Centrale Faverges actualisation

ETUDE DE FAISABILITE Opération de Production d’Électricité par générateur photovoltaïque raccordé au réseau de distribution

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 Dossier réalisé en décembre 2010 Mise à jour en avril 2011 Pour le compte du 69 cours Ablert Thomas - F-69 447 LYON Cedex 03 Tél/fax +33-(0)4 37 44 15 84 - +33-(0)4 37 44 15 89 a.raynard@axenne.fr SARL au capital de 55 675 € – RCS LYON 419 024 302 Siret 419 024 302 00061 APE 71.12B

27 rue de la Paix – BP 40 045 74 002 ANNECY Cedex

ETUDE DE FAISABILITE Opération de Production d’Électricité par générateur photovoltaïque raccordé au réseau de distribution 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.

Dossier réalisé en décembre 2010 Mise à jour en avril 2011 Pour le compte du 69 cours Ablert Thomas - F-69 447 LYON Cedex 03 Tél/fax +33-(0)4 37 44 15 84 - +33-(0)4 37 44 15 89 a.raynard@axenne.fr SARL au capital de 55 675 € – RCS LYON 419 024 302 Siret 419 024 302 00061 APE 71.12B

27 rue de la Paix – BP 40 045 74 002 ANNECY Cedex

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SOMMAIRE TABLE DES ILLUSTRATIONS

INFORMATIONS ADMINISTRATIVES

PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT D’UN GENERATEUR PHOTOVOLTAÏQUE 1.1. TABLEAU DE SYNTHESE DES TECHNOLOGIES DISPONIBLES OU A VENIR

ASPECTS REGLEMENTAIRES

2.1. CONTEXTE REGLEMENTAIRE EN VIGUEUR

2.1.1. Principaux textes de loi

2.1.2. Code de l’urbanisme

2.1.3. Droit du sol

2.1.4. Code de l’environnement

2.1.4.1.

Contenu de l’étude d’impact

2.1.4.2.

Loi sur l’eau

2.1.5. Réglementation sur le défrichement

2.1.6. Règles relatives à la production d’électricité

2.1.6.1.

Autorisation ou déclaration d’exploiter

2.1.6.2.

Certificat ouvrant droit l’obligation d’achat

2.1.6.3.

Raccordement électrique

2.1.7. Taxes et impositions

2.1.7.1.

IFER

2.1.7.2.

CET

2.1.7.3.

Taxe d’aménagement

2.1.7.4.

2.2. SYNTHESE DU CONTEXTE REGLEMENTAIRE APPLICABLE AU SITE

PRESENTATION DU TERRAIN

3.1. LOCALISATION GEOGRAPHIQUE

ENJEUX DU SITE

4.1. LES DIFFERENTS ENJEUX

4.2. ENJEUX LIES A LA BIODIVERSITE

4.3. ENJEUX PATRIMONIAUX

DONNEES METEOROLOGIQUES

DIMENSIONNEMENT TECHNIQUE

6.1. INFLUENCE DE L’ORIENTATION ET DE L’INCLINAISON

6.2. ETUDE DU TERRAIN

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6.2.1. Masques lointains

6.2.2. Masques proches

6.3. DEFINITION DU MATERIEL

6.3.1. Modules

6.3.2. Structures porteuses

6.3.3. Caractéristiques des onduleurs

6.3.4. Caractéristiques du poste de transformation

6.3.5. Caractéristiques du poste de livraison

6.4. PLAN DE MASSE DU PROJET

6.5. RACCORDEMENT DU PROJET

6.6. CALCUL DU PRODUCTIBLE DU PROJET DEVELOPPABLE

CHIFFRAGE PAR POSTE

7.1. DEMANTELEMENT ET REHABILITATION

ANALYSE FINANCIERE

8.1. CHARGES D’EXPLOITATION

8.1.1. Entretien

8.1.2. Suivi de la production

8.1.3. Calcul du prix de revient du kWh

8.2. COMPTE D’EXPLOITATION

ENJEUX PAYSAGERS DU PROJET

9.1. COVISIBILITES

9.2. PHOTOMONTAGES

REALISATION DES TRAVAUX

10.1. ETAPES DE CONSTRUCTION

10.2. LES RESEAUX

10.3. MOYENS DE SECURITE

11.

CALENDRIER DE REALISATION

12.

DEMANTELEMENT DE LA CENTRALE - RECYCLAGE

12.1. REMARQUES SUR L’IMPACT ENVIRONNEMENTAL DES MODULES CDTE

BILAN ENVIRONNEMENTAL

13.1. TEMPS DE RETOUR ENERGETIQUE

13.2. BILAN SUR LES EMISSIONS DE CO2

ASPECTS JURIDIQUES ET MONTAGES OPERATIONNELS

10.

13.

14.

