricité produite (sur la durée de vie du module) ce qui est faible, même à grande
échelle.
En termes de recyclage, First Solar s’engage à traiter et recycler 90% du module
(90% du poids). Les différents constituants seront séparés. Ainsi, le verre sera nettoyé
et réutilisé, les métaux seront purifiés afin d’être réutilisé dans les produits
commerciaux.
Le procédé de recyclage est décrit ci-dessous :
• Collecte: Les panneaux sont recueillis dans des trémies et chargés par un
chariot élévateur à fourche dans une déchiqueteuse.
• Déchiqueteuse: La taille des panneaux est réduite par la déchiqueteuse, qui
brise le verre en gros morceaux.
• Broyeur à marteaux: Le broyeur à marteaux écrase le verre pour obtenir des
morceaux de 4 à 5 mm environ, c'est-à-dire suffisamment petits pour briser la
liaison de la stratification.
• Retrait du film: Les films semi-conducteurs sont retirés dans un baril en acier
inoxydable à rotation lente. De l'acide sulfurique est ajouté au début du cycle et
du peroxyde d'hydrogène est ajouté au cours du cycle afin de faciliter le
processus.
• Séparation des solides et des liquides: Le baril est vidé avec précaution dans
un séparateur, dans lequel le verre est séparé des liquides.
• Séparation des stratifiés verre: Un tamis vibrant sépare le verre des plus gros
morceaux d'acétate d'éthyle vinyl (qui auparavant scellait les deux parties de
verre).
• Rinçage du verre: Le verre est rincé pour le débarrasser de tout matériau
résiduel semi-conducteur.
• Précipitation: Les composants métallurgiques séparés sont concentrés dans un
réservoir d'épaississement et le gâteau de filtration résultant est emballé afin
qu'un sous-traitant récupère les métaux. Les métaux sont ensuite recyclés en
produits tiers ou en nouveaux panneaux solaires.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.59
13. BILAN ENVIRONNEMENTAL
Nous souhaitons ici distinguer d’une part le temps de retour énergétique (combien
de temps faut-il pour produire une énergie qui équivaut à ce qu’il a fallu pour produire
le module) et d’autre part le bilan sur les émissions de CO2 suivant le pays de
provenance des différentes technologies.
13.1. TEMPS DE RETOUR ENERGETIQUE1
Par « temps de retour énergétique » on entend le délai évalué en année qu’il faut pour
qu’un système photovoltaïque (modules, structure et onduleur) rembourse le contenu
énergétique nécessaire à sa fabrication.
Ce temps de retour énergétique est donc équivalent quelque soit le lieu de production
puisque l’on considère que les process de fabrication sont globalement les mêmes
partout dans le monde.
La production d’un module photovoltaïque intervient dès la purification du silicium
jusqu’à l’encapsulation des cellules dans ce qui deviendra un module photovoltaïque.
Le tellure de cadmium CdTe est produit quant à lui par des procédés industriels
particuliers, propres aux entreprises concernées.
Toutes ces phases industrielles sont détaillées afin de connaître les énergies
consommées (en majorité électrique) à chaque phase du processus de fabrication
d’un module. Nous présentons ci-après les différentes phases de production jusqu’au
système photovoltaïque complet.
1 E.A. Alsema, M.J. de Wild-Scholten, V.M. Fthenakis, Environmental impacts of PV electricity
generation - a critical comparison of energy supply options, 21th European Photovoltaic Solar
Energy Conference, Dresden, Germany, 4-8 September 2006.
M.J. de Wild-Scholten, E.A. Alsema, E.W. ter Horst, M. Bächler, V.M. Fthenakis, A cost and
environmental impact comparison of grid-connected rooftop and ground-based PV systems,
21th European Photovoltaic Solar Energy Conference, Dresden, Germany, 4-8 September 2006
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.60
Figure 18 : décomposition des phases industrielles de production d’un système photovoltaïque
Les résultats sont donnés pour des systèmes photovoltaïques monocristallins,
polycristallins, polycristallins en ruban, amorphe et CdTe.
