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Faut-il encourager l’autoconsommation d’électricité photovoltaïque ?

Jacques PERCEBOIS - Professeur Emérite à l’Université de Montpellier - Directeur du CREDEN

L’autoconsommation d’énergie renouvelable et en particulier le photovoltaïque est un sujet sensible à la fois pour le producteur/consommateur mais également pour la collectivité. Des effets pervers peuvent apparaitre si l’on n’y prend pas garde. Seules des approches micro et macroéconomiques nous donneront une réponse équilibrée, juste et économiquement viable pour tout le monde.


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Promotion des EnR et effet pervers

La promotion des énergies renouvelables telles que le photovoltaïque et l’éolien s’est faite au sein de l’Union européenne principalement par le biais du mécanisme des prix d’achat garantis (feed-in tariffs ou FIT). L’électricité injectée sur le réseau est achetée par l’opérateur historique (EDF en France) à un prix rémunérateur fixé par les pouvoirs publics pour une période de l’ordre de quinze à vingt ans. Ce prix est très supérieur au prix de l’électricité observé sur le marché de gros, pour tenir compte du coût élevé de ces énergies dont le seuil de compétitivité n’est pas encore atteint. Le surcoût entre ce prix garanti et le prix du marché de gros est mutualisé sur l’ensemble des consommateurs d’électricité via une sorte de taxe (la CSPE en France, pour contribution au service public de l’électricité). Ce mécanisme a indiscutablement favorisé le développement de ces énergies renouvelables mais il a aussi engendré des effets pervers…

Dans un contexte où la demande d’électricité est stagnante du fait de la crise économique et des mesures d’efficacité énergétique, cette offre d’électricité rémunérée hors marché est injectée à coût nul sur le marché de gros, ce qui fait baisser le prix du marché. On dit que cette électricité participe aux enchères à coût marginal nul et cela conduit parfois à des prix de marché négatifs. Le prix de gros chute mais le prix TTC payé par le consommateur final domestique qui achète son électricité au tarif réglementé de vente (TRV) s’accroît puisqu’il faut ajouter la CSPE qui augmente au fur et à mesure que le prix de gros baisse. Seuls les consommateurs en offre de marché, qui achètent leur électricité à un prix contractuel indexé sur le prix de gros, sont gagnants. Pour limiter cet effet pervers les pays abandonnent aujourd’hui dans leur majorité le mécanisme des FIT et privilégient celui des FIP (feed-in premium) : l’électricité renouvelable est vendue au prix du marché mais son producteur bénéficie d’une prime complémentaire qui lui permet de faire face aux surcoûts  (prime par MWh injecté ou par MW installé). C’est la nouvelle politique suivie en Allemagne depuis 2014 mais également prévue en France dans le cadre de la loi de transition énergétique (le FIT se subsistera que pour les installations de faible puissance).
Deux autres solutions sont possibles : encourager le stockage, notamment sous forme de gaz (principe du « power to gas »), mais ces type de stockages n’ont  pas atteint le seuil de compétitivité, ou encourager l’autoconsommation, ce qui limite les injections sur le marché.


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Encourager en premier lieu l’autoconsommation

Promouvoir l’autoconsommation de l’énergie renouvelable produite paraît logique dès lors que la technologie se rapproche du seuil de compétitivité par rapport aux technologies alternatives, ce qui est le cas du fait de la forte baisse des coûts de production ces dernières années, notamment pour les cellules photovoltaïques. Il existe un seuil où il devient plus avantageux de produire son électricité et de la consommer soi-même plutôt que de s’approvisionner sur le réseau en payant le prix du marché et le tarif d’acheminement (TURPE = Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics d'Electricité). Certes le producteur d’électricité renouvelable ne pourra pas compter sur sa seule production d’électricité pour satisfaire tous ses besoins, du fait de l’intermittence, et il lui faudra en général demeurer connecté au réseau public pour les périodes où cette production sera défaillante.

L’intérêt c’est le « coût évité » au niveau de la facture d’électricité pour ce consommateur ; c’est aussi la possibilité de vendre son surplus d’électricité au prix du marché lorsqu’il n’en a pas l’usage et dans certains cas c’est aussi la possibilité d’obtenir une prime supplémentaire (fixée par les pouvoirs publics pour encourager l’autoconsommation). Mais cette solution peut aussi générer des « coûts collectifs » pour le système électrique dans son ensemble. Cette solution est néanmoins encouragée par la Commission européenne qui souhaite réduire et encadrer fortement les aides d’Etat.