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14.1. LES DIFFERENTES POSSIBILITES

14.2. INTERET D’UN INVESTISSEMENT PUBLIC - PRIVE VIA UNE CREATION DE SOCIETE

14.3. COMMENT CHOISIR LE STATUT JURIDIQUE D’UN MONTAGE PUBLIC-PRIVE?

14.4. EXEMPLES DE MONTAGES OPERATIONNELS

14.4.1. Maîtrise d’ouvrage et exploitation publique 14.4.1.1.

Commentaires

14.4.1.2.

Synthèse

14.4.2. Maîtrise d’ouvrage et exploitation privée

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14.4.2.1.

Commentaires

14.4.2.2.

Synthèse

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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

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INFORMATIONS ADMINISTRATIVES Site :

Centrale des Grandes Frasses Commune de Faverges

Latitude : Longitude : Altitude :

45°45'23 6°16'47 490 m

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

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1. PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT GENERATEUR PHOTOVOLTAÏQUE

D’UN

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.

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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.

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1.1. TABLEAU DE SYNTHESE DES TECHNOLOGIES DISPONIBLES OU A VENIR

Figure 3 : Caractéristiques des cellules PV par technologie. (source EF4, Axenne)

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2. ASPECTS REGLEMENTAIRES 2.1. CONTEXTE REGLEMENTAIRE EN VIGUEUR 2.1.1. Principaux textes de loi 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 -



Directive 2001/77/CE du 27 septembre 2001 -



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) -



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) -



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) -



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)

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

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

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) -



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) -



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) -



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) -



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) -



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 (luimême 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) -



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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

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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) -

Décision ministérielle du 5 juin 2009 relative aux tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (NOR : DEVE0911965S)



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) -



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 -



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)



Fixe le taux de réfaction utilisé dans le calcul du TURPE à partir du 1 janvier 2009

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

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2 .1 .2 .

Electrification raccordée au réseau de distribution

Code de l’urbanisme

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 (p)

crête Hauteur par Obligation réglementaire rapport au sol (h)

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.

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2 .1 .3 .

Electrification raccordée au réseau de distribution

Droit du sol

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 :

PLU (POS) Zone U ou AU (NA)

Oui

Zone à usage d’activité

Zone (NB)

Oui

Zone N (ND)

Autorisation du règlement

Non

Zone A (NC)

Terrain possible pour l’implantation d'une centrale solaire

Non

Oui Modification du PLU (POS) en mentionnant l’autorisation pour l’implantation d’une centrale solaire

Oui

Simple modification possible

Non

Etude d’impact favorable

Oui

Révision du PLU mentionnant l’autorisation pour l’implantation d’une centrale solaire sur zone Naturelle spécifique

Possibilité d’implanter une centrale solaire

Impossibilité d’implanter une centrale solaire

Le cadre jaune situe les points « à enjeux » pour lesquels une prise de position s’impose.

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2.1.4. Code de l’environnement 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 prédiagnostic 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.

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2.1.5. Réglementation sur le défrichement 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).

2 .1 .6 . 2.1.6.1.

Règles relatives à la production d’électricité 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 luimême, 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)

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 

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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-htarab@erdfdistribution.fr

2.1.7. Taxes et impositions 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).

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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€

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

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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%.

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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.

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.

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2.2. SYNTHESE DU CONTEXTE REGLEMENTAIRE APPLICABLE AU SITE Type de réglementation Code de l’urbanisme

Droit du sol

Code de l’environnement

Contexte

Analyse

Selon le décret du 19 novembre 2009, le projet est soumis à un permis de construire et à une procédure d’enquête publique 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.

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

Modification du PLU : Autoriser expressément ce type d’installation dans un soussecteur 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. » 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

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Type de réglementation Défrichement

Déclaration d’exploiter

Obligation d’achat

Certificat ouvrant droit à l’obligation d’achat

Raccordement électrique

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Contexte

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Analyse

Pas de défrichement à envisager sur le site 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.

Selon l’arrêté du 4 mars 2011 : le tarif d’achat applicable est de 12 c€/kWh.

L’article 2 du décret n02000-877 du 7 septembre 2000 précise les renseignements à indiquer sur la déclaration.

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…

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. La demande de raccordement doit être réalisée auprès du service d’ERDF responsable du secteur concerné. Dans le cas Pour entrer dans la file d’attente des demandes de présent, l’installation étant supérieure à 250 kVA, la demande raccordement à l’ERDF il faut avoir obtenu au préalable le de raccordement doit être adressée à erdf-areprod-htapermis de construire. rab@erdfdistribution.fr

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Type de réglementation

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Contexte Analyse 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.

Taxes

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.