Temps de retour énergétique d’un système photovoltaïque installé au
sol à Faverges en fonction de la technologie
des modules
Monocristallin Polycristallin Amorphe CdTe
Nb de kWh pour produire 1 kWc 3 382 2 886 2 244 1 430
Temps de retour énergétique (Nb d’années)
3,4 2,9 2,5 1,4
Figure 19 : temps de retour énergétique d’un système photovoltaïque de 1kWc (modules, structure et onduleurs) produisant 995 kWh/an
Silicium
métallurgique
Purification du
silicium
Silicium monocristallin
Lingot multicristallin
Wafer
monocristallin
Wafer
multicristallin
Cellule
Ruban multicristallin
Minerai Zinc Minerai Cuivre
Cadmium (Cd) Tellure (Te)
Poudre de CdTe
Poudre de Sulfure de Cadmium (CdS)
Cadre
Module
Structures,
onduleurs,
câblage
SYSTEME PHOTOVOLTAIQUE
Déposition CdS CdTe
Module
Structures,
onduleurs,
câblage
SYSTEME PHOTOVOLTAIQUE
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Mars 2011 p.61
Le monocristallin nécessite une énergie plus importante lors de la purification du
silicium, c’est ce qui explique son rendement plus élevé que le polycristallin. Cela
influe sur le temps de retour énergétique puisqu’il faut presque 3,5 ans (dans le cas
présent pour la centrale des Grandes Frasses) pour qu’un système photovoltaïque
équipé de modules monocristallin produise autant d’énergie qu’il en a été utilisé pour
sa production.
Figure 20 : quantité d'énergie pour chaque phase de production d'un système photovoltaïque
13.2. BILAN SUR LES EMISSIONS DE CO2
L’analyse se base uniquement sur la provenance des équipements. Ainsi, les moyens
de production (essentiellement électrique) utilisés dans le pays de provenance influent
directement sur le contenu de CO2 des équipements lorsqu’ils sortent d’usine. Le
transport n’est pas compté de même que le stockage, les opérations d’installation et
de recyclage du système photovoltaïque sur le site. Cela dit, il est vraisemblable que
la phase de production à elle seule représente plus de 90% des rejets de CO2 émis. Enfin, il faut souligner que la production d’énergie photovoltaïque pendant la durée de
vie des produits n’émet plus de rejet de CO2 (ceux-ci sont négligeables puisqu’il s’agit
des émissions émises pour l’exploitation et la maintenance de la centrale).
Nous prenons comme hypothèse que le système photovoltaïque produira pendant 20
ans et que les onduleurs sont changés une fois durant cette période.
Figure 21 : rejet de CO2 en France d'un système photovoltaïque suivant sa provenance géographique
Système photovoltaïque produit en France Monocristallin Polycristallin Module
amorphe
CdTe
rejets de CO2 du parc élec. français gCO2/kWh 80 80 80 80
kg de CO2 émis pour 1 kWc produit sortie usine 284 244 193 128
rejet de CO2 évité gCO2/kWh 300 300 300 300
Emissions de CO2 pendant la durée de vie (25 ans) en gCO2/kWh 11 10 8 5
nb d'année pour rattraper les CO2 émis 1,0 0,8 0,6 0,4
Système photovoltaïque produit en Europerejets de CO2 moyen du parc électrique européen gCO2/kWh 352 352 352 352
kg de CO2 émis pour 1 kWc produit sortie usine 1 249 1 074 848 562
rejet de CO2 évité gCO2/kWh 300 300 300 300
Emissions de CO2 pendant la durée de vie (25 ans) en gCO2/kWh 50 43 34 23
nb d'année pour rattraper les CO2 émis 4,2 3,6 2,8 1,9
Système photovoltaïque produit en Chinerejets de CO2 du parc électrique chinois gCO2/kWh 1000 1000 1000 1000
kg de CO2 émis pour 1 kWc produit sortie usine 3 548 3 052 2 410 1 596
rejet de CO2 évité gCO2/kWh 300 300 300 300
Emissions de CO2 pendant la durée de vie (25 ans) en gCO2/kWh 143 123 97 64
nb d'année pour rattraper les CO2 émis 12 10 8 5
Quantité d'énergie pour
1kWc
Module
amorpheCdTe
% % %
Silicium métallurgique 349 10% 349 12% 349 16%
Wafers 2 365 70% 1 868 65% 1 214 54%
Cellule 240 7% 240 8% 240 11%
Module 51 2% 51 2% 51 2%
Structures, câbles 212 6% 212 7% 212 9%
Onduleurs 166 5% 166 6% 166 7%
Total kWh / kWc 3 382 100% 2 886 100% 2 232 100% 2 244 1 430
Monocristallin Polycristallin Ruban
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.62
Lorsqu’un kilowattheure est produit par une installation d’énergie renouvelable, le
gain d’émissions de CO2 réalisé dépend directement du moyen de production qui
aurait été employé pour satisfaire une demande ou une production équivalente.
