Parité réseau

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La Parité réseau est un concept selon lequel les énergies renouvelables électriques pourraient se passer de subventions dès lors que leur prix s'abaisse au-dessous de celui du marché de détail de l'électricité ; ce concept est fortement mis en avant par les syndicats professionnels des énergies renouvelables de réseau (surtout ceux du solaire photovoltaïque) .

Ceci n'est exact que pour la part de ces productions qui peut être consommée sur place, part minoritaire (environ 20 % selon l’Institut de recherche en économie écologique de Berlin) étant donnée leur irrégularité ; l'excédent continue à être vendu aux fournisseurs d'énergie ; comme elles n'ont qu'une valeur largement inférieure à celle des sources d'électricité modulables, les subventions restent nécessaires pour écouler ces excédents.

D'une façon générale, la question de la parité réseau ne se pose pas de la même façon selon les caractéristiques des installations (taille, localisation géographique, proximité du réseau).

Définition de la parité réseau[modifier | modifier le code]

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].

Le concept de parité réseau est surtout mis en avant par les professionnels du photovoltaïque, du fait de la baisse rapide de leurs coûts. Les professionnels de l'éolien, dont les coûts de production sont plutôt en hausse, surtout si l'on prend en compte l'éolien offshore, restent prudents sur ce point. Le rapport prospectif publié en 2011 par leur association européenne l'EWEA (European Wind Energy Association) fournit un graphique faisant apparaître une forte hausse des coûts d'investissement par kW éolien de 2000 à 2010 : environ + 30 % pour l'éolien terrestre (avec une stabilisation depuis 2008) et près de 100 % pour l'offshore[1] ; il fait des hypothèse de baisses futures, mais rien ne prouve qu'elles se réaliseront. Par ailleurs, l'éolien étant une énergie industrielle produite par des installations de grande taille, et l'irrégularité de sa production rendant impossible son utilisation locale, la comparaison de son coût avec les prix de vente des fournisseurs n'a pas de sens, et ses promoteurs eux-mêmes la comparent uniquement au prix de gros du marché ou aux prix de revient des autres énergies[2].

Différences selon la taille de l'installation[modifier | modifier le code]

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 dé 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 solaire 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 2500 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].

Prix à la production et prix de vente au consommateur[modifier | modifier le code]

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.

C'est bien parce que le prix de revient de la production solaire ou éolienne est largement supérieur à celui des moyens de production dominants que 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, on peut supposer que le producteur pourra consommer lui-même la majeure partie de sa production, auquel cas l'économie d'achat à son fournisseur d'électricité aura bien pour valeur le prix de vente habituel de ce fournisseur ; cela suppose toutefois que sa production soit la plupart du temps inférieure ou égale à sa consommation (sinon, il vendra son surplus à bas prix) et que le volume global de ce type d'auto-consommation reste très minoritaire dans la consommation globale d'électricité du pays, sans quoi une hausse des prix de l'électricité serait inévitable (cf plus bas).

Au-delà de la parité réseau, une deuxième étape dans la sortie des systèmes de subvention sera atteinte lorsque les coûts du photovoltaïque deviendront inférieurs aux prix de ventes des fournisseurs d'électricité diminués des coûts du réseau basse tension : à ce moment-là, il deviendra intéressant pour ces fournisseurs d'acheter les excédents des producteurs solaires locaux pour alimenter leurs voisins ; cela ne sera possible que pour la tranche de production qui excède l'autoconsommation desdits producteurs solaires sans excéder les besoins du quartier ; mais cela libèrera des subventions une nouvelle tranche de la production solaire. Il convient cependant de rappeler qu'en 2012 déjà, l'Allemagne exportait des excédents solaires chaque jour en été, pendant les heures où le soleil est au zénith ; le solaire ne peut donc plus être considéré seulement comme une énergie décentralisée[3].

Parité réseau et autonomie énergétique[modifier | modifier le code]

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)[4], 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 1000 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. A 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 1000 €/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[5]. 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).

