Révision des contrats d’achat S06-S10 : le décret et l’arrêté publiés au Journal officiel

Dans le Journal officiel du 27 octobre a été publié le décret du 26 octobre 2021 relatif à la révision de certains contrats de soutien à la production d’électricité d’origine photovoltaïque prévue par l’article 225 de la loi n° 2020-1721 du 29 décembre 2020 de finances pour 2021. Conformément à ce qui avait été annoncé précédemment, celui-ci précise les conditions de révision, qui se fera au cas par cas, des contrats concernés et notamment la nature de paramètres pris en compte pour la définition des nouveaux tarifs, la procédure d’information des producteurs ainsi que les conditions de demande de réexamen pour les producteurs concernés.

Rémunération totale des capitaux immobilisés

Ainsi, l’article 2 précise que la rémunération totale des capitaux immobilisés est appréciée au regard, d’une part, des recettes ainsi que d’éventuelles aides financières ou fiscales octroyées et, d’autre part, des coûts d’investissement et d’exploitation supportés par une installation performante représentative de sa situation, sur toute la durée de son contrat d’achat.

La rémunération totale des capitaux immobilisés considérée comme raisonnable, au sens du premier alinéa de l’article 225 de la même loi, est établie en tenant compte des conditions de financement d’une installation performante représentative mise en service à la même date et exposée à des risques comparables, ainsi que d’éventuels risques supplémentaires inhérents au territoire d’implantation de l’installation, notamment dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental.

Niveau de tarif

Le niveau du tarif mentionné au premier alinéa de l’article 225 de la loi du 29 décembre 2020 susvisée est établi en tenant compte :

– de l’arrêté tarifaire au titre duquel le contrat d’achat est conclu ainsi que de la date de la demande complète de contrat d’achat ou de raccordement ;
– de la date de mise en service de l’installation ;
– de la localisation géographique ;
– des conditions de fonctionnement de l’installation, en particulier de ses caractéristiques techniques, notamment de sa puissance crête, de sa localisation au sol ou sur bâtiment et, le cas échéant, de son intégration ou non au bâti, au sens d’une typologie commune issue des arrêtés du 10 juillet 2006, du 12 janvier 2010 et du 31 août 2010 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.

Producteur

Le producteur est défini comme la personne morale ou physique titulaire du contrat d’achat d’une installation d’une puissance crête de plus de 250 kilowatts utilisant l’énergie radiative du soleil moyennant des technologies photovoltaïques disposant d’un contrat conclu en application des arrêtés du 10 juillet 2006, du 12 janvier 2010 et du 31 août 2010.

Viabilité économique

La viabilité économique d’un producteur qui s’apprécie notamment au regard :

– des effets de la réduction tarifaire sur la poursuite de l’exploitation de l’installation ou des installations de ce producteur ;
– des conditions d’achat du matériel et équipements de l’installation ou des installations de ce producteur, tant en matière d’investissement que d’exploitation ;
– de la capacité de ce producteur à honorer les paiements à ses cocontractants, bailleurs, fournisseurs et prestataires ;
– de la capacité de ce producteur ou de ses détenteurs directs ou indirects à rembourser les dettes liées aux études et à la construction ou, le cas échéant, à l’achat ultérieur de l’installation ou des installations de production par leur exploitant actuel, y compris les frais et autres coûts liés à l’octroi et à l’aménagement éventuel de ces financements ;
– des distributions passées et anticipées d’une partie du résultat aux actionnaires de ce producteur ;
– des aides et subventions éventuellement perçues par ce producteur ;
– des spécificités de financement liées aux zones non interconnectées ;
– de la capacité de ce producteur et de ses détenteurs directs ou indirects à maintenir la viabilité de leurs autres activités commerciale, artisanale, agricole ou industrielle, si cette viabilité était compromise du fait de la révision tarifaire ;

Mesures de redressement et de soutien

Les mesures envisagées ou prises par le producteur et les personnes qui le détiennent afin de limiter autant que possible les effets de la réduction tarifaire sur la viabilité économique de ce producteur. Sont notamment considérées comme telles les mesures ayant une incidence sur :

– la dette, notamment au travers d’un refinancement ou d’une prolongation de la durée de remboursement ;
– les fonds propres, notamment par apport supplémentaire des actionnaires ;
– la révision, notamment à l’intérieur du groupe auquel appartient le producteur, des contrats de gestion et de maintenance des installations ;
– l’organisation contractuelle ou la structuration juridique de l’entreprise.

Procédure de demande de réexamen de sa situation

Dans un délai de trois mois à compter de la notification par les ministres chargés de l’énergie et du budget, conformément au deuxième alinéa de l’article 4, du niveau de tarif qui lui est applicable, le producteur qui souhaite solliciter l’application du deuxième alinéa de l’article 225 de la loi du 29 décembre 2020 susvisée transmet à la Commission de régulation de l’énergie une demande de réexamen de sa situation dans des conditions et selon un format définis par une délibération de la Commission de régulation de l’énergie.
Il ne peut être adressé à la Commission de régulation de l’énergie qu’une seule demande de réexamen par contrat d’achat.
La Commission de régulation de l’énergie accuse automatiquement réception de la demande mentionnée au premier alinéa. L’application de la réduction de tarif en application du premier alinéa de l’article 225 de la loi du 29 décembre 2020 susvisée est suspendue à compter du premier jour du mois au cours duquel la Commission de régulation de l’énergie accuse réception de cette demande, pour une période qui ne peut excéder seize mois. L’acheteur est informé de la suspension de l’application du nouveau tarif de rachat de l’énergie. Au terme de cette période de suspension, à défaut de décision différente, le niveau du tarif fixé par l’arrêté mentionné au deuxième alinéa de l’article 3 s’applique à compter de la date prévue par le même arrêté.
Pour s’assurer de la complétude du dossier, la Commission de régulation de l’énergie dispose d’un délai de huit mois à compter de l’accusé de réception mentionné à l’alinéa précédent. Dans ce délai, si la Commission de régulation de l’énergie considère que les informations fournies par le producteur à l’appui de sa demande sont incomplètes, elle lui demande les renseignements qui sont nécessaires à l’instruction de la demande. Lorsqu’elle dispose des éléments nécessaires définis conformément au premier alinéa, la Commission de régulation de l’énergie accuse réception d’un dossier complet de demande de réexamen de la situation du producteur. A défaut de production de l’ensemble des pièces manquantes dans le délai de huit mois, la demande de réexamen fait l’objet d’une décision de rejet mettant fin à la suspension de l’application du premier alinéa de l’article 225 de la loi du 29 décembre 2020. Lorsque la demande de renseignements est formulée moins de deux mois avant l’expiration du délai de huit mois, ce dernier est prolongé jusqu’à une date postérieure de deux mois à celle de cette demande de renseignements. Le producteur et l’acheteur sont informés du rejet de la demande par la Commission de régulation de l’énergie.
Toute demande de réexamen pour laquelle le dossier fourni reste incomplet deux mois après la première demande de compléments de la Commission de régulation de l’énergie fait l’objet d’une décision de rejet de la Commission de régulation de l’énergie mettant fin à la suspension de l’application du premier alinéa de l’article 225 de la loi du 29 décembre 2020. Le producteur et l’acheteur sont informés du rejet de la demande par la Commission de régulation de l’énergie. Par dérogation et au regard de circonstances motivées, la Commission de régulation de l’énergie peut proroger ce délai, avant son échéance, d’une durée qu’elle notifie au producteur et qui ne peut excéder six mois.

Arrêté précisant les modalités de calcul, la date de prise d’effet et le niveau du tarif minimal

Comme prévu, le texte est complété par la publication d’un arrêté du 26 octobre 2021 relatif à la révision de certains contrats de soutien à la production d’électricité d’origine photovoltaïque prévue par l’article 225 de la loi n° 2020-1721 du 29 décembre 2020 de finances pour 2021. Le niveau du tarif d’achat mentionné au premier alinéa de l’article 3 du décret du 26 octobre 2021 susvisé est fixé conformément aux dispositions de l’annexe 1 du présent arrêté.
Par dérogation, dans le cas où le niveau du tarif d’achat résultant des dispositions de l’annexe 1 est supérieur au tarif d’achat applicable à l’installation en l’absence de révision à la date mentionnée à l’article 2 du présent arrêté, le tarif d’achat demeure inchangé.
Pour les installations situées en métropole continentale, le niveau du tarif d’achat résultant du présent arrêté ne peut être inférieur à la valeur minimale calculée selon les dispositions de l’annexe 2 du présent arrêté.
Pour les installations situées dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental, le niveau du tarif d’achat résultant du présent arrêté ne peut être inférieur à la valeur de la part production des tarifs réglementés de vente fixée par la délibération n° 2021-230 de la Commission de régulation de l’énergie du 15 juillet 2021 en application des articles L. 121-9 et R. 121-31 du code de l’énergie.