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3. PRESENTATION DU TERRAIN Informations techniques 490 m Altitude 6°16'47'' Longitude 45°45'23'' Latitude 4,8 ha Superficie de la parcelle 2,7 ha environ Superficie exploitable maximale Inconnue Pente maximale de la parcelle Pente maximale de la partie exploitable 3%°

Propriétaire des terrains Contrainte d’accès à la parcelle

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Informations administratives Commune de Faverges Limitée par un tunnel de 4,2 m de haut et 3,20m de large

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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

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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

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< 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

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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 Latitude : 45,76 ° Longitude : 6,28 °

Nombre de jours avec : (total sur l'année)

neige : grêle :

Plan horizontal MOIS

Janv Févr Mars Avr Mai

Situation optimale : 30° plein Sud

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)

1 090 1 913 3 258 4 317 5 274 5 860 5 906 5 077 3 700 2 242 1 231 887

601 1 019 1 834 2 117 2 617 2 794 2 630 2 038 1 951 1 204 723 585

490 893 1 424 2 200 2 659 3 065 3 277 3 040 1 750 1 039 508 302

1 652 2 555 3 868 4 703 5 319 5 713 5 868 5 394 4 223 2 907 1 795 1 289

677 1 103 1 914 2 141 2 583 2 730 2 590 2 058 2 013 1 284 789 646

975 1 452 1 954 2 561 2 738 2 983 3 277 3 335 2 209 1 623 1 005 643

613 kWh/m².an

630 kWh/m².an

1 380 kWh/m².an

625 kWh/m².an

754 kWh/m².an

Juin Juil Août Sept Oct Nov Déc Total annuel : 1 243 kWh/m².an

Figure 8 : Données météorologiques à Faverges (Source Météonorm © - traitement Axenne)

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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)

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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

6.2.1. Masques lointains 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.

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Centrale des Grandes Frasses

80 70

11 heures

12 heures juin mai / juil

13 heures

10 heures

14 heures

Hauteur °

avr / août

15 heures

9 heures mars / sept

8 heures

16 heures fév / oct

7 heures

17 heures

janv / nov

6 heures

18 heures

déc

10 5 heures

19 heures

0 50

Est

100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300 310

Sud

Azimut ° 15 dec

Ouest

Limite en dessous de laquelle il n'y a plus de soleil

15 jan/nov

15 fev/oct

15 mar/sept

15 avr/aou

15 mai/juil

15-juin

Les heures indiquées sont basées sur l'heure solaire

Figure 12 : Masques lointains

6.2.2. Masques proches 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.

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Electrification raccordée au réseau de distribution

Figure 13 : Modélisation du générateur sous PV-Syst

6.3. DEFINITION DU MATERIEL 6.3.1. Modules 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

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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.

6.3.2. Structures porteuses 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

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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

6 .3 .3 .

Caractéristiques des onduleurs

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.

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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. 2,56 m

0,96m

2,28 m

6 .3 .4 .

Caractéristiques du poste de transformation

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.

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2,3 m

Electrification raccordée au réseau de distribution

2,64 m

6 .3 .5 .

Caractéristiques du poste de livraison

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).

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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.

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Ville de Bussy-St-Georges

Novembre 2010

Etude de faisabilité d’une centrale photovoltaïque au sol

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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.

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6.6.

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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 Surface occupée par le champ photovoltaïque Périmètre de clôture Loyer à l’hectare (dans le cas d’un tiers investisseur) :

2,7 ha 9000m² 850 m 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.

CRISTALLIN Puissance kWc Productible (MWh) Surface de modules (m²) Surface de terrain (m²)

1 300 1 290 9 000 27 000

CdTe Puissance kWc Productible (MWh) Surface de modules (m²) Surface de terrain (m²)

1 000 1 041 9 000 27 000

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.

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Monocristallin Monocristallin sans masque avec masques proche proches

Site : Centrale des Grandes Frasses Latitude : 45,76 °

Nb de modules : Puissance unitaire :

Longitude : 6,28 °

MOIS

Janv Févr Mars Avr Mai Juin Juil Août Sept Oct Nov Déc kWh/m².an :

Ensoleillem. Wh/m².j à l'horizontale

5520 235 Wc

Puissance totale : 1297,2 kWc 1297,2 kWc Technologie : Monocristallin Monocristallin Nombre de m² : 9064 m² 9064 m² Surface terrain ha : 2,7 ha 2,7 ha Inclinaison : 25,0 ° 25,0 ° Orientation : 180 ° 180 °

CDTE avec masques proches

12582 80 Wc 1006,6 kWc CdTe

9059 m² 2,7 ha 25,0 ° 180 °

Ensoleillem. Masque et dans le plan Production du Production du Production du pertes par Ensoleillem. plan du du module générateur générateur générateur réflexion pour module incluant masques Wh/m².j Monocristallin Monocristallin CDTE avec le et pertes par réflexion Monocristalli sans masque avec masques masques Monocristallin Monocristallin sans n sans proche proches proches sans masque masque proche masque kWh/mois kWh/mois kWh/mois proche proche