La parité réseau ne permettra donc d'éliminer les subventions que pour 20 à 40 % de la production photovoltaïque (probablement plus dans le sud). La part de la production qui ne peut pas être autoconsommée continuera à être vendue sur le réseau, à des tarifs subventionnés comme actuellement, étant donné que les prix du marché sont de très loin inférieurs au coût du photovoltaïque (et le seront probablement encore bien au-delà des années 2020) ; dans les régions les plus méridionales de l'Europe cependant, grâce au rendement plus élevé de cette production et à sa bonne corrélation avec les pointes de demande, sa commercialisation pourra se faire au prix de marché de la pointe pendant une part importante des heures de production, ce qui permettra d'atteindre plus tôt la véritable compétitivité.

Un choix politique permettrait alors de réduire fortement les subventions : il suffirait de supprimer l'obligation d'achat pour les installations d'une puissance inférieure à un seuil correspondant aux installations en toiture de taille moyenne ; les particuliers et professionnels dimensionneraient alors leurs installations de façon à produire seulement l'électricité qu'ils peuvent consommer sur place ; les installations de grandes tailles, dont le coût de production est beaucoup plus bas, pourraient se contenter de subventions modérées ou même, dans le sud, vendre au prix du marché.

Les consommateurs auront 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.

Impacts de la parité réseau et de la consommation locale de l'énergie renouvelable produite[modifier | modifier le code]

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 entraine des coûts supplémentaires.

Moindre utilisation des réseaux et accroissement des investissements réseaux[modifier | modifier le code]

L'utilisation au niveau local de l'énergie renouvelable produite abaisse le taux d'utilisation des réseaux, puisqu'elle se substitue à l'électricité produite par les centrales nucléaires, hydrauliques et thermiques fossiles et livrée via les réseaux.

Mais elle ne diminue pas (ou très peu) le besoin de capacité réseau, étant donné le caractère intermittent de la production éolienne ou solaire : ces productions passant souvent par des minimas proches de zéro, la garantie de fourniture électrique exige le maintien de réseaux capables de fournir la totalité de la demande de pointe.

Elle va même accroître les besoins de réseaux pour évacuer les excédents de production électrique solaire, en particulier dans les régions méridionales : ERdF estime qu'il faudra investir 100 Md€ d'ici à 2030[6].

Augmentation des coûts de l'électricité[modifier | modifier le code]

Il en résultera que le coût des réseaux (investissement et entretien) restera le même, mais devra être réparti sur un nombre plus faible de kWh vendus ; le prix de l'électricité augmentera donc inéluctablement dans sa composante réseau[E 1] ; quant à sa composante production d'électricité, elle augmentera également, mais dans des proportions moindres, car seule la partie investissement restera inchangée et devra être répartie sur un nombre plus faible de kWh ; la partie combustibles et la majeure partie de l'entretien sont proportionnelles aux kWh produits.

De ce fait, les consommateurs d'électricité seront contraints de payer le coût de l'intermittence des productions éoliennes et solaires.

Coûts d'intégration au réseau[modifier | modifier le code]

Une étude publiée en septembre 2013 par une équipe de l'Imperial College London évalue les coûts d'intégration au réseau de la production d'électricité photovoltaïque en Europe : elle met en évidence que ces coûts seront relativement modestes dans les pays du sud, mais beaucoup plus importants dans les pays du nord ; les principaux coûts seront ceux de la garantie de puissance (moyens de production nécessaires pour compenser l'intermittence du solaire) : environ 14,5 €/MWh en Europe du nord, presque rien en Europe du Sud (Italie, Grèce) lorsque la pointe de consommation coïncide avec celle de la production photovoltaïque (climatisation, etc) ; ensuite viennent les coûts de renforcement des réseaux de distribution (environ 9 €/MWh en 2030) ; les coûts de transport seront modestes : de 0,5 €/MWh en 2020 à 2,8 €/MWh en 2030 ; enfin, les coûts d'équilibrage (renforcement de la réserve tournante dû à la marge d'incertitude plus élevée sur la production solaire) sont estimés à 1 €/MWh en 2030 ; à l'inverse, la production photovoltaïque injectée sur les réseaux de distribution tendra à réduire les pertes sur les réseaux de distribution, économisant 2,5 €/MWh à 5,6 €/MWh, mais au-delà d'une pénétration de 10 % du photovoltaïque, cette tendance s'inversera[7].