Figure 22 :Empilement des moyens de production – source EDF R&D – Février 2008
Les énergies renouvelables entrent dans la catégorie des productions « obligatoires »
qui apparaissent en première place dans l’empilement des moyens de production..
Aussi toute énergie renouvelable supplémentaire viendra en substitution des moyens
de production les plus chers que l’on trouve en haut de l’empilement. La valeur de
300 gCO2 évités/kWh a été retenue dans le cadre du Grenelle de l’environnement.
Le tableau ci-dessous indique les rejets de CO2 évités en fonction du lieu de
production des modules. Ainsi, pour un module produit en France, les émissions de
CO2 évités si la durée de vie du produit est de 25 ans, sont de 300 – 11 = 289
gCO2/kWh.
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Mars 2011 p.63
14. ASPECTS JURIDIQUES ET MONTAGES OPERATIONNELS
14.1. LES DIFFERENTES POSSIBILITES
Figure 23 : Schéma des montages opérationnels possibles
La notion de compétence C’est la loi de programme fixant les orientations de la politique énergétique (loi
n°2005-781 du 13 juillet 2005) et l’article 2224-32 du CGCT qui fixent le cadre légal
d’intervention des collectivités territoriales. En effet, l'article L2224-32 du Code
Général des Collectivités Territoriales confère aux communes et à leurs groupements la capacité de produire de l'électricité à partir d'énergies renouvelables. Il convient de souligner que la compétence d’une collectivité peut être transférée à un EPCI, et que tout transfert vaut dessaisissement total de la compétence.
La personne publique investit
Seule Pas du tout Partiellement
A la compétence
(exploite seule)
N’a pas la compétence
(fait exploiter)
A hauteur de +50% de
fonds propres
A hauteur de - 50% de
fonds propres
Gère l’installation seule
Convention d’occupation
du domaine public (BEA)
Convention d’occupation
domaniale (BEA) + concession de
travaux (si installation intégrée)
Création d’une SEML
Création d’une SCIC
Souhaite garder la maîtrise
d’ouvrage
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.64
14.2. INTERET D’UN INVESTISSEMENT PUBLIC - PRIVE VIA UNE
CREATION DE SOCIETE
Créer une société pour réaliser une centrale de production d’électricité à partir
d’énergies renouvelables permet :
de favoriser l’acceptabilité de la population : A quelques rares exceptions près, les projets se font sous l’initiative d’investisseurs
privés qui négligent parfois l’importance d’une mobilisation des riverains et d’une
concertation avec eux.
