Parité réseau

Le rapport des États généraux du solaire photovoltaïque (octobre 2011) définit ainsi le concept : « Pour les installations où l’électricité solaire peut être consommée « sur place », la « parité réseau » caractérise le moment à partir duquel le coût de l’électricité photovoltaïque devient compétitif avec le prix de vente de l’électricité conventionnelle délivrée par le réseau. En d’autres mots, le coût de production du kWh photovoltaïque est équivalent au coût d’achat de l’électricité au détail. Pour les parcs au sol de grandes tailles, la parité réseau se mesure à la compétitivité de l’électricité solaire vis-à-vis du prix de gros de l’électricité. »[P 1].

Une étude, publiée par l'Ademe en 2015, conclut : « après 2020, les conditions réglementaires et économiques pourraient permettre le développement d'installations photovoltaïques « sans subvention », même si le volume concerné est encore incertain. Face à l’évolution tendanciellement à la hausse des prix de l’électricité sur le marché de gros à l’horizon post 2020, la baisse des coûts du solaire PV pourrait rendre la production issue des centrales au sol compétitive avec les offres de fourniture classiques, voire à terme avec les marchés de gros. Par ailleurs, face à l’augmentation des prix de l’électricité sur le marché de détail, elle pourrait également faire émerger une autoconsommation rentable pour certains bâtiments « tertiaires », notamment dans le sud de la France »[1].

Les prix de revient de production d'électricité sont très différents selon la taille des installations : ils sont inversement proportionnels à la taille de la centrale, du fait des gains d'échelle.

Les prix de marché de l'électricité sont très différents selon le volume du contrat de vente (les prix de détail sont très supérieurs aux prix de gros) et selon le niveau de tension auquel cette production est livrée sur le réseau (plus la tension est basse, plus le prix est élevé car il intègre les coûts cumulés des différents niveaux de réseau utilisés) ; la puissance de l'installation détermine le niveau de tension.

La question de la parité réseau ne se pose donc pas dans les mêmes termes selon qu'on considère une installation de grande taille (éoliennes, centrales solaires thermodynamiques ou centrales photovoltaïques en toit de grands bâtiments : hypermarchés, entrepôts, immeubles administratifs, etc), à bas coût d'investissement par kW et connectée en haute ou moyenne tension, ou une petite installation de quelques m² de panneaux solaires sur le toit d'une maison individuelle, connectée en basse tension.

Ainsi, les industriels du photovoltaïque distinguent trois segments de marché :

• le petit résidentiel et les « moyennes toitures » (jusqu’à 250 kW, soit environ 2 500 m² de modules), où l’énergie produite entre en compétition avec le prix de détail de l’électricité[P 1] (tarif bleu EDF ou offres à prix de marché pour clients basse tension) ;
• les grandes toitures, les ombrières de parking et les « petits » parcs au sol de plus de 250 kW, pour lesquels le site d’implantation est associé à une consommation d’électricité en relation proportionnelle avec la production photovoltaïque attendue, qui se comparent avec les prix de vente aux professionnels[P 2] (tarif jaune EDF ou offres à prix de marché pour clients professionnels) ;
• les parcs au sol (quelques centaines de kW à plusieurs dizaines de MW), dont l’énergie produite entre en compétition avec le marché de gros de l’électricité, où le prix dépend en temps réel de la demande : la parité sera alors atteinte d’abord en période de pointe de consommation, puis s’étendra progressivement aux autres plages horaires en fonction des évolutions respectives des coûts du photovoltaïque et des prix de marché ; elle ne sera complète que lorsque le coût moyen de production sur un an sera inférieur au prix moyen du marché sur les plages horaires de production solaire (milieu de journée en été surtout)[P 2].

Les raisonnements sur la parité réseau doivent éviter toute confusion entre prix de vente de l'électricité sur le marché et prix de vente au consommateur : en comparant le prix de revient de l'électricité éolienne ou solaire avec le prix auquel leur producteur achète son électricité sur le réseau général, on court le risque d'induire l'idée qu'une fois atteinte cette "parité réseau", ce producteur pourra vendre sa production sur le marché au prix auquel il achetait son électricité ; cela n'est pas possible, d'une part parce que ce dernier prix inclut des coûts de réseau, alors que le prix de vente sur le marché sera un prix à la production, et d'autre part parce que le prix de vente du fournisseur inclut le coût de la garantie de fourniture, garantie que l'éolien et le solaire sont incapables d'assurer : le prix de vente des kWh sur le marché sera un prix spot brut, variant selon l'heure du jour et le jour de l'année, sans aucune majoration pour services réseau. Il sera forcément plus bas que le prix d'achat au fournisseur d'électricité.