Données chiffrées[modifier | modifier le code]

Baisse des coûts de production[modifier | modifier le code]

Prix des systèmes photovoltaïques en Allemagne (toitures, < 100kW, en € par Wcrête, hors taxes).
Évolution des tarifs d'achat de l'électricité photovoltaïque en France
source données : Commission de régulation de l'énergie.

Le premier graphique présente la baisse des coûts d'investissement pour les systèmes photovoltaïques en toiture en Allemagne.

Le deuxième fournit une approximation de la baisse des coûts complets du photovoltaïque en France à travers celle des tarifs d'achat du solaire photovoltaïque par les fournisseurs d'électricité, fixés chaque trimestre par la Commission de régulation de l'énergie : en 2 ans et demi, le tarif pour les particuliers (<9 kW, intégration au bâti) a baissé de 37,3 % et celui qui s'applique aux installations à intégration simplifiée au bâti, hors résidentiel (<36 kW) de 52,1 %.

En comparaison de ces tarifs, voici les prix pratiqués au 2e semestre 2013 :

  • ménages (2500 à 5000 kWh) : 15,89 c€/kWh TTC (source : Eurostat[8]) ;
  • professionnels (< 20 MWh) : 16,36 c€/kWh TTC (source : Eurostat[8]) ;
  • petits industriels ( 20 à 500 MWh) : 13,21 c€/kWh TTC (source : Eurostat[8]) ;
  • prix de gros sur le marché : 4 à 5 c€/kWh (fourchette années 2010-2013).

La parité réseau est encore lointaine, sauf semble-t-il sur le segment "professionnels". Mais dans les sites les plus favorables du sud de la France, pour des installations très optimisées, elle est proche.

Prévisions sur les dates d'atteinte de la parité réseau[modifier | modifier le code]

Prévision de prix du kWh photovoltaïque (LCOE= prix complet actualisé) en Europe
source : EPIA 2011[E 2]

Selon les professionnels, en supposant que le prix de l'électricité au détail augmentera de 5 % par an et celui du marché de gros de 4 % par an, et que le coût de production du kWh photovoltaïque continuera à baisser selon la tendance observée jusqu'ici (division par deux de 2010 à 2020 selon l'EPIA[E 3]), la parité réseau serait atteinte en France :

  • pour les toitures résidentielles : en 2016 au sud de la France, en 2019 au nord[P 3] ;
  • pour les toitures professionnelles : parité avec le tarif professionnel EDF : en 2017 au sud, en 2020 au nord ; parité avec le prix de gros : 2020 au sud, 2024 au nord[P 4] ;
  • pour les centrales au sol : parité avec le prix de gros en 2018 au sud, 2021 au nord[P 4].

Une étude publiée en septembre 2011 par l'EPIA (European Photovoltaic Industry Association)[E 4] prévoit la parité réseau :

  • dans le segment résidentiel (3 kW) : en 2015 en Italie, 2016 en France, 2017 en Espagne et en Allemagne, 2019 au Royaume-Uni ;
  • dans le segment commercial (100 kW) : en 2013 en Italie, 2014 en Espagne, 2017 en Allemagne et au Royaume-Uni, 2018 en France ;
  • dans le segment industriel (500 kW) : en 2014 en Italie, 2017 en Espagne, 2019 en Allemagne, au Royaume-Uni et en France.