Le fait d’engager les acteurs locaux (personnes physiques et morales) en leur
permettant de rentrer dans le capital de la société dans la réalisation d’une centrale
de production d’électricité va permettre un meilleur investissement de leur part et une
acceptation plus facile du projet.
de réaliser un « levier administratif » : En effet, le fait que la personne publique s’implique dans le projet pourra faciliter
l’obtention de certaines autorisations en attirant notamment l’attention du préfet et
des services instructeurs sur la cohérence territoriale du projet.
de valoriser le projet : Un projet de production d’électricité à initiative publique impliquant également
l’acteur privé (entreprises, locaux, etc.) sera valorisé, du fait de sa cohérence
territoriale, par rapport à un projet financé uniquement par des acteurs privés.
de réaliser un levier financier : Le fait de créer une société pour réaliser une centrale de production d’électricité va
permettre à la personne publique qui ne peut ou ne veut pas investir dans la totalité
de l’installation, de faire rentrer des capitaux extérieurs. Ces capitaux extérieurs
pourront provenir d’autres acteurs publics (jusqu’à 85% du capital social dans une
SEM, jusqu’à 20% dans une SCIC) et d’acteurs privés (minimum de 15% du capital
pour une SEM, minimum de 80% pour une SCIC).
de constituer des revenus complémentaires pour les acteurs locaux Le fait de faire entrer dans le capital de la société des acteurs privés permettra à ses
derniers de participer à la distribution de dividendes que générera l’activité de
production.
14.3. COMMENT CHOISIR LE STATUT JURIDIQUE D’UN MONTAGE
PUBLIC-PRIVE?
Deux choix de structures juridiques se présentent à la personne publique. Celle-ci
choisira entre la SEM et la SCIC selon plusieurs critères, à savoir : la volonté et/ou la capacité d’investir plus de la moitié des fonds propres de la
nouvelle société
L’apport en capital social de départ est différent selon la structure. La personne
publique devra investir entre 50 et 85% du capital social en créant une SEM, alors
que celle-ci n’aura que 20% au maximum du capital social en créant une SCIC. Le
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.65
choix d’une structure par rapport à une autre pourra donc se faire selon ce critère
purement financier, certaines personnes publiques n’ayant pas suffisamment les
moyens d’investir plus de 50% du capital social d’une société.
la volonté de contrôler la structure et la nature du sociétariat
Concernant les prises de décisions, le statut SCIC répond au principe coopératif : 1
personne = 1 voie alors qu’en structure SEM, c’est le pourcentage du capital social
détenu qui détermine le poids décisionnaire de l‘actionnaire.
Ce point est important dans la mesure où l’acteur public, en statut SCIC, n’a pas le
pouvoir décisionnaire, il en a juste autant que les autres actionnaires. Elément que
certaines collectivités par exemple ne voudront pas assumer.
la politique de rémunération des apporteurs de capitaux
De par son obligation de mettre 57,5% de son résultat en réserves impartageables, la
SCIC ne rétribuera pas autant ses apporteurs de capitaux que dans le cas d’une SEM
où le résultat peut être distribué.
le positionnement souhaité par la personne publique par rapport au secteur
privé
L’objet social d’une SCIC sera différent de celui d’une SEM afin de ne pas entraver les
principes de libre concurrence. En effet, l’objet de la SEM doit être défini sur un
territoire précis (notion de projet territorial que les entreprises privées n’ont pas dans
leur objet) et devra justifier d’un intérêt général afin que sa finalité ne soit pas
strictement commerciale (et ainsi justifier la carence de l’initiative privée).
En statut SCIC, l’objet social de l’entreprise pourra être réduit car elle a le droit de
concurrencer le marché commercial contrairement à une SEM.
14.4. EXEMPLES DE MONTAGES OPERATIONNELS
Dans les montages ci-dessous nous considérons que l’activité de revente d’électricité
d’origine photovoltaïque n’est pas un service public, ce qui est considéré dans la
plupart des cas. Cette affirmation peut cependant être controversée, car aucune
jurisprudence n’existe à ce jour sur ce point.
Nous exposons ci-dessous une synthèse des 2 principaux montages opérationnels
envisageables.
1. Le premier montage opérationnel, correspond à une maîtrise d’ouvrage et une
exploitation publique : la commune investit, réalise l’installation puis l’exploite.
2. Le deuxième montage opérationnel, correspond à une maîtrise d’ouvrage et une
exploitation privée : l’opérateur privé finance, réalise la centrale et l’exploite, il verse
en échange du droit d’occuper le toit domanial une redevance (cette opérateur peut
tout à fait être une SEML ou un SCIC).