1 090 1 913 3 258 4 317 5 274 5 860 5 906 5 077 3 700 2 242 1 231 887

1 652 2 555 3 868 4 703 5 319 5 713 5 868 5 394 4 223 2 907 1 795 1 289

1 243

1 380

14,8% 10,2% 8,2% 7,9% 8,4% 8,5% 8,1% 7,5% 8,1% 9,7% 15,2% 14,7%

1 407 2 295 3 552 4 333 4 871 5 227 5 394 4 990 3 883 2 625 1 522 1 100 1 255 Nombre d'heures

41 892 71 266 120 671 139 581 157 413 160 691 169 949 156 824 122 001 86 771 49 695 33 769 1 310 523

40 216 69 704 118 903 138 118 155 749 158 993 168 205 155 128 120 473 85 037 47 868 32 319 1 290 713

31 112 54 487 94 437 111 369 127 234 130 461 138 180 127 032 97 301 67 431 37 333 24 859 1 041 235

1010

995

1034

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.

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Centrale des Grandes Frasses 1250

1150 1131 1094

Production spécifique (kWh/kWc)

1074

1061

1050

1041

1050

1033

1026

1019

1012

1005

998

991

984

1 018 984

950

967

955

977

969

960

949

936 916

945

937

930

923

917

879 911

905

898

892

850

886

879

872

864

854

842 825 791

750

650 0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Probabilités Energie première année

Energie 10ème année

Figure 16 : Probabilités de production

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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 1 556 600 € HT

Champ photovoltaïque

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

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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 Apport (fonds propres) Emprunt Nb d'années d'emprunt Taux d'emprunt Inflation moy. Annuelle Inflation en 2003 Actualisation

3 006 000 € 601 200 € 2 404 800 €

100% 20% 80%

20 5,00% 1,7% 2,1% 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 €

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8.1.1. Entretien 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.

8.1.2. Suivi de la production 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.

8.1.3. Calcul du prix de revient du kWh Nous avons calculé le prix de revient du kWh produit par la centrale en considérant un taux d’actualisation de 5% et en considérant une durée de vie de 20 ans. Ce prix de revient est de 24,4 c€/kWh produit. Ce prix de revient sera mis en comparaison des autres prix de revient des autres projets concourant sur les appels d’offres.

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8.2. COMPTE D’EXPLOITATION Compte d'exploitation

2010 année 1

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

net de trésorerie cumulé de la trésorerie net de trésorerie actualisé net de trésorerie cumulé actualisé

Compte d'exploitation

2012 année 3 313 352

2013 année 4 311 757

2014 année 5 310 150

2015 année 6 308 531

2016 année 7 306 899

2017 année 8 305 254

-26 339 288 595 -120 240

-26 787 286 565 -116 604

-27 242 284 515 -112 785

-27 705 282 445 -108 776

-28 176 280 354 -104 567

-28 655 278 244 -100 147

-29 142 276 112 -95 506

-10 -9 -139 10 -3 7

-10 -9 -139 12 -4 8

-11 -9 -139 13 -4 9

-11 -9 -139 15 -5 10

-11 -9 -139 17 -5 11

-10 492 -139 18 -6 12 2010

700 163 054 109

2011

-601 -601 -601 -601

200 200 200 200

670 080 700 510 503 007

2012

151 809 -72 727

Résultat avant amortissement Remboursement du capital Flux Flux Flux Flux

2011 année 2 314 934

79 -522 75 -525

082 118 316 884

852 080 700 097 032 065

2013

146 707 -76 364 70 -451 63 -462

344 775 804 080

2014

147 765 -80 182 67 -384 58 -403

036 080 700 852 617 235

583 191 381 699

2015

148 935 -84 191 64 -319 53 -350

744 447 265 434

2020 2021 2022 2023 2024 année 11 année 12 année 13 année 14 année 15 300 245 298 550 296 841 295 120 293 386 -30 654 269 591 -80 143 -12 -9 -139 28 -9 18

211 080 700 456 484 972

-31 175 267 374 -74 502 -12 -9 -139 31 -10 21

419 080 700 673 557 117

-31 705 265 136 -68 579 -12 -9 -139 35 -11 23

630 080 700 147 715 433

-32 244 262 876 -62 359 -12 -9 -139 38 -12 25

844 080 700 892 963 929

-32 792 260 594 -55 829 -13 -9 -139 42 -14 28

063 080 700 922 306 616

2020

2021

2022

2023

2024

Résultat avant amortissement Remboursement du capital

158 672 -112 824

160 817 -118 465

163 133 -124 388

165 629 -130 608

168 316 -137 138

Flux Flux Flux Flux

45 4 28 -123

net de trésorerie cumulé de la trésorerie net de trésorerie actualisé net de trésorerie cumulé actualisé