Ces dates dépendent beaucoup des tarifs d'électricité qui sont beaucoup plus élevés en Allemagne et en Italie qu'en France. Par ailleurs, l'Espagne et l'Italie bénéficient de potentiels beaucoup plus avantageux en terme d'ensoleillement. Cependant, cette étude a adopté des hypothèses excessivement optimistes sur certains points : par exemple, elle suppose que les excédents de production photovoltaïque par rapport à la consommation locale seront commercialisés au coût moyen de la période de pointe[E 5], ce qui ne correspond pas à la réalité : la production solaire est certes maximale pendant des heures de pointe, mais en été pour l'essentiel, alors que les prix de la pointe sont beaucoup moins élevés qu'en hiver.

Annonces sur l'avènement local de la parité réseau[modifier | modifier le code]

Divers articles ont annoncé que la parité réseau est atteinte dans des zones particulièrement bien dotées en potentiel solaire ou affectées de tarifs électriques élevés :

  • un rapport consacré au solaire du département de recherche sur les marchés de la Deutsche Bank, paru le 6 janvier 2014, donne une liste de 19 marchés ayant atteint la parité réseau : il s'agit surtout de marchés résidentiels (particuliers) : Californie, Italie, Allemagne, Grèce, Espagne, Chili, Japon, Mexique, Chili, Afrique du sud, Israël, Thaïlande, Australie, Turquie ; mais la parité réseau est aussi atteinte par les consommateurs industriels de Chine, d'Allemagne, d'Italie, de Grèce, du Mexique ; l'écart entre tarif électricité et coût solaire est particulièrement élevé en Italie, en Grèce, au Chili et au Japon[9].
  • en Allemagne : depuis avril 2012, le coût de l'électricité produite par les nouvelles installations photovoltaïques est inférieur à tous les tarifs résidentiels de l'électricité du réseau ; en août 2013, il est de 10,25 à 14,80 c€/kWh (tarif d'achat réglementé) au lieu de 24,42 à 40,28 c€/kWh ttc (tarif réseau moyen selon consommation d'après Eurostat database[8]) et les tarifs d'achat de l'électricité produite par des installations de 10 kWc et plus (surface > 80 m2) sont inférieurs (10,25 à 14,04 c€/kWh) au tarif industriel moyen de l'électricité du réseau (17,27 c€/kWh pour 500 à 2000 MWh par an)[10]. Le gouvernement allemand a donc décidé de supprimer, à partir du 1er janvier 2014, la prime à l’autoconsommation devenue inutile[5].
  • en Espagne : Bloomberg a annoncé fin 2012 que plusieurs développeurs ont déposé des demandes de permis pour connecter au réseau espagnol des projets géants (150 à 500 MW chacun) de centrales solaires dont la production serait vendue au prix du marché ; l'auteur de l'article précise cependant que ceci est dû à l'effondrement des prix des modules photovoltaïques causé par la surcapacité actuelle (les prix ont baissé des 2/3 en 2 ans du fait d'une offre supérieure au double de la demande), et qu'à long terme le défi ne sera plus le coût, mais la difficulté d'intégrer au réseau une énergie intermittente[11] ; Conergy a déjà réalisé 56 installations solaires de petite taille (1 MW au total) dont la production est consommée sur place, son prix de revient étant inférieur au prix local de l'électricité ; le premier de ces projets est un restaurant de Barcelone qui réduit ainsi sa facture d'électricité d'un cinquième grâce aux panneaux solaires installés sur son toit[12] ; un article publié en Italie en mars 2012 étudie le cas de l'Espagne et note que le principal obstacle au développement du photovoltaïque sans subvention est l'absence de système de comptage réseau permettant au propriétaire d'installation photovoltaïque de gérer ses excédents vendus sur le réseau ; un décret est en préparation pour résoudre ce problème[13] ;
  • en Italie : le tarif d'achat réglementé de l'électricité photovoltaïque était au 2ème semestre 2013 de 15,7 c€/kWh[10] alors que le prix moyen ttc de l'électricité à usage résidentiel était au 1er semestre 2013 de 19,59 c€/kWh pour une consommation de 1000 à 2500 kWh/an (Source : Eurostat database[8]).
  • en Inde et en Italie : selon un rapport publié par la Deutsche Bank en avril 2013, l'Inde et l'Italie ont atteint la parité réseau, et devraient être bientôt suivies par les États-Unis, la Chine, l'Espagne, l'Allemagne et le Royaume-Uni[14] ;
  • Shi Zhengrong, PDG de Suntech Power, a déclaré en février 2012 à Davos que la parité réseau était déjà atteinte en Inde, à Hawaii, en Italie et en Espagne et le serait « dans la moitié du monde » en 2015[15] ; son entreprise s'est déclarée en faillite un an plus tard...
  • en France : Eric Vincent (GDF Suez) déclare en juin 2013 : « La parité réseau, nous y sommes déjà dans certaines régions »[6]. Pour l'éolien, le Syndicat des énergies renouvelables (SER) annonce dans une plaquette intitulée "Ambition Éolien 2012" que « le coût du MWh électrique d’origine éolienne est aujourd’hui de l’ordre de 69 €/MWh. À comparer aux 54,6 €/MWh constatés sur les marchés de l’électricité en moyenne ou bien encore aux 70 à 90 €/MWh annoncés pour l’EPR de Flamanville »[16].