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Mars 2011 p.66
1144..44..11.. MMaaîîttrriissee dd’’oouuvvrraaggee eett eexxppllooiittaattiioonn ppuubblliiqquuee
Propriétaire du terrain Commune
Maître d’ouvrage de l’installation photovoltaïque
Commune
Exploitant Commune
Propriétaire de l’installation Commune
Types de montage Marché public de travaux
TVA Taux normal
La commune peut récupérer la TVA par voie
fiscale (déduction de TVA)
Impôt sociétés Soumis à l’IS car exploitation à caractère
lucratif.
14.4.1.1. Commentaires
Modes de gestion de la centrale : Régie simple ou régie autonome
TVA : L’activité de production d’électricité est taxée à la TVA. L’achat de la centrale
PV est effectué TVA incluse. Toutefois, les collectivités locales et leurs groupements
bénéficient d’un remboursement de la TVA qui grève leurs investissements. Ce
remboursement peut emprunter deux voies : celui du Fonds Commun de TVA (FCTVA)
ou celui de la déduction fiscale. Le système du FCTVA ne joue toutefois que pour des
opérations non situées dans le champ d’application de la TVA. Or, en l’espèce,
l’équipement photovoltaïque est affecté à une activité de production d’électricité taxée
à la TVA. Dès lors, seule la récupération par la voie fiscale est autorisée. Si le chiffre
d’affaires de l’opération est supérieur à 76 300 €, il n’est pas possible d’appliquer le
régime dit de franchise de TVA prévu à l’article 293 B du CGI.
Taxes foncières : le CGI prévoit une exonération de TFPB pour les immobilisations
destinées à la production d’électricité photovoltaïque.
Impôts sur les sociétés : les collectivités territoriales relèvent du champ de l’IS
lorsqu’elles se livrent à une exploitation ou des opérations de caractère lucratif. Dans
notre contexte, l’activité publique de production d’électricité photovoltaïque est
imposable à l’IS dans la mesure où elle n’est pas désintéressée et entre en
concurrence sur la zone géographique en cause avec celles des sociétés
commerciales. Le taux est 33,33%.
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Mars 2011 p.67
14.4.1.2. Synthèse
Figure 24 :Montage opérationnel maîtrise d’ouvrage publique et exploitation publique
EDF Obligation
Achat
Achète l’électricité produite
Propriétaire du terrain
Propriétaire,
maître d’ouvrage Exploitant
Investit Marché public de travaux
Maîtrise d’ouvrage publique Exploitation publique
Commune
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Mars 2011 p.68
1144..44..22.. MMaaîîttrriissee dd’’oouuvvrraaggee eett eexxppllooiittaattiioonn pprriivvééee
La Personne Publique recourt à un investisseur privé pour financer et exploiter la centrale photovoltaïque, en lui laissant la maîtrise d’ouvrage
Propriétaire du terrain Commune
Maître d’ouvrage de l’installation photovoltaïque
Opérateur privé SEML ou non SEML
Exploitant Opérateur privé SEML ou non SEML
Propriétaire de la centrale Opérateur privé SEML ou non SEML
Type de montage
Convention d’occupation domaniale avec
droit réel (Bail Emphytéotique Administratif
(BEA) pour la mise à disposition du terrain
Redevance Une redevance est versée dans le cadre de
la convention d’occupation domaniale
TVA
Taux normal pour l’achat de la centrale et la
vente d’électricité. La société privée peut la
récupérer par la voie fiscale.
Impôts sociétés Oui taux normal de 33,33%
14.4.2.1. Commentaires
Type de montage : L’opérateur privé conclut une convention à double objet avec la
commune :
- Pour l’occupation du terrain domaniale : la commune conclut avec l’opérateur
privé, (SEML ou autres sociétés privées), une convention portant sur l’occupation
du terrain. Il est utile de conférer ici un droit réel à l’opérateur privé dès lors qu’il
réalise l’investissement. Il s’agira donc obligatoirement d’un BEA (Bail Emphytéotique Administratif, article L. 1311-2 du CGCT) ,
- La passation de ce contrat trouve sa justification dans l’intérêt général sous-jacent
à l’opération (développement durable/maîtrise de l’énergie).