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Approche microéconomique

Lorsque le coût de production du kWh photovoltaïque est égal au coût de production augmenté du coût d’acheminement du kWh classique acheté sur le réseau, on parle de « parité réseau ». On parle de « parité marché » lorsque le coût de production de ce kWh PV sera égal au coût de production moyen d’un kWh classique sortie centrale. La « parité réseau » est donc plus facile à obtenir que la « parité marché » et c’est  aujourd’hui l’objectif recherché par beaucoup de pays.

Pour inciter au développement de l’autoconsommation deux mécanismes sont en général retenus :
1. Le « net-metering » ; le producteur (consommateur) reçoit un crédit pour chaque kWh qu’il produit en sus de sa consommation propre et qu’il injecte sur le réseau. Au terme de la période de facturation on dresse le bilan de sa production et de sa consommation d’électricité : si la consommation est supérieure à la production injectée, le consommateur paie le solde des kWh consommés ; dans le cas contraire les crédits obtenus pour les kWh injectés sont reportés à la période suivante. Le kWh injecté est donc valorisé à hauteur du kWh acheté au réseau et le prix de valorisation peut tenir compte de la période d’injection si la tarification du kWh varie selon les heures et les périodes.  Le producteur/consommateur d’électricité photovoltaïque est indifférent dans ce cas à consommer lui-même ou à injecter sa production sur le réseau puisque le prix est le même dans les deux cas : le kWh produit et injecté a la même valeur que le kWh acheté sur le réseau. A noter que lors des injections le producteur ne paie pas les coûts du réseau alors qu’il l’utilise.

2. Un bonus au kWh autoconsommé ; chaque kWh autoconsommé donne droit à un bonus tandis que les kWh injectés sur le réseau sont rémunérés à un tarif spécifique moins avantageux mais généralement supérieur au prix du marché de gros. La prime est supérieure pour le kWh autoconsommé à ce qu’elle est pour le kWh injecté. Ce système a été introduit en Allemagne en 2009 pour dissuader les producteurs d’injecter trop de photovoltaïque sur le réseau mais le bonus  été supprimé en 2012 une fois la « parité réseau » atteinte. Les kWh injectés peuvent également être rémunérés au prix du marché de gros, ce qui sera en général moins avantageux pour le producteur de PV.

L’autoconsommation permet de réduire les pointes électriques si la production d’électricité photovoltaïque coïncide avec une forte demande d’électricité adressée au réseau. C’est le cas en Californie car l’ensoleillement maximum coïncide avec la pointe électrique pour les usages liés à la climatisation ; ce n’est pas le cas en France, comme le montre le schéma ci-après car la pointe électrique se situe en hiver le soir pour les besoins du chauffage électrique alors que l’ensoleillement maximal se situe en été en milieu de journée. L’idéal est donc de favoriser le développement de la production décentralisée de PV pour les agents économiques dont la courbe de production est synchrone avec celle de leur consommation.

Profil de consommation d’un particulier français en hiver et en été avec chauffage électrique s’il recourt à une petite installation photovoltaïque (source ErDF)

Une prime affectée aux seuls kWh produits et autoconsommés peut néanmoins avoir des effets pervers : cela risque d’inciter à des comportements déviants puisque le producteur peut avoir intérêt à accroître sa consommation d’électricité dans le seul but de récupérer la prime. Une prime affectée aux seuls kWh injectés sur le réseau n’encouragerait pas l’autoconsommation, donc le but recherché ne serait pas atteint, sauf si le coût de production de l’électricité autoconsommée est sensiblement moins élevé que le prix du kWh acheté sur le réseau.


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Approche macroéconomique

Si l’on considère le système électrique interconnecté dans son ensemble, l’autoconsommation présente des avantages et des inconvénients. Le développement de l’autoconsommation peut certes permettre  de réduire la pointe électrique ou de supprimer certaines congestions sur le réseau de distribution et cela permet de différer le renforcement des réseaux.  Mais il faut également tenir compte de coûts pour la collectivité. L’autoconsommation constitue un manque à gagner pour le gestionnaire de réseau de distribution. Les péages d’accès au réseau sont pour l’essentiel (60 à 70%) facturés en fonction de l’énergie soutirée et non pas de la puissance souscrite par le consommateur final. Cela signifie que ce sont les autres consommateurs, ceux qui sont raccordés au réseau sans recourir à l’autoconsommation,  qui devront financer ces coûts de réseau. Il y aura transfert de la charge vers les clients qui n’auront pas la possibilité d‘investir dans des énergies renouvelables. Cet effet pervers n’est pas intrinsèquement imputable au développement des EnR mais beaucoup plus à une tarification inadéquate de l’accès au réseau. La structure du TURPE doit être revue et il faut faire une part plus grande à la tarification à la puissance plutôt qu’à l’énergie transitée. A cela s’ajoute le fait que l’autoconsommation ne supporte pas non plus en général la CSPE, laquelle devra être reportée sur les autres consommateurs !