Parce que le prix de revient de la production solaire ou éolienne est largement supérieur à celui des moyens de production dominants, les pouvoirs publics ont mis en place des systèmes de subventions pour soutenir le développement de ces énergies. En France et dans la plupart des pays d'Europe, ces subventions prennent surtout la forme du système de l'obligation d'achat par les fournisseurs d'électricité de l'électricité d'origine renouvelable à des tarifs réglementés, les fournisseurs étant dédommagés des surcoûts causés par cette obligation par une taxe prélevée sur les factures d'électricité des consommateurs : contribution au service public de l'électricité (CSPE) en France, EEG-Umlage en Allemagne.

Par contre, dans le cas ou un producteur consomme lui-même la majeure partie de sa production, l'économie d'achat à son fournisseur d'électricité a bien pour valeur le prix de vente habituel de ce fournisseur. Cela requiert toutefois que sa production soit la plupart du temps inférieure ou égale à sa consommation.

L'idée parfois avancée que la parité réseau pourrait permettre à des consommateurs de couvrir la totalité de leurs besoins grâce à leurs éoliennes ou leurs panneaux photovoltaïques est rarement réaliste : du fait de l'intermittence des productions de ces installations, il leur faudra toujours en complément disposer soit d'une connexion au réseau électrique, soit de moyens de stockage ; dans ce dernier cas, la parité réseau ne peut s'apprécier valablement qu'à condition d'ajouter les coûts des moyens de stockage à ceux de l'installation de production.

La parité réseau ne se conçoit pas de la même façon selon que la production d'électricité peut être en grande partie consommée sur place ou qu'elle est destinée à être vendue sur le marché. Dans le premier cas, la parité s'évalue par comparaison avec les prix de vente au détail des fournisseurs d'électricité ; dans le second cas, c'est le prix du marché de gros qui est la référence.

Une étude allemande de l’Institut de recherche en économie écologique de Berlin (IÖW)[2], datée de 2011, a évalué l’autoconsommation de la production électrique atteignable pour des ménages de deux à quatre personnes, avec des installations de 3 à 5 kWc produisant de 800 à 1 000 kWh/kWc par an, avec différents profils de consommation, sans système de stockage. L'autoconsommation atteint des valeurs moyennes de l’ordre de 20 %. Il est possible d’atteindre parfois des pourcentages de 40 % environ sans système de stockage, mais uniquement au prix d’un ajustement de la consommation (notamment au moyen de minuteurs pour décaler la demande d’énergie du ménage au moment des pics de production) et d’une conception de l’installation photovoltaïque en fonction des besoins du ménage. Il existe aussi des appareils « intelligents », notamment de prévisions d’ensoleillement, mais qui n’augmentent que très peu le pourcentage d’autoconsommation. À l’heure actuelle, il reste beaucoup plus économique d’ajuster sa consommation avec des minuteurs ou des changements de comportement qu’avec des appareils dits « intelligents ». L’utilisation de systèmes de stockage de petites et de moyennes tailles (inférieurs à 7,5 kWh) entraîne une forte progression du taux d’autoconsommation qui peut atteindre 40% voire plus de 90 %, mais compte tenu de la productivité faible du photovoltaïque durant les mois hivernaux, l’autonomie énergétique complète est impossible. Les coûts des systèmes de stockage restent onéreux, de l’ordre de 1 000 €/kWh de capacité de stockage pour les batteries lithium-ion. Aujourd’hui, injecter son énergie sur le réseau reste encore la solution la moins coûteuse (et la mieux rémunérée) pour les producteurs, avec le plus faible impact environnemental et le meilleur rendement[3]. Ces conclusions concernant l'Allemagne sont valables pour la moitié nord de la France ; par contre, pour sa moitié sud et a fortiori pour les pays méditerranéens (Espagne, Italie, Grèce, etc) le taux d'autoconsommation pourrait être nettement plus élevé, car les périodes de forte production photovoltaïque coïncident avec les périodes de forte demande (sauf en hiver).

Les consommateurs ont le choix entre trois stratégies :

• dimensionner leur installation de façon à maximiser la part auto-consommée, ce qui implique de choisir une faible puissance (en moyenne 20 % de la consommation) ; mais cela risque d'augmenter le coût au kW ;
• dimensionner leur installation pour une production maximale, selon les errements actuels : seuls 20 % de la production environ sera auto-consommé, le reste vendu au réseau, ce qui n'est envisageable que si les tarifs d'achat réglementés sont maintenus ;
• solution intermédiaire : dimensionner l'installation pour une auto-consommation optimisée (en moyenne 40 %) par un comportement adapté et l'usage de minuteurs.

Les deux premières stratégies sont incompatibles avec les comportements "voyageurs" (fréquentes absences pour voyages d'agrément ou professionnels) ; elles seront réservées, au moins les premières années, aux consommateurs à comportement sédentaire ; partir en vacances l'été sera très dommageable pour la rentabilisation de l'installation ; le photovoltaïque "autonome" sera réservé aux profils sédentaires (surtout en été) tels que les hôtels, restaurants, commerçants, agriculteurs.