- Le BEA est assujetti à certaines formalités spécifiques : avis des services de France
Domaine ; publication à la conservation des hypothèques. Il fait par ailleurs l’objet
d’une publicité adaptée.
- L’opérateur privé verse une redevance d’occupation à la commune dont le montant
est fonction de la surface occupée et de l’avantage économique retiré. A la fin du
contrat, la centrale PV reviendra en principe à la commune (à préciser dans le
contrat).
Opérateur privé de type SEML : L’article L.1521-1 du CGCT autorise les collectivités territoriales et leurs groupements
à créer des SEML qui les associent à une ou plusieurs personnes privées dans le cadre
des compétences qui leur sont reconnues par la loi et pour la réalisation d’opérations
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.69
limitativement énumérées, notamment l’exploitation de services publics industriels et
commerciaux (SPIC) et les activités d’intérêt général. Dans tous les cas, la
compétence attribuée à une SEML doit être clairement identifiée et justifiée.
En premier lieu, la création d’une SEML doit donc correspondre aux compétences des
collectivités actionnaires de celle-ci. On rappellera que si les communes ont bien la
compétence de production d’électricité renouvelable en vertu de l’article L.2224-32 du
CGCT, les EPCI doivent normalement l’obtenir par transfert des communes membres.
En second lieu, la création d’une SEML doit avoir pour objet l’exploitation, soit d’un
SPIC, soit d’une activité d’intérêt général. On peut à partir de là envisager 2
hypothèses :
Celle selon laquelle l’activité de production électrique photovoltaïque
correspond à une activité de SPIC : dans cette mesure, l’attribution d’une telle
compétence à une SEML est valable ;
Celle selon laquelle l’activité de production d’électricité photovoltaïque
correspond en tout état de cause à une activité d’intérêt général, l’intérêt
général émanant ici de la contribution de la production d’électricité
renouvelable au développement durable ; l’attribution d’une telle compétence à
une SEML est également envisageable sous cet angle.
L’activité de production d’électricité photovoltaïque pour revente à EDF présentant un
caractère commercial, la personne publique à l’origine de la création de la SEML,
soumise au respect du principe de la liberté du commerce et de l’industrie, doit
démontrer la carence de l’initiative privée sur le territoire considéré. Cette condition
ne devrait pas ici poser de difficulté dès lors que l’activité de la SEML aura pour objet
d’assurer l’intérêt général sur le territoire en cause, un objet social qu’aucune société
commerciale comparable ne peut à elle seule réaliser.
Le montant du capital social minimum est de 37 500 euros (225 000 euros en cas
d’appel public à l’épargne). La (les) collectivité(s) publique(s) actionnaire(s) doi(ven)t
représenter plus de 50 % du capital social, les partenaire privés au moins 15 %.
La SEML a le statut d’une société anonyme (SA).
Pour l’achat des panneaux solaires PV : il faut savoir qu’une SEML n’est pas de plein
droit soumise au Code des marchés publics mais peut s’y soumettre volontairement.
A défaut, les SEML sont assujetties à l’ordonnance du 6 juin 2005 relative aux
marchés passés par certaines personnes publiques ou privées non soumises au Code
des marchés publics. Cette ordonnance a fait l’objet du décret n° 2005-1742 du 30
décembre 2005 fixant les règles applicables aux marchés passés par les pouvoirs
adjudicateurs mentionnés à l’article 3 de l’ordonnance n° 2005-649 du 6 juin 2005
relative aux marchés passés par certaines personnes publiques ou privées non
soumises au Code des marchés publics.
Opérateur privé de type SCIC :
La SCIC permet d’associer du capital public (maximum 20 %) à des capitaux privés.
