Incitations fiscales, quotas de production, subventions, tarifs de rachat: les autorités nationales disposent d'une large palette d'instruments pour encourager l'investissement dans la production d'électricité d'origine photovoltaïque. Dans l'Union Européenne, 22 pays sur 27 s'appuient au moins partiellement sur les tarifs de rachat. Mais leurs situations sont loin d'être identiques. Capacité installée, maturité de la filière, les disparités entre les Etats membres sont nombreuses. A l'heure où la Commission européenne évoque une harmonisation des mesures de soutien, retour sur les réussites et les failles des plans mis en œuvre notamment en Allemagne, en Espagne et en France... Et sur les obstacles pour une éventuelle harmonisation.

Généralement garantis sur des périodes de 10 à 15 ans, les tarifs de rachat assurent la viabilité du solaire photovoltaïque face à des moyens de productions présentant des coûts bien inférieurs (hydroélectrique, nucléaire, centrales à gaz..). L’Allemagne, l’Espagne, et la France ont fixé dès le début des années 2000 des tarifs réglementés.

Les tarifs de rachat, la voie royale
Avec succès: sous l’impulsion de ces politiques, le photovoltaïque s’y est considérablement développé. En Allemagne, pays leader dans ce domaine, la capacité de production installée est passée de 76 MW en 2000 à 9 800 MW en 2009, d’après le ministère de l’Environnement allemand. La même tendance est observée en Espagne, passée sur la même période de 12 à 3500 MW installés, ou encore, sur des volumes plus réduits, en France et en Italie (pays où les politiques d’incitation furent introduites plus tardivement). Ces pays utilisent en complément d’autres incitations: crédits d’impôts pour les installations photovoltaïques chez les particuliers en France, prêts à taux réduits pour monter des projets en Espagne et en Allemagne…

Certains Etats membres, réticents aux tarifs de rachat, ont expérimenté d’autres dispositifs : la Pologne, la Roumanie, la Suède, la Finlande et la Belgique ont fait le choix de s’appuyer exclusivement sur des quotas. Le Royaume-Uni a également mis en place un système de quotas basé sur des « certificats verts » : les fournisseurs d’électricité devant prouver qu’une partie de leur production est faite à partir d’énergie renouvelable. Mais ces politiques s’avèrent globalement moins concluantes.

Un résultat prévisible, si l’on en croit une étude de la Deutsche Bank, qui a passé au crible les objectifs fixés par chacun des Etats membres et les moyens mis en place pour y parvenir. Selon les analystes de la banque, les tarifs de rachats sont l’une des mesures qui répondent le mieux aux préoccupations des investisseurs, qui recherchent « transparence, longévité et certitude ». Leurs partisans vantent en outre leur caractère vertueux: chaque réduction des coûts de production entraînant mécaniquement un retour sur investissement plus élevé, l’industrie a tout intérêt à améliorer sans cesse son offre, contribuant ainsi à long terme à rendre l’énergie solaire compétitive.

Mais le succès a un prix : à partir de 2008, la machine s’est emballée pour les pays où les tarifs de rachat étaient les plus incitatifs. L’Espagne d’abord, l’Allemagne et la France ensuite ont été prises de court par ce que certains ont qualifié de « bulle verte ». En Espagne, le parc photovoltaïque a explosé à partir de 2007, passant de 160 MW installés en 2006 à 3400 MW en 2009, selon les données de l’Association de l’industrie photovoltaïque espagnole. En France, la capacité installée a été multipliée par sept entre 2007 et 2009, à des niveaux beaucoup plus faibles il est vrai. L’Allemagne a connu une croissance plus équilibrée mais également très rapide, avec une croissance de près de 40 % de sa capacité installée chaque année depuis 2002.