Dans le Sud de la France, la parité réseau est atteinte pour les consommateurs au tarif électrique bleu, et elle est proche de l’être pour ceux au tarif jaune. Pour exploiter cette opportunité, il faut raisonner au niveau d'un îlot énergétique (bâtiment collectif ou quartier) afin de mettre à profit le foisonnement entre les consommations d'électricité des consommateurs individuels pour atteindre un taux d'autoconsommation aussi proche que possible de 100 % ; ceci supposait des adaptations réglementaires pour donner un cadre juridique à des échanges d'électricité entre voisins. Ainsi la loi Pacte simplifie la production et le partage d'électricité solaire dans un périmètre élargi à un kilomètre ; la possibilité d'étendre l'autoconsommation collective au-delà d'une même ligne à basse tension permet de faire jouer une synergie entre toitures photovoltaïques de plusieurs bâtiments là où un même quartier pouvait être scindé par des réseaux différents[4]. Mi 2019, une autoconsommation est dite collective si « la fourniture d’électricité est effectuée entre un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs finals liés entre eux au sein d’une personne morale et dont les points de soutirage et d’injection sont situés en aval d’un même poste public de transformation d’électricité de moyenne en basse tension » (art. L315-2 du code de l'énergie[5], mais l'article 126 de la loi PACTE a temporairement modifié le Code de l'énergie comme suit : « A titre expérimental, pour une durée de cinq ans à compter de la publication de la présente loi, le chapitre V du titre Ier du livre III du code de l'énergie est ainsi modifié : 1° A la fin de la première phrase de l'article L. 315-2, les mots : « en aval d'un même poste public de transformation d'électricité de moyenne en basse tension » » sont remplacés par les mots : « sur le réseau basse tension et respectent les critères, notamment de proximité géographique, fixés par arrêté du ministre chargé de l'énergie, après avis de la Commission de régulation de l'énergie » ;(...) II. - Avant le 31 décembre 2023, le ministère chargé de l'énergie et la Commission de régulation de l'énergie dressent un bilan de l'expérimentation ».

Tant que la part de la production d'énergie éolienne ou solaire dans la production totale d'électricité reste modeste, sa consommation au niveau local modifie peu le système ; mais lorsqu'elle atteint un niveau significatif, elle a un impact croissant sur les réseaux et sur le prix de l'électricité. Par ailleurs, l'intégration au réseau d'un volume important de production photovoltaïque entraîne des coûts supplémentaires.

Le programme Intelligent Energy Europe de la Commission européenne a lancé, avec des partenaires comprenant l'EPIA – European Photovoltaic Industry Association, des constructeurs de centrales solaires (Enel Gren Power, EDF Énergies Nouvelles), des organismes publics (Italie : Gestore dei Servizi Energetici – GSE S.p.A., Espagne : Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía - IDAE), des centres de recherches universitaires (Technische Universität Wien, Technical University of Crete), des consultants, etc., un projet "PV Parity" visant à proposer aux décideurs politiques nationaux de 11 pays de l’Union européenne (l’Autriche, la Belgique, la République tchèque, la France, l’Allemagne, la Grèce, l’Italie, les Pays-Bas, le Portugal, l’Espagne et le Royaume-Uni) des rapports traitant de la « définition de la compétitivité du secteur photovoltaïque et de mesures d'accompagnement pour l'amener à la parité réseau et au-delà »[21].

Le projet a conclu ses travaux en novembre 2013 par un rapport concluant que « le photovoltaïque (PV) évolue de plus en plus d’un marché d’investisseurs vers un marché de consommateurs responsables. Ceci s’explique par le passage d’un marché basé sur les feed-in-tariff vers des mécanismes de soutien centrés autour de l’autoconsommation ». L’auto-consommation, quand elle est favorisée par des mécanismes bien conçus, peut être une source de réduction du coût des systèmes de soutien. L’amélioration de l’auto-consommation implique différents types de mesures, telles qu’une meilleure adaptation de la taille des installations au besoin, la mise en place de système de gestion de la demande ou bien le stockage décentralisé. Le cadre réglementaire favorisant l’autoconsommation doit assurer une rémunération équitable pour les propriétaires de systèmes PV tout en garantissant le financement des opérateurs de réseaux, puisque la réduction des factures d'électricité due à l'auto-consommation conduit à une baisse des revenus pour les opérateurs de réseaux et les organismes publics[22].

• [PDF]Solaire Photovoltaïque : quelles réalités pour 2020 ? Les Etats Généraux du solaire photovoltaïque - Synthèse développée (octobre 2011), sur le site Photovoltaïque info consulté le 27 décembre 2013.

• (en) [PDF]Solar photovoltaics competing in the energy sector - On the road to competitiveness, sur le site Photovoltaïque info consulté le 27 décembre 2013.

• Autres références