La collectivité publique actionnaire doit posséder la compétence correspondant à
l’objet de la société. Si la compétence de la SCIC est de produire de l’électricité
renouvelable, la commune intéressée pourra s’appuyer sur la compétence que lui
reconnaît la loi pour la production d’électricité renouvelable (art. L. 2224-32 CGCT). Si
un EPCI est intéressé, on recommandera un transfert de compétence des communes
membres dans le domaine de la production d’électricité PV.
Etude de faisabilité - AXENNE Electrification raccordée au réseau de distribution
Mars 2011 p.70
Quoi qu’il en soit, le risque financier pris par la collectivité est limité à son apport au
capital.
Le statut de la SCIC est celui d’une SA ou d’une SARL.
La SCIC doit être composée de 3 catégories de sociétaires : salariés (minimum 1)/bénéficiaires/bénévoles ou collectivités publiques ou riverains… Les associés
disposent chacun d’une voix (principe coopératif).
La SCIC n’a pas de but lucratif, ce qui la rend assez proche du statut des
associations. Elle doit ainsi réinvestir ses bénéfices, concrètement affecter une
partie de ses résultats en réserves (entre 57,5 et 100 %) et ne peut incorporer les réserves au capital. Donc, les apporteurs de capitaux ne sont pas réellement rémunérés (les intérêts versés sont limités au taux moyen de rendement des obligations –TMRO).
L’agrément SCIC, qui valide le caractère collectif de l’objet social, doit être demandé
au préfet et renouvelé tous les 5 ans.
Explications sur le bail emphytéotique : Un bail emphytéotique administratif peut être
conclu « en vue de l’accomplissement par le preneur, pour le compte de la collectivité
territoriale, d’une mission de service public ou en vue de la réalisation d’une opération
d’intérêt général relevant de sa compétence » (Cf Article L.1311-2 du CGCT)
En application de l’article L.2224-32 du CGCT, les communes et les établissements publics
de coopération intercommunale EPCI, peuvent revendre de l’électricité produite par des
modules photovoltaïques installés sur leur territoire et peuvent donc contracter un bail
emphytéotique avec un opérateur chargé de l’installation et l’exploitation des modules.
Les avantages du bail emphytéotique administratif sont, d’une part, sa durée minimale de
18 ans et d’autre part les droits réels conférés au preneur. Toutefois, la constitution de
droits réels n’est pas réservée au bail emphytéotique administratif, dès lors qu’en
application de l’article L.2122-20 du Code de la propriété des personnes publiques
renvoyant à l’article L.1311-5 du CGCT, les conventions de toute nature ayant pour effet
d’autoriser l’occupation du domaine public sont constitutives de droits réels.
De plus, la durée d’une convention d’occupation du domaine public ou privé peut être égale
à celle du contrat conclu par l’opérateur pour la revente de l’électricité.
Avantages : le montage permet aux opérateurs de maîtriser la réalisation de la
centrale. Il en maîtrise ainsi les coûts et sera susceptible de proposer une indemnité
plus importante.
Inconvénient : Ce montage ne permet pas à la Personne Publique de contrôler la
réalisation de l’installation photovoltaïque (sauf en cas de participation dans le capital
d’une SEML ou d’une SCIC).
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Mars 2011 p.71
14.4.2.2. Synthèse
Figure 25 : Montage opérationnel maîtrise d’ouvrage privée (ou en partie privée dans le cas d’une SEML ou d’une SCIC) et exploitation privée
Commune
EDF Obligation
Achat
Achète l’électricité produite
- Convention d’occupation domaniale avec droit réel (BEA )
Redevance d’occupation
Propriétaire du terrain
Maître d’ouvrage
Exploitant
Investit
Maîtrise d’ouvrage privée Exploitation privée
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AA..11 LLeexxiiqquuee
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Ensoleillement à l’horizontale ou dans le plan des capteurs en Wh/m².j : Energie lumineuse réelle
reçue du soleil par m² par jour en moyenne.
Puissance en Wc: Puissance du générateur en Watt crête. Il s’agit de la puissance installée de
modules photovoltaïques. C’est la puissance maximale que pourra délivrer le générateur dans des
conditions optimales.