A l’origine de ce pic, des conditions de marché très favorables dans les pays concernés : la baisse des prix des panneaux, combinée à des incitations restées à un niveau élevé, générait une profitabilité record pour les projets photovoltaïques. Le taux de retour sur investissement atteignait ainsi plus de 20 % pour les projets bénéficiant des conditions les plus favorables.

La rançon du succès
Si le marché du solaire se frottait les mains devant ce « boom » vert, les gouvernements des pays concernés ont été saisis de sueurs froides. La cadence de développement, excédant largement les prévisions, a fait grimper en flèche le coût des mesures de soutien mises en place.

En Allemagne, le coût cumulé des mesures, d’après une étude de l’institut de recherche RWI reprise par le Spiegel, a été estimé à 1,9 milliards d’euros en 2004 contre 9,3 milliards en 2010. En France, l’étude commandée en urgence par le gouvernement au printemps 2010 prévoyait, si la tendance se poursuivait, un surcoût de 3 milliards par an par rapport au scenario de base des politiques d’incitation, les objectifs prévus pour 2020 étant atteints dès 2013.

Outre ce poids croissant dans les dépenses publiques, des voix se sont élevées pour pointer du doigt l’augmentation des prix pour le consommateur qu’allait inévitablement engendrer cette inflation des coûts. Le coût supporté par les Etats pour développer les énergies renouvelables est en effet partiellement répercuté sur le consommateur au moyen d’une contribution prise en compte dans le prix de l’électricité facturé par les énergéticiens.

Coup de frein général
Face à cet emballement, les gouvernements ont entrepris, les uns après les autres, de réaliser des ajustements conséquents. L’Espagne, où le pic a été le plus précoce et le plus spectaculaire, a été la première à faire « éclater la bulle ». En Septembre 2008, devant l’explosion des projets (selon le gouvernement espagnol, la puissance installée fin 2008 représenterait cinq fois l’objectif initialement prévu pour 2010), les autorités décidèrent de baisser de plus de 25 % les tarifs appliqués, avec en outre une série de mesure permettant une régulation automatique du flux de projets. La France et l’Allemagne suivirent en 2010, non sans mal pour cette dernière.

Paradoxalement, au moment où les champions européens du solaire donnaient un sérieux coup de frein, un autre pays européen s’inscrivait à contre-tendance : en avril 2010 le Royaume-Uni, jusque là réfractaire aux tarifs de rachat mais très en retard par rapport à ses voisins européens sur le photovoltaïque, introduisit son propre tarif de rachat. Preuve qu’en la matière, tout est question de mesure : si les tarifs de rachat ont généré des coûts importants, leur efficacité pour lancer la filière est avérée. Le secteur photovoltaïque allemand emploie ainsi près de 80 000 personnes, et la production d’électricité à elle seule a généré en 2009 près de 3 milliards d’euros de chiffre d’affaires.

Les professionnels, de leur côté, reconnaissent la logique de l’ajustement. « Le mécanisme de la subvention est prévu pour baisser. C’est une « pompe » pour amorcer », explique ainsi Bruno Jauffret, directeur du Marketing de 8minutes33, producteur-exploitant basé dans le sud de la France et spécialiste du photovoltaïque sur grandes toitures. « On a toujours travaillé avec cette perspective comme évidence, et avec l’idée que la baisse [des incitations] est une bonne nouvelle, parce que ça veut dire que le secteur fonctionne. »

La jeune entreprise avait bien anticipé la première baisse des tarifs de rachat français en janvier 2010, « attendue et tout à fait logique », compte-tenu notamment de la forte baisse du coût des matériaux. La deuxième vague, en septembre, a fait grimacer davantage. Le moment était d’autant moins favorable que les prix des panneaux étaient repartis à la hausse au deuxième semestre. 8minutes33 a vu environ un quart des projets en cours remis en cause.