Mars 2011

848 518 147 072

42 46 24 -98

351 870 762 310

38 85 21 -76

744 614 574 736

35 120 18 -58

021 635 573 163

31 151 15 -42

224 080 700 783 261 523

178 813 747 417

2016

150 223 -88 401 61 -257 48 -301

415 080 700 902 967 935

822 625 439 995

151 635 -92 821 58 -198 43 -258

-13 -9 -139 47 -15 31

285 080 700 252 749 503

814 811 888 107

2025

511 080 700 898 298 601

2026

171 203 -143 995 27 179 13 -29

-33 917 255 962 -41 772 -13 -9 -139 51 -17 34

208 020 087 329

174 301 -151 195 23 202 10 -18

609 080 700 217 738 479

2017

2025 2026 année 16 année 17 291 639 289 879 -33 350 258 289 -48 972

-11 -9 -139 20 -6 13

106 126 585 744

717 094 597 510

2027 année 18 288 105 -34 493 253 612 -34 213 -13 -9 -139 56 -18 37

740 080 700 878 958 921

2027

-11 -9 -139 22 -7 15

806 080 700 740 579 161

866 992 231 513

-30 142 271 786 -85 516 -12 -9 -139 25 -8 16

007 080 700 483 493 989

2019

154 861 -102 335

156 689 -107 451

52 -90 35 -182

49 -41 31 -151

526 567 552 958

238 330 739 219

2028 2029 année 19 année 20 286 318 284 518 -35 080 251 239 -26 275 -13 -9 -139 62 -20 41

974 080 700 209 734 475

2028

177 621 -158 755 18 220 8 -10

-29 638 273 959 -90 633

2018

153 179 -97 462 55 -143 39 -218

2018 2019 année 9 année 10 303 597 301 928

181 175 -166 692 14 235 6 -4

482 474 018 495

-35 676 248 842 -17 940 -14 -9 -139 67 -22 45

211 080 700 910 634 276

2030 année 21 282 705 -36 283 246 422 -9 189 -14 -9 -139 74 -24 49

453 080 700 000 664 336

2029

2030

184 976 -175 027

189 036 -183 778

9 948 245 423 3 937 -558

5 250 1 1

257 680 981 423

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TRI sur 20 ans (hors VR) VAN sur 20 ans (actualisation : 5,0%). Temps de retour investisseur (années) TRA (5% d'actualisation) TRI projet sur 20 ans Temps de retour projet (années)

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5,0% 0 10 20 5,9% 12

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9. ENJEUX PAYSAGERS DU PROJET 9.1. COVISIBILITES La carte ci-dessous, les zones rouges indiquent les lieux d’où la centrale ne se verra pas. Les zones en vert indiquent les endroits d’où la centrale pourrait se voir (à vérifier sur place). L’analyse tient compte uniquement du relief. Les bâtiments et la végétation qui pourraient faire obstacle ne sont pas pris en considération.

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9.2. PHOTOMONTAGES

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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

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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.

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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.

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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

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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 MODULES CDTE

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L’IMPACT

ENVIRONNEMENTAL

DES

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.

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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.

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

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Silicium métallurgique

Purification du silicium

Silicium monocristallin

Ruban multicristallin

Wafer monocristallin

Minerai Zinc

Minerai Cuivre

Cadmium (Cd)

Tellure (Te)

Poudre de CdTe

Lingot multicristallin Poudre de Sulfure de Cadmium (CdS)

Wafer multicristallin

Déposition CdS CdTe Cellule

Cadre Module

Module Structures, onduleurs, câblage

Structures, onduleurs, câblage

SYSTEME PHOTOVOLTAIQUE

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 Nb de kWh pour produire 1 kWc

Monocristallin

Polycristallin

Amorphe

CdTe

3 382

2 886

2 244

1 430

Temps de retour 3,4 2,9 2,5 1,4 énergétique (Nb d’années) Figure 19 : temps de retour énergétique d’un système photovoltaïque de 1kWc (modules, structure et onduleurs) produisant 995 kWh/an

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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. Quantité d'énergie pour 1kWc Silicium métallurgique Wafers Cellule Module Structures, câbles Onduleurs Total kWh / kWc

Monocristallin 349 2 365 240 51 212 166 3 382

% 10% 70% 7% 2% 6% 5% 100%

Polycristallin 349 1 868 240 51 212 166 2 886

Ruban

% 12% 65% 8% 2% 7% 6% 100%

349 1 214 240 51 212 166 2 232

% 16% 54% 11% 2% 9% 7% 100%

Module amorphe

2 244

CdTe

1 430

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 CO 2 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. Monocristallin

Polycristallin

CdTe

80 244 300 10 0,8

Module amorphe 80 193 300 8 0,6

80 284 300 11 1,0 352 1 249 300 50 4,2

352 1 074 300 43 3,6

352 848 300 34 2,8

352 562 300 23 1,9

1000 3 548 300 143 12

1000 3 052 300 123 10

1000 2 410 300 97 8

1000 1 596 300 64 5

Système photovoltaïque produit en France rejets de CO2 du parc élec. français gCO2/kWh kg de CO2 émis pour 1 kWc produit sortie usine rejet de CO2 évité gCO2/kWh Emissions de CO2 pendant la durée de vie (25 ans) en gCO2/kWh nb d'année pour rattraper les CO2 émis

