[Tribune] La seule référence à un prix de marché de l'électricité est inadaptée pour poursuivre l'implantation de PV en France – PV magazine

La raréfaction du foncier disponible pour le PV, l’incertitude des prix de gros de l’électricité et la perspective de la loi Climat-résilience mènent à pousser la réflexion sur l’autoconsommation collective. Cette tribune propose une ouverture sur les opportunités du solaire dans une perspective de développement lié à la compréhension des usages énergétiques et à la mise en place d’une répartition optimisée de la production dans les communautés énergétiques.
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Rappelons en quelques mots que le prix de gros de l’électricité pour les contrats de court terme est déterminé en fonction de « l’ordre de mérite » du coût marginal de production, soit le coût du dernier kWh produit pour satisfaire la demande. Lorsque la demande est faible, la production de base (nucléaire, PV renouvelable, l’éolien renouvelable) suffit à y répondre. En cas de forte demande (ou de pénurie nucléaire par exemple), les producteurs démarrent des centrales électriques assurant une production pilotable. Le renouvelable n’étant pas pilotable, il est introduit dans le marché en priorité sans que la valeur du tarif de rachat ne soit utile à « l’ordre de mérite ». La logique est aussi pécuniaire puisque le coût marginal de production de EnR est proche de zéro, les rayonnements solaires et le vent ne coûtant rien, contrairement au gaz ou au fonctionnement d’une centrale nucléaire.
Afin d’initier le déploiement des productions photovoltaïques, les pouvoirs publics ont fixé des tarifs de rachat de l’énergie produite (de 600 €/MWh en 2011 à 110 €/kWh au 3ème trimestre 2022). Ces prix sont, par définition, décorrélés du marché de l’électricité mais se rapprochent progressivement du prix de gros. Si cette approche a permis de commencer à développer un parc photovoltaïque en France et dans beaucoup d’autres pays, elle introduit des biais de plus en plus criants dont on va mesurer progressivement les conséquences.
Aujourd’hui, le foncier disponible pour développer des projets photovoltaïques est de plus en plus limité. En effet, les surfaces aisément accessibles à des productions photovoltaïques ont déjà été exploitées car elles offraient la meilleure rentabilité immédiate. Au début du déploiement du photovoltaïque en France, on a ainsi vu fleurir des hangars agricoles (parfois restés inoccupés) à proximité des réseaux BT, puis des champs photovoltaïques de plusieurs hectares qui permettaient de couvrir les coûts de raccordement HTA … souvent au détriment des surfaces agricoles, mais là aussi, ces « ressources » en surfaces accessibles se raréfient. Par ailleurs, la loi Climat-résilience va légitimement et au regard de la non-artificialisation des sols, réduire encore les surfaces disponibles.
Pour remplir la double promesse de la loi climat résilience (Zéro Emissions Nettes, Zéro Artificialisation Nette) il va donc falloir désormais prendre en compte le « Zéro Artificialisation Nette » (ZAN). S’appuyant en principe sur des surfaces déjà artificialisées, l’autoconsommation individuelle ou collective devrait, en toute cohérence, devenir la principale voie de déploiement du photovoltaïque de demain. Pour mémoire, il faut se rappeler que le taux d’autoconsommation collective est le rapport entre l’énergie autoconsommée et l’énergie produite, contrairement au taux d’autoproduction qui est le rapport entre l’énergie autoconsommée et les besoins électriques.

Pour que l’autoconsommation tienne sa promesse, encore faut-il que l’usage soit peu ou prou corrélé avec le profil de production, c’est-à-dire que la courbe de consommation se rapproche quotidiennement et annuellement du profil de production. Un usage annuel régulier, à l’instar de la production d’eau chaude sanitaire, est décorrélé de la production PV, notamment en raison du surplus de production en été et de l’insuffisance de la production en hiver.
Vingt ans après son apparition, le producteur photovoltaïque doit ainsi commencer à s’intéresser à son « vrai » marché : les usages de l’électricité au lieu de se contenter d’écouler sa production sur le réseau à un prix de rachat fixé par le régulateur. Or, si la prévision de production à partir d’énergie photovoltaïque est relativement fiable à 1 J+1, la connaissance des usages nécessite de disposer d’autant de modèles qu’il existe d’usages : un supermarché a un profil de consommation qui n’a rien à voir avec une usine ou avec un ensemble de bâtiments d’habitation. Si on veut pouvoir affecter majoritairement son énergie à un groupe d’usage, il faut que ces usages suivent plus ou moins la production.
Les producteurs photovoltaïques devront donc désormais consacrer plus d’énergie à la connaissance des usages plus qu’à la prévision de productible. A défaut, ils manqueront de projets dans les pays développés.
Il existe toutefois des options de flexibilité au niveau de la production solaire à explorer au niveau des usages. La dernière d’entre elles déployée à grande échelle consiste à stocker l’énergie dans des batteries sur un mode jour – nuit. Bien que le concept soit simple, il est souvent inutilement coûteux. S’intéresser aux usages va nécessiter de connaître les flexibilités des utilisateurs : déplacer l’heure de démarrage d’un cumulus est techniquement très simple, peu coûteux, et permet de caler l’usage sur l’offre.  C’est le même type d’approche pour le stockage du froid industriel : les procédés agro-alimentaires de conservation, par exemple, fonctionnent dans des plages de températures assez larges qui constituent une source de stockage (frigories) intéressante pour celui qui veut développer son activité.
Au travers de ces exemples, on comprend bien que les démarcheurs de hangars agricole PV ou les bureaux d’étude en charge des raccordements des années 2000 doivent laisser la place aux ingénieurs, frigoristes, professionnels du bâtiment, bureaux d’études solaires avant tout nouveau projet : plus de temps en amont, mais un couple offre/demande beaucoup plus résilient.
Le cadre juridique français de l’autoconsommation collective, fixé par la loi de février 2017 et décrite par les articles 215-2 et suivants du code de l’énergie permet à des usagers de fixer en commun les règles de répartition de l’énergie photovoltaïque produite collectivement. Ce cadre juridique permet d’aller très au-delà d’une répartition des productions PV au quantième. 
En effet, une équi-répartition de la production PV entre les membres d’une communauté d’autoconsommation est rarement satisfaisante : la maison occupée par un retraité n’a pas le même profil de consommation que celle de son voisin vacancier. Cette répartition statique conduit à ne pas tout autoconsommer. La clef dynamique (utilisant la blockchain et des « smart-