En Espagne, l’Association de l’industrie photovoltaïque (ASIF) a tiré la sonnette d’alarme lorsque le gouvernement, soucieux de garder les tarifs de l’électricité à un niveau raisonnable en période de crise et confronté à des contraintes budgétaire très dure, a annoncé une deuxième baisse des tarifs, allant jusqu’à 45 % pour les installations au sol. La précédente baisse, plutôt bien acceptée par les professionnels, avait arrêté brutalement l’hémorragie de projets. Pour l’ASIF, la deuxième est « un retour en arrière » qui met en péril l’industrie photovoltaïque espagnole. Les professionnels réclament avant tout une vraie visibilité, condition pour voir s’engager des investisseurs et des industriels effrayés par l’incertitude.

Une filière encore « à trous »
L’ASIF a mis le doigt sur un point clé, qui constitue un autre critère d’évaluation des politiques mises en place : la construction d’une filière industrielle pérenne. Si l’Allemagne est performante en la matière, avec l’émergence d’acteurs phares comme Q-Cells, un des leaders mondiaux de la production de cellules et de panneaux solaires, tous les pays n’ont pas pris ce virage.

Plutôt avancée sur le plan technique, la France peine ainsi à faire émerger des acteurs industriels de poids. Et le leader incontesté de la fourniture de panneaux solaires pour l’Europe reste… La Chine, qui fournit par exemple à la France 90 % de ses panneaux. Certains soulignent que les diverses mesures de soutien bénéficient principalement à ces lointains fournisseurs.

L’avance de l’industrie allemande s’explique en partie par la durée et l’intensité des mesures de soutien, qui furent massives depuis dix ans en Allemagne. Mais aussi par une recherche dynamique : l’Institut Fraunhofer pour les Systèmes à Energie Solaire a par exemple donné naissance à de très nombreuses spin-off, contribuant à l’épanouissement de la filière. Outre une structure de soutien pour les chercheurs désirant se lancer, l’institut a la possibilité d’investir dans la jeune compagnie, et ce jusqu’à hauteur de 25 % de son capital, pendant ses premières années. Le Professeur Eicke Weber, directeur de l’Institut, parle volontiers de Concentrix Solar, la plus florissante d’entre elles.

Mais pour Eicke Weber, la clé de cette dynamique entre l’industrie et le Fraunhofer réside dans les statuts mêmes de l’institut. « Le Fraunhofer à un modèle très particulier : tous ses instituts doivent trouver leurs propres ressources. Seuls 8 % des ressources de notre budget proviennent du financement de base [public, ndlr] », explique-t-il. « Par contrat avec le ministère des Sciences, nous devons obtenir au moins 30 % de nos ressources du secteur privé. L’institut recherche donc constamment des opportunités de contrat, et notre travail doit être bien aligné avec les intérêts de l’industrie. »

Avec la crise, l’industrie a réduit ses investissements et le Fraunhofer bataille pour atteindre le seuil requis. Eicke Weber y voit cependant une stimulation supplémentaire pour ses équipes, dont l’effectif est passé de moins de 500 à son arrivée en 2006 à 1000 aujourd’hui. « Je dis souvent que l’argent de l’industrie est le plus difficile à obtenir, car les entreprises ont toujours le choix : elles peuvent dépenser l’argent au sein de leurs propres structures de recherche ou nous le donner. Pour qu’elles choisissent la deuxième option, nous devons donc offrir quelque chose qu’elles n’ont pas, avoir une vraie valeur ajoutée. »