Production annuelle (en MWh/an): Il s’agit de la production électrique d’origine photovoltaïque
injectée sur le réseau électrique pendant un an et vendue à ERDF. Cette valeur se calcule en
effectuant le produit de la puissance crête par le rendement de conversion énergétique des modules
photovoltaïques (généralement entre 10 et 13%) et par le rayonnement global annuel.
Quantité de CO2 évitée : La production d’électricité d’origine photovoltaïque permet en partie
d’éviter l’utilisation d’une énergie conventionnelle émettrice de CO2. Cette quantité de CO évitée par
an correspond au produit de la production annuelle du générateur par le contenu en CO2 du kWh qui
aurait dû être produit autrement. La valeur de référence est de 250 g de CO2/kWh.
Type de technologie : Aujourd’hui, plusieurs technologies de modules sont commercialisées. On
note principalement 5 technologies : le silicium monocristallin (>15% de rendement de conversion),
le silicium polycristallin (rendement de 13%), le silicium amorphe (8%), le Cuivre Indium Sélenium
(CIS, 10 à 12% de rendement) et le Cadmium Tellurure (CdTe, 11% de rendement). Dans le cas des
générateurs intégrés aux bâtiments, c’est principalement le silicium poly ou monocristallin qui est
utilisé. Le silicium amorphe est principalement utilisé sur des membranes souples d’étanchéité. Le
CIS est quant à lui de plus en plus utilisé dans l’habitat et présente de coûts légèrement plus faibles
que le cristallin. Le CdTe est plutôt dédié aux centrales au sol de fortes puissances.
Frais d’exploitation maintenance et assurances : Il est nécessaire de souscrire au moins une
assurance responsabilité civile pour pouvoir exploiter un générateur photovoltaïque. Les assurances
bris et pertes d’exploitation sont facultatives, mais recommandées. Les frais d’exploitation annuels
doivent comprendre une provision pour le remplacement des onduleurs au bout de 10 ans, les frais
de comptage et quelques jours de maintenance pour des vérifications diverses (nettoyage, etc.).
Taux de rentabilité interne : Le Taux de Rentabilité Interne (TRI) est le taux de rendement du capital
investi pour qu’à la fin de la durée d’exploitation, l’investissement soit juste remboursé. En d’autres
termes, il s’agit du taux d’actualisation qui annule la valeur actuelle nette du projet. Ce taux doit être
au moins égal au taux d’actualisation de l’argent pour que le projet soit à au moins à l’équilibre. Un
projet ne sera généralement retenu que si son TRI prévisible est suffisamment supérieur au taux
bancaire, pour tenir compte du risque encouru pour le projet. Le TRI donne une information sur le
taux de rentabilité de l’investissement, mais ne donne aucune information sur les horizons temporels
des revenus. L’utilisation du TRI peut influencer de façon négative le choix des investissements
puisque cela suppose implicitement que le montant des rentrées nettes de fonds sur toute la durée
de projet puisse être réinvesti à ce même taux de rendement.
Le temps de retour brut : Le temps de retour brut est l’investissement initial divisé par la recette
annuelle, donc le nombre d’années pour rembourser l’investissement initial.
Le temps de retour actualisé (TRA) : Le temps de retour actualisé est le moment le flux net de
trésorerie cumulé actualisé devient positif. En d’autres termes, c’est le nombre d’années de
production de l’installation photovoltaïque qu’il faut pour rembourser l’investissement.
Taux d’actualisation : L’actualisation consiste à déterminer la valeur d’aujourd’hui des flux qui se
produiront pendant les 20 ans de production. L’actualisation est calculée en fonction de 3 critères :
L’inflation
La préférence pour la jouissance immédiate
L’aversion au risque
Les deux premiers critères permettent de déterminer le « coût du temps », il reflète le faut qu’un
euro de demain vaut moins qu’un euro d’aujourd’hui. Le troisième critère correspond au « coût du
risque », il reflète le fait qu’un euro certain vaut plus qu’un euro espéré, mais incertain.
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