80 128 300 5 0,4

Système photovoltaïque produit en Europe rejets de CO2 moyen du parc électrique européen gCO2/kWh kg de CO2 émis pour 1 kWc produit sortie usine rejet de CO2 évité gCO2/kWh Emissions de CO2 pendant la durée de vie (25 ans) en gCO2/kWh nb d'année pour rattraper les CO2 émis

Système photovoltaïque produit en Chine rejets de CO2 du parc électrique chinois gCO2/kWh kg de CO2 émis pour 1 kWc produit sortie usine rejet de CO2 évité gCO2/kWh Emissions de CO2 pendant la durée de vie (25 ans) en gCO2/kWh nb d'année pour rattraper les CO2 émis

Figure 21 : rejet de CO2 en France d'un système photovoltaïque suivant sa provenance géographique

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Lorsqu’un kilowattheure est produit par une installation d’énergie renouvelable, le gain d’émissions de CO2 réalisé dépend directement du moyen de production qui aurait été employé pour satisfaire une demande ou une production équivalente.

Figure 22 :Empilement des moyens de production – source EDF R&D – Février 2008

Les énergies renouvelables entrent dans la catégorie des productions « obligatoires » qui apparaissent en première place dans l’empilement des moyens de production.. Aussi toute énergie renouvelable supplémentaire viendra en substitution des moyens de production les plus chers que l’on trouve en haut de l’empilement. La valeur de 300 gCO2 évités/kWh a été retenue dans le cadre du Grenelle de l’environnement. Le tableau ci-dessous indique les rejets de CO2 évités en fonction du lieu de production des modules. Ainsi, pour un module produit en France, les émissions de CO2 évités si la durée de vie du produit est de 25 ans, sont de 300 – 11 = 289 gCO2/kWh.

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14. ASPECTS JURIDIQUES OPERATIONNELS

MONTAGES

14.1. LES DIFFERENTES POSSIBILITES La personne publique investit

Seule

Pas du tout

A la compétence (exploite seule)

N’a pas la compétence (fait exploiter)

Gère l’installation seule

Convention d’occupation du domaine public (BEA)

Souhaite garder la maîtrise d’ouvrage

Convention d’occupation domaniale (BEA) + concession de travaux (si installation intégrée)

Partiellement

A hauteur de +50% de fonds propres

Création d’une SEML

A hauteur de - 50% de fonds propres

Création d’une SCIC

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.

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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

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choix d’une structure par rapport à une autre pourra donc se faire selon ce critère purement financier, certaines personnes publiques n’ayant pas suffisamment les moyens d’investir plus de 50% du capital social d’une société.  la volonté de contrôler la structure et la nature du sociétariat Concernant les prises de décisions, le statut SCIC répond au principe coopératif : 1 personne = 1 voie alors qu’en structure SEM, c’est le pourcentage du capital social détenu qui détermine le poids décisionnaire de l‘actionnaire. Ce point est important dans la mesure où l’acteur public, en statut SCIC, n’a pas le pouvoir décisionnaire, il en a juste autant que les autres actionnaires. Elément que certaines collectivités par exemple ne voudront pas assumer.  la politique de rémunération des apporteurs de capitaux De par son obligation de mettre 57,5% de son résultat en réserves impartageables, la SCIC ne rétribuera pas autant ses apporteurs de capitaux que dans le cas d’une SEM où le résultat peut être distribué.  le positionnement souhaité par la personne publique par rapport au secteur privé L’objet social d’une SCIC sera différent de celui d’une SEM afin de ne pas entraver les principes de libre concurrence. En effet, l’objet de la SEM doit être défini sur un territoire précis (notion de projet territorial que les entreprises privées n’ont pas dans leur objet) et devra justifier d’un intérêt général afin que sa finalité ne soit pas strictement commerciale (et ainsi justifier la carence de l’initiative privée). En statut SCIC, l’objet social de l’entreprise pourra être réduit car elle a le droit de concurrencer le marché commercial contrairement à une SEM.

14.4. EXEMPLES DE MONTAGES OPERATIONNELS Dans les montages ci-dessous nous considérons que l’activité de revente d’électricité d’origine photovoltaïque n’est pas un service public, ce qui est considéré dans la plupart des cas. Cette affirmation peut cependant être controversée, car aucune jurisprudence n’existe à ce jour sur ce point. Nous exposons ci-dessous une synthèse des 2 principaux montages opérationnels envisageables. 1. Le premier montage opérationnel, correspond à une maîtrise d’ouvrage et une exploitation publique : la commune investit, réalise l’installation puis l’exploite. 2. Le deuxième montage opérationnel, correspond à une maîtrise d’ouvrage et une exploitation privée : l’opérateur privé finance, réalise la centrale et l’exploite, il verse en échange du droit d’occuper le toit domanial une redevance (cette opérateur peut tout à fait être une SEML ou un SCIC).