Cette collaboration avec l’industrie a également lieu dans les autres pays européens, mais elle se manifeste de manière différente. Là où l’Allemagne présente des partenariats diversifiés, en France, les centres de recherche ont tendance à nouer des partenariats, exclusifs dans les faits, avec des grands groupes, même si le paysage évolue vite. « On sent qu’il y a une forte structuration du milieu, les industriels, y compris des PME, se rapprochent de nous, on va vers une nouvelle dynamique », explique ainsi Daniel Lincot, directeur de l’Institut de Recherche et Développement de l’Energie Photovoltaïque (IRDEP), structure commune entre l’école Chimie ParisTech, le CNRS et EDF. Le centre a déjà donné naissance à une spin-off en phase de déploiement industriel, Nexcis, et Daniel Lincot assure qu’il existe d’autres perspectives. S’inscrivant dans une démarche en phase avec celle observée outre-Rhin, Daniel Lincot a bien en tête les besoins de la filière. « En ce moment, nous étudions des méthodes qui sont des méthodes classiques de recouvrement, mais appliquées au photovoltaïque. Elles offrent la possibilité de couvrir des grandes surfaces, quitte à être moins bons en rendement. C’est une filière qui est identifiée comme potentiellement ‘de rupture’. Nous nous définissons en termes d’objectifs, avec une vraie vision ‘application’. »

Un important projet de rapprochement est également en cours avec le Laboratoire de Physique des Interfaces Couches Minces (LPICM) de l’Ecole Polytechnique, membre de Paris Tech, où sont effectuées des recherches sur le photovoltaïque en partenariat avec Total. « Le fait de faire équipe commune avec un industriel permet de monter en puissance. Un tel institut permettra d’augmenter encore considérablement nos moyens », explique Bernard Drevillon, directeur du LPICM. Le projet a d’ailleurs été remarqué par l’équipe du ministère de l’Economie française chargé d’identifier les priorités pour le secteur photovoltaïque.

L’un des points soulignés par le rapport était l’importance de fournir un effort continu de recherche et développement. Il avançait également que celui-ci devait être préalable au développement industriel, avec l’idée que l’Europe a besoin de technologies de rupture pour espérer concurrencer l’industrie asiatique. Daniel Lincot, de l’IRDEP, a un point de vue plus nuancé : « La recherche est une composante de ce qui doit être construit. Mais il ne faut pas dissocier la recherche de la politique industrielle, les deux doivent être menées de front. Dire qu’on attend les progrès de la recherche pour développer l’industrie, c’est comme dire qu’on attend d’avoir le pot catalytique pour mettre les voitures sur le marché…»

Une harmonisation qui s’annonce délicate
Dans ce contexte, les récentes déclarations de la Commission européenne dans le sens d’une éventuelle harmonisation des mesures de soutien à l’échelle européenne ont fait réagir. Dans la foulée, l’association européenne de l’industrie photovoltaïque (EPIA) a ainsi rappelé « l’importance de préserver l’ensemble des plans de soutien nationaux nécessaires pour accompagner la transition des énergies renouvelables, et du photovoltaïque en particulier, vers une compétitivité à court et à moyen terme ».

Les fortes disparités entre les pays membres laissent présager un processus au mieux long et complexe. Le mix énergétique a un effet direct sur l’enthousiasme – manifesté ou inexistant – des dirigeants envers les énergies renouvelables, coûteuses par rapport à d’autres technologies comme le nucléaire. La maturité des filières influence également les discussions : un pays ayant une filière déjà bien construite peut être favorable à un régime européen car cela lui ouvre des marchés export. D’un autre côté, les professionnels des pays les plus avancés en la matière craignent que cela ne se traduise par un nouveau coup de rabot aux tarifs de rachat. Le professeur Weber, du Fraunhofer, qui a suivi avec attention le débat houleux autour de la baisse des tarifs allemands, explique ainsi : « La question à se poser est la suivante : ‘Veut-on que le marché des énergies renouvelables prospère ? La seule chance que cela fonctionne ce sont les tarifs de rachat ». Pour le directeur de l’institut, l’harmonisation présente un risque. «Certains pays en Europe, comme le Royaume-Uni, sont réticents vis-à-vis des tarifs de rachat. Le grand danger est donc que l’harmonisation aboutisse à un système beaucoup moins efficace. Mais bien sûr, si elle pouvait mener à un tarif de rachat européen, déterminé localement [en fonction des caractéristiques des pays], ce serait fantastique.»

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