Projet européen PV Parity[modifier | modifier le code]

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 »[17].

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[18].

Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. a et b p. 4
  2. a et b p. 5
  3. p. 6
  4. a et b p. 7
  1. p. 23
  2. p. 17
  3. p. 4
  4. p. 7
  5. p. 22
  • Autres références
  1. (en)Pure Power 2011, sur le site de l'EWEA consulté le 27 décembre 2013.
  2. Le financement de l’électricité éolienne, sur le site du Syndicat des énergies renouvelables consulté le 27 décembre 2013.
  3. Schéma décennal de développement du réseau de transport d’électricité 2012 (Synthèse) (voir graphique page 7), site de RTE consulté le 21 janvier 2014.
  4. (de)Effekte von Eigenverbrauch und Netzparität bei der Photovoltaik, sur le site de l'IÖW consulté le 29 décembre 2013.
  5. a et b L’autoconsommation, sur le site Photovoltaïque.info consulté le 29 décembre 2013.
  6. a et b Photovoltaïque : les enjeux économiques de la parité réseau, sur le site Batiactu consulté le 29 décembre 2013.
  7. (en) Grid Integration Cost of PhotoVoltaic Power Generation, sur le site PVParity consulté le 27 décembre 2013.
  8. a, b, c, d et e Base de données - Energie, site Eurostat consulté le 24 juin 2014.
  9. (en)2014 Outlook: Let the Second Gold Rush Begin, site Qualenergia consulté le 24 janvier 2014.
  10. a et b Parité réseau pour l'électricité photovoltaïque, sur le site Energeia consulté le 29 décembre 2013.
  11. (en) Solar Grid Parity Comes to Spain, sur le site Forbes consulté le 27 décembre 2013.
  12. (en) Conergy wins Intersolar Award for innovative grid parity project in Spain, sur le site de Conergy consulté le 27 décembre 2013.
  13. (it)Parità di rete e di generazione. Il caso della Spagna, sur le site QualEnergia consulté le 27 décembre 2013.
  14. (en) German bank reports solar power cost in India and Italy has reached grid parity, site Technology.org consulté le 27 décembre 2013.
  15. (en) China’s visible solar power success, sur le site Market Watch du wall Street Journal consulté le 27 décembre 2013.
  16. Ambition Éolien 2012 - L’énergie éolienne : renouvelable, compétitive et créatrice d’emplois, site du SER consulté le 29 décembre 2013.
  17. projet PV PARITY, site du projet PV PARITY.
  18. Communiqué de presse : Le Photovoltaïque évolue d’un marché adapté aux investisseurs vers un marché adapté aux consommateurs responsables, projet PV PARITY, 27 novembre 2013.

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]