Centrale Faverges actualisation

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

[email protected]

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

[email protected]

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



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



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



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



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



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.



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.


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)


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


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

http://www.photovoltaique.info/Lexique.html?id_mot=54#tauxderfaction





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

http://www.legifrance.gouv.fr/jopdf/common/jo_pdf.jsp?numJO=0&dateJO=20110305&numTexte=9&pageDebut=04218&pageFin=04223


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.


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


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.


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)


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-

[email protected]

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).

mailto:[email protected]



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


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%.


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.


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


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-

[email protected]




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.


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


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


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


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


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)


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)


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.


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.


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


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


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.


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


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


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


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.


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


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.


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


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


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 €


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.


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


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)


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.


Mars 2011 p.50

9.2. PHOTOMONTAGES


Mars 2011 p.51

Source : Photo Taillefer productions © Photomontage Axenne


Mars 2011 p.52


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


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.


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.


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.


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.


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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.


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


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


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



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



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


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.


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


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


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).


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%.


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


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


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.

../../../decret-2005-1742/Decret_no_2005-1742.htm

../../../decret-2005-1742/Decret_no_2005-1742.htm


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).


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


Mars 2011 p.72

AA..11 LLeexxiiqquuee


Mars 2011 p.73

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.


Mars 2011 p.74

Documents

Centrale Faverges actualisation