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14.4.1. Maîtrise d’ouvrage et exploitation publique Propriétaire du terrain Maître d’ouvrage de l’installation photovoltaïque Exploitant Propriétaire de l’installation Types de montage TVA Impôt sociétés

14.4.1.1.

Commune Commune Commune Commune Marché public de travaux Taux normal La commune peut récupérer la TVA par voie fiscale (déduction de TVA) Soumis à l’IS car exploitation à caractère lucratif.

Commentaires

Modes de gestion de la centrale : Régie simple ou régie autonome TVA : L’activité de production d’électricité est taxée à la TVA. L’achat de la centrale PV est effectué TVA incluse. Toutefois, les collectivités locales et leurs groupements bénéficient d’un remboursement de la TVA qui grève leurs investissements. Ce remboursement peut emprunter deux voies : celui du Fonds Commun de TVA (FCTVA) ou celui de la déduction fiscale. Le système du FCTVA ne joue toutefois que pour des opérations non situées dans le champ d’application de la TVA. Or, en l’espèce, l’équipement photovoltaïque est affecté à une activité de production d’électricité taxée à la TVA. Dès lors, seule la récupération par la voie fiscale est autorisée. Si le chiffre d’affaires de l’opération est supérieur à 76 300 €, il n’est pas possible d’appliquer le régime dit de franchise de TVA prévu à l’article 293 B du CGI. Taxes foncières : le CGI prévoit une exonération de TFPB pour les immobilisations destinées à la production d’électricité photovoltaïque. Impôts sur les sociétés : les collectivités territoriales relèvent du champ de l’IS lorsqu’elles se livrent à une exploitation ou des opérations de caractère lucratif. Dans notre contexte, l’activité publique de production d’électricité photovoltaïque est imposable à l’IS dans la mesure où elle n’est pas désintéressée et entre en concurrence sur la zone géographique en cause avec celles des sociétés commerciales. Le taux est 33,33%.

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14.4.1.2.

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Synthèse

Maîtrise d’ouvrage publique Exploitation publique

Commune Achète l’électricité produite

Investit Marché public de travaux

Propriétaire, maître d’ouvrage Exploitant

EDF Obligation Achat

Propriétaire du terrain

Figure 24 :Montage opérationnel maîtrise d’ouvrage publique et exploitation publique

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14.4.2. Maîtrise d’ouvrage et exploitation privée 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

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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.

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Quoi qu’il en soit, le risque financier pris par la collectivité est limité à son apport au capital. Le statut de la SCIC est celui d’une SA ou d’une SARL. La SCIC doit être composée de 3 catégories de sociétaires : salariés (minimum 1)/bénéficiaires/bénévoles ou collectivités publiques ou riverains… Les associés disposent chacun d’une voix (principe coopératif). La SCIC n’a pas de but lucratif, ce qui la rend assez proche du statut des associations. Elle doit ainsi réinvestir ses bénéfices, concrètement affecter une partie de ses résultats en réserves (entre 57,5 et 100 %) et ne peut incorporer les réserves au capital. Donc, les apporteurs de capitaux ne sont pas réellement rémunérés (les intérêts versés sont limités au taux moyen de rendement des obligations –TMRO). L’agrément SCIC, qui valide le caractère collectif de l’objet social, doit être demandé au préfet et renouvelé tous les 5 ans. Explications sur le bail emphytéotique : Un bail emphytéotique administratif peut être conclu « en vue de l’accomplissement par le preneur, pour le compte de la collectivité territoriale, d’une mission de service public ou en vue de la réalisation d’une opération d’intérêt général relevant de sa compétence » (Cf Article L.1311-2 du CGCT) En application de l’article L.2224-32 du CGCT, les communes et les établissements publics de coopération intercommunale EPCI, peuvent revendre de l’électricité produite par des modules photovoltaïques installés sur leur territoire et peuvent donc contracter un bail emphytéotique avec un opérateur chargé de l’installation et l’exploitation des modules. Les avantages du bail emphytéotique administratif sont, d’une part, sa durée minimale de 18 ans et d’autre part les droits réels conférés au preneur. Toutefois, la constitution de droits réels n’est pas réservée au bail emphytéotique administratif, dès lors qu’en application de l’article L.2122-20 du Code de la propriété des personnes publiques renvoyant à l’article L.1311-5 du CGCT, les conventions de toute nature ayant pour effet d’autoriser l’occupation du domaine public sont constitutives de droits réels. De plus, la durée d’une convention d’occupation du domaine public ou privé peut être égale à celle du contrat conclu par l’opérateur pour la revente de l’électricité.