L’autoconsommation demeure  néanmoins une solution vertueuse car elle permet au consommateur de devenir un « acteur » du système électrique et de prendre conscience de sa consommation réelle puisqu’il connait le suivi de ce qu’il injecte et soutire ; le développement des réseaux  communicants va d’ailleurs aider à mieux connaître les profils de consommation. C’est un système qui a du sens dans des zones  où cela permet d’économiser des coûts de renforcement du réseau (à fortiori dans les zones non interconnectées ZNI). Cela incite au développement des énergies renouvelables et permet de réduire les émissions de CO2 lorsque cette électricité se substitue à de l’électricité thermique produite avec du charbon, du fioul ou du gaz naturel. Il est fort probable que l’autoconsommation se développera en France d’abord dans les zones non interconnectées (ZNI) ou dans des zones isolées.

On peut aussi essayer de favoriser le foisonnement des usages en privilégiant certains ilots urbains : le regroupement de plusieurs habitats permet de mieux équilibrer l’adéquation entre l’offre et la demande d’électricité. Certaines collectivités territoriales semblent également intéressées par des expériences d’autoconsommation surtout si le développement des réseaux intelligents permet de mieux gérer l’intermittence.
Ce sera plus difficile pour les industriels qui ont besoin d’un approvisionnement électrique d’une qualité constante, qui exigent de fortes puissances installées et qui sont très sensibles à tout risque de défaillance dans l’approvisionnement électrique.

La pénétration de l’autoconsommation se fera de façon différente selon les pays européens car les contraintes n’y sont pas les mêmes : elle sera sans doute plus rapide dans les pays où la production décentralisée est déjà grande (l’Allemagne) et plus lente dans les pays où la tradition des réseaux centralisés est historiquement plus forte (la France).


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Aider au stockage de l’électricité

Production d’électricité par sources d’énergie au sein de l’Union européenne à l’horizon 2040 (source World Energy Outlook, IEA, 2014 page 232)

Une solution pour encourager cette autoconsommation est d’aider au stockage de l’électricité. Des efforts de recherche doivent encore être faits dans ce domaine. C’est là que se situe le nœud du problème si l’on veut atteindre les objectifs ambitieux que la Commission européenne s’est donnés (cf le graphique ci-avant). La possibilité de stocker l’électricité de façon économique sera sans doute le principal déclencheur du développement à grande échelle de l’autoconsommation.


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Conclusion

La politique de promotion de l’autoconsommation doit, de toutes les façons, être associée à une réforme de la politique tarifaire au niveau du TURPE. Dans tous les cas de figures il ne faut pas perdre de vue que certains déplacements de charge liés à l’autoconsommation seront collectivement bénéfiques alors que d’autres ne le seront pas. Les réseaux électriques interconnectés et centralisés conservent leurs vertus mais ils devront composer de plus en plus avec l’émergence de productions décentralisées complémentaires et destinées en priorité à l’autoconsommation.


Références bibliographiques

CRE (Commission de Régulation de l’Energie) « Coûts et rentabilité des énergies renouvelables en France métropolitaine », Paris, avril 2014 (62 pages)
Téléchargez le rapport

SER (Syndicat des Energies Renouvelables) et SOLER (Groupement des Professionnels du Solaire Photovoltaïque) « Recommandations relatives à l’autoconsommation de l’énergie photovoltaïque », Paris, juin 2014 (19 pages)
Téléchargez le rapport

Hansen J.P. et Percebois J. « Energie : économie et politiques », Préface de M Boiteux et avant-propos de J Tirole, Editions de Boeck (2ème édition), Bruxelles et Paris, mai 2015 (830 pages)
Energie : économie et politiques

Par Jacques PERCEBOIS
Professeur Emérite à l’Université de Montpellier - Directeur du CREDEN

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