Evolution des tarifs d’achat d’électricité pour les centrales solaires : les nouveaux projets seront-ils rentables ?

L’Etat est en train de revoir à la baisse le dispositif de soutien de la production d’électricité solaire sur toiture. Cela pourrait bien freiner la dynamique des projets particulièrement dans le domaine agricole et mettre à mal la filière photovoltaïque, installateurs en tête. Les négociations sont en cours.

Si vous vous apprêtez à finaliser un projet, sur la base des annonces faites à ce jour, voici quelques éléments de réflexion à prendre en compte.

Les centrales 100-500 kWc particulièrement visées

En 2024, 4 GW de projets ont été déposés sur cette tranche de puissance alors que l’objectif avait été calibré à 1.2 GW ! L’Etat envisage donc de modifier les critères d’indexation trimestrielle du tarif d’achat et réduire les volumes d’objectif (*).

Conséquence, le nouveau tarif d’achat 100-500 pourrait s’établir à 9.5 centimes pour le trimestre qui a déjà démarré (1er février au 30 avril 2025) puis descendre sous la barre des 9 centimes pour le suivant, selon le nombre de projets déposés.

D’où nos deux simulations ci-dessous, à 9.5 et 8.5 centimes d’€ HT/kWh en injection totale. A partir du mois de juillet, un nouvel arrêté tarifaire pourrait voir le jour redéfinissant les règles du jeu :  les centrales de 100 ou 200 kWc (on ne sait pas encore) pourraient revenir sur un dispositif d’appel d’offre à la place du principe de guichet ouvert actuel, c’est-à-dire au mode de fonctionnement d'avant 2021.

La mise en concurrence des dossiers à l’échelle nationale serait alors défavorable à notre secteur géographique moyennement ensoleillé comparé aux régions du Sud de la France.

Les petites centrales solaires (inférieures à 9 kWc), celles des particuliers, sont également dans le collimateur de l’Etat. Quasi exclusivement en autoconsommation, elles verraient leur tarif de surplus descendre à 4 centimes/kWh contre 12.7 en janvier dernier et la prime investissement réduite d’environ 40% (160 €/kWc→ 96 €/kWc pour la tranche 3 à 9 kWc) !

Seuls les tarifs de la tranche 9 à 100 kWc pourraient être épargnés.Cela veut-il pour autant dire qu’il faut revenir sur des projets de 100 kWc comme c’était le cas avant 2021, faire un premier projet voir un deuxième en respectant le délai de 18 mois entre les deux ?

Ponctuellement, peut être. Mais si tous les projets agricoles se concentrent sur cette tranche de puissance, alors son tarif d’achat partira mécaniquement lui aussi à la baisse (*).

 Quel impact de la baisse du tarif sur la rentabilité ?

 

Nous avons réalisé cette simulation en ne modifiant que le tarif d'achat des kWh vendus, "toutes choses égales par ailleurs".

Mais comment va évoluer l'offre des installateurs si le nombre de projets se taris et sachant qu'après 2 ans de baisse régulière, le prix des panneaux repart à la hausse ?

+7% en moyenne toutes catégories confondues sur le mois de février 2025 (voir graphique ci-dessous). Une hausse annoncée comme modérée mais régulière à très court terme.

Le prix des panneaux a été divisé par trois entre 2022 et 2024 (source TECSOL/indice pvXchange)

Nos repères :
• Le prix des panneaux pèse 30 à 40% du devis de l’installateur solaire (hors frais de toiture)
• Derniers tarifs de panneaux (hors pose) constatés sur devis début 2025 : 0.20 à 0.30 € HT/Wc.
• Tarif centrale complète (matériel et main d’oeuvre) : 0.6 à 0.7 €/Wc selon puissance

En passant de 10.5 à 9.5 centimes, la rentabilité de la centrale, calculée sur 20 ans (durée de l’obligation d’achat), baisse de 28%. Puis de 39% supplémentaire si le tarif descend à 8.5 centimes ! Par contre, si vous faites votre calcul sur 30 ans (durée de vie des panneaux), la chute est plus contenue : 15 puis 18%.
 

Le surcoût du bâtiment peut-il « anéantir » le peu de marge restante ?

Un toit solaire peut générer un surcoût du bâtiment de l’ordre de 10 à 20% du fait du poids supplémentaire que la charpente doit supporter. Sa conception, position du faîtage, peut à l’inverse générer une moins-value selon sa largeur. Sur les petites portées (10-12 m), les bâtiments monopente coûte moins chers que les bipentes. Au-delà, c’est l’inverse. Une estimation au cas par cas s’impose.

Nos conseils

Titre de niveau 3

1. Dans ce contexte complètement incertain, on peut s’interroger sur la capacité de certains installateurs à résister à un marché en fort ralentissement.
   De ce fait, nous vous recommandons de ne pas avancer d’argent notamment d’acompte à la signature du devis.
   Il est également évoqué, dans les évolutions règlementaires à venir, le versement d’une caution de 10 000 € au moment du dépôt de la demande de raccordement. Une somme qui pourrait ne pas être récupérable si le projet est abandonné ! A voir si cette mesure sera confirmée.
    
2. Si le bâtiment est nécessaire à votre activité agricole et qu’il se réalisera que vous fassiez ou non une toiture solaire, il peut être opportun d’anticiper votre démarche d’urbanisme.
   Un permis de construire (bâtiment neuf) ou une déclaration préalable de travaux (bâtiment existant) sont indispensables pour que l’installateur bloque votre tarif d’achat auprès des acheteurs obligés (EDF OA, ou Régie locale type SICAP dans le Loiret, SYNELVA en Eure et Loir).
   Une autorisation d’urbanisme valide vous permettra d’être plus réactif pour faire face à l’évolution des tarifs d’achat et, selon ce que l’avenir nous réserve, saisir une opportunité.
   Délai minimum : 3 mois pour le PC et 3 semaines pour la DP.

(*) Les tarifs d’achat d’électricité solaire sont révisés chaque trimestre en fonction de plusieurs indices de l’INSEE et du nombre de dossiers de demande déposés les trimestres précédents.