Avantages : le montage permet aux opérateurs de maîtriser la réalisation de la centrale. Il en maîtrise ainsi les coûts et sera susceptible de proposer une indemnité plus importante. Inconvénient : Ce montage ne permet pas à la Personne Publique de contrôler la réalisation de l’installation photovoltaïque (sauf en cas de participation dans le capital d’une SEML ou d’une SCIC).

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14.4.2.2.

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Synthèse

Maîtrise d’ouvrage privée Exploitation privée

Convention d’occupation domaniale avec droit réel (BEA )

Redevance d’occupation

Commune

Investit

Maître d’ouvrage Exploitant Achète l’électricité produite

Propriétaire du terrain

EDF Obligation Achat

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

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A.1 Lexique

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Ensoleillement à l’horizontale ou dans le plan des capteurs en Wh/m².j : Energie lumineuse réelle reçue du soleil par m² par jour en moyenne. Puissance en Wc: Puissance du générateur en Watt crête. Il s’agit de la puissance installée de modules photovoltaïques. C’est la puissance maximale que pourra délivrer le générateur dans des conditions optimales. Production annuelle (en MWh/an): Il s’agit de la production électrique d’origine photovoltaïque injectée sur le réseau électrique pendant un an et vendue à ERDF. Cette valeur se calcule en effectuant le produit de la puissance crête par le rendement de conversion énergétique des modules photovoltaïques (généralement entre 10 et 13%) et par le rayonnement global annuel. Quantité de CO2 évitée : La production d’électricité d’origine photovoltaïque permet en partie d’éviter l’utilisation d’une énergie conventionnelle émettrice de CO2. Cette quantité de CO évitée par an correspond au produit de la production annuelle du générateur par le contenu en CO2 du kWh qui aurait dû être produit autrement. La valeur de référence est de 250 g de CO2/kWh. Type de technologie : Aujourd’hui, plusieurs technologies de modules sont commercialisées. On note principalement 5 technologies : le silicium monocristallin (>15% de rendement de conversion), le silicium polycristallin (rendement de 13%), le silicium amorphe (8%), le Cuivre Indium Sélenium (CIS, 10 à 12% de rendement) et le Cadmium Tellurure (CdTe, 11% de rendement). Dans le cas des générateurs intégrés aux bâtiments, c’est principalement le silicium poly ou monocristallin qui est utilisé. Le silicium amorphe est principalement utilisé sur des membranes souples d’étanchéité. Le CIS est quant à lui de plus en plus utilisé dans l’habitat et présente de coûts légèrement plus faibles que le cristallin. Le CdTe est plutôt dédié aux centrales au sol de fortes puissances. Frais d’exploitation maintenance et assurances : Il est nécessaire de souscrire au moins une assurance responsabilité civile pour pouvoir exploiter un générateur photovoltaïque. Les assurances bris et pertes d’exploitation sont facultatives, mais recommandées. Les frais d’exploitation annuels doivent comprendre une provision pour le remplacement des onduleurs au bout de 10 ans, les frais de comptage et quelques jours de maintenance pour des vérifications diverses (nettoyage, etc.). Taux de rentabilité interne : Le Taux de Rentabilité Interne (TRI) est le taux de rendement du capital investi pour qu’à la fin de la durée d’exploitation, l’investissement soit juste remboursé. En d’autres termes, il s’agit du taux d’actualisation qui annule la valeur actuelle nette du projet. Ce taux doit être au moins égal au taux d’actualisation de l’argent pour que le projet soit à au moins à l’équilibre. Un projet ne sera généralement retenu que si son TRI prévisible est suffisamment supérieur au taux bancaire, pour tenir compte du risque encouru pour le projet. Le TRI donne une information sur le taux de rentabilité de l’investissement, mais ne donne aucune information sur les horizons temporels des revenus. L’utilisation du TRI peut influencer de façon négative le choix des investissements puisque cela suppose implicitement que le montant des rentrées nettes de fonds sur toute la durée de projet puisse être réinvesti à ce même taux de rendement. Le temps de retour brut : Le temps de retour brut est l’investissement initial divisé par la recette annuelle, donc le nombre d’années pour rembourser l’investissement initial. Le temps de retour actualisé (TRA) : Le temps de retour actualisé est le moment le flux net de trésorerie cumulé actualisé devient positif. En d’autres termes, c’est le nombre d’années de production de l’installation photovoltaïque qu’il faut pour rembourser l’investissement. Taux d’actualisation : L’actualisation consiste à déterminer la valeur d’aujourd’hui des flux qui se produiront pendant les 20 ans de production. L’actualisation est calculée en fonction de 3 critères :  L’inflation  La préférence pour la jouissance immédiate  L’aversion au risque Les deux premiers critères permettent de déterminer le « coût du temps », il reflète le faut qu’un euro de demain vaut moins qu’un euro d’aujourd’hui. Le troisième critère correspond au « coût du risque », il reflète le fait qu’un euro certain vaut plus qu’un euro espéré, mais incertain.

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