L’État a décidé de revenir sur une réglementation qui a, incontestablement, permis au secteur du photovoltaïque de se développer assez rapidement en France ces dernières années. En effet, depuis l’adoption de l’arrêté S21 (le 6 octobre 2021), les exploitants des installations d’énergie photovoltaïque de 100 à 500 kWc peuvent revendre tout ou partie de leur production grâce au principe de l'obligation d'achat (en vigueur depuis le 10 février 2000). Ce dernier contraint EDF et les entreprises locales de distribution à acheter cette électricité à un tarif réglementé.
« Nous nous sommes battus pour que l’obligation d’achat soit appliquée aux installations dont la capacité dépassait la limite initiale de 100 kWc », explique Marc Jedliczka, directeur général d’Hespul, coprésident du réseau CLER et fondateur de l'association NegaWatt, « notamment parce que les collectivités territoriales en avaient besoin ». Ainsi, depuis 2021, de nombreux projets d’installations d’une capacité comprise entre 100 et 500 kWc (en toitures de bâtiments et sur des ombrières) ont donc pu voir le jour dans les territoires, grâce à la certitude de pouvoir revendre l’énergie non autoconsommée.
Fin de l’obligation d’achat sur le segment 100 à 500 kWc
Mais l’État a décidé de freiner cet élan en revenant quelque peu en arrière. D’abord avec une révision à la baisse des tarifs d’achat de 105 €/MWh à 95 €/MWh sur le segment S21 depuis le 1er février dernier. Puis en supprimant l’obligation d'achat au-delà de la limite des 100 kWc à compter du 1er juillet. Retour à la case départ ! Il faut dire que l’Union européenne a elle aussi prévu de modifier sa réglementation sur le sujet mais en ramenant le plafond à 200 kWc à partir du 1er janvier 2026.
Parmi les raisons qui ont conduit l’État à ce revirement, Marc Jedliczka en distingue une en particulier : « Je pense qu’il y a eu un vent de panique lié à une possible surproduction car le réseau électrique a besoin d’un équilibre permanent entre production et consommation ». Et comme la consommation d’électricité n’a pas augmenté autant que les prévisions le laissaient penser, la production d’énergie renouvelable sert de variable d’ajustement. Parallèlement, la volonté de l’État de réduire ses dépenses a bien évidemment pesé dans ce choix. « Mais, sur le fond, il y a un manque patent de qualité de stratégie sur le photovoltaïque en France », observe Marc Jedliczka, « l’État ne sait pas comment gérer cette filière ».
Des appels d’offres à partir de juillet
Concrètement, à partir du mois de juillet, pour le segment des installations de 100 à 500 kWc, la logique de guichet ouvert avec obligation d’achat (à un tarif réglementé) sera remplacée par des appels d’offres simplifiés avec un dispositif de complément de rémunération.
« Tout l'objectif de cette réforme est de limiter les volumes de production photovoltaïques qui étaient jugés trop importants par l’État », explique Jeremy Simon, directeur général adjoint du SER (Syndicat des Energies Renouvelables). L’État va donc reprendre la main et c’est la CRE (Commission de Régulation de l'Énergie) qui décidera du volume de MWc ouvert et pour lequel un certain nombre de projets seront sélectionnés.
Les développeurs devront donc ensuite trouver des acheteurs pour leur production d’électricité, mais si le tarif de vente réel est in fine inférieur au tarif de vente cible négocié avec l’État, ce dernier compensera la différence. De la même manière, si l’électricité est vendue à un prix supérieur, le développeur devra rembourser l’État.
Ce nouveau cadre réglementaire maintient donc un certain niveau de visibilité financière mais son objectif reste toutefois de réduire le nombre de projets. « L’impact sur les collectivités sera donc réel mais reste difficile à mesurer à l'heure actuelle », poursuit Jeremy Simon, « il dépendra directement de l'ambition de l’État dont nous pourrons juger au moment de la divulgation prochaine du volume de MWc ouvert ».