L’énergie annuelle susceptible d’être achetée, calculée à partir de la date anniversaire de la notification mentionnée à l’article 2, est plafonnée. Le plafond est défini comme le produit de la puissance crête contractuelle par une durée de 1 500 heures si l’installation est située en métropole continentale ou de 1 800 heures dans les autres cas. Pour les installations photovoltaïques pivotantes, sur un ou deux axes, permettant le suivi de la course du soleil, le plafond est défini comme le produit de la puissance crête contractuelle par une durée de 2 200 heures si l’installation est située en métropole continentale ou de 2 600 heures dans les autres cas.
L’énergie produite au-delà des plafonds définis à l’alinéa précédent est rémunérée à la valeur minimum entre le tarif révisé et 5 c€/kWh.

Hypothèses de coûts d’investissements

L’annexe 4 précise les hypothèses de coûts d’investissements d’une installation sont décrites ci-dessous en €/MWc selon la typologie, le trimestre de mise en service et le segment de puissance crête (en kWc) contractuelle de l’installation. La puissance de l’installation correspond à la puissance de l’installation au moment de sa mise en service.
Pour les installations situées dans les zones non interconnectées, les coûts d’investissements sont majorés de 25 % par rapport aux coûts d’investissement d’une installation située en métropole continentale, pour chaque typologie d’installation. en France continentale et dans les ZNI

Hypothèses de charges d’exploitation (OPEX)

L’annexe 5 concerne les hypothèses de charges d’exploitation (OPEX) à l’année de mise en service d’une installation sont décrites ci-dessous en €/MWc selon la typologie, l’année de mise en service et le segment de puissance crête (en kWc) contractuelle de l’installation.
Les charges d’exploitation des installations situées dans les zones non interconnectées sont majorées de 25 % pour chaque typologie d’installation.
Ces charges d’exploitation sont supposées constantes jusqu’à l’année de la réduction. Par la suite, elles sont supposées réduites selon la formule décrite dans l’annexe 3.
L’affectation d’une installation à une typologie d’implantation est décrite en annexe 9 du présent arrêté. Les typologies « intégration au bâti », « intégration simplifiée au bâti » et « surimposée » sont regroupées ci-dessous dans la typologie « bâtiment ».

A l’annexe 6, les hypothèses de charges d’exploitation (OPEX) d’une installation mise en service en 2021 sont décrites ci-dessous en €/MWc selon la typologie et le segment de puissance crête (en kWc) contractuelle de l’installation.
Les charges d’exploitation des installations situées dans les zones non interconnectées sont majorées de 25 % pour chaque typologie d’installation.
L’affectation d’une installation à une typologie d’implantation est décrite en annexe 9 du présent arrêté. Les typologies « intégration au bâti », « intégration simplifiées au bâti » et « surimposée » sont regroupées ci-dessous dans la typologie « bâtiment ».

Disponibilité de l’installation

L’annexe 7 évoque la disponibilité de l’installation est défini ci-dessous en MWh/MWc selon le département dans lequel est située l’installation et la typologie de l’installation.
Une installation implantée sur deux départements est affectée au département dans lequel est située la majorité de sa puissance.
L’affectation d’une installation à une typologie d’implantation est décrite en annexe 9 du présent arrêté. Les typologies « intégration au bâti », « intégration simplifiée au bâti » et « surimposée » sont regroupées ci-dessous dans la typologie « bâtiment ».

Hypothèses de taux de rendement interne

L’annexe 8 précise les hypothèses de taux de rendement interne projet (avant impôts) cible sont définies ci-dessous selon le trimestre de mise en service et la localisation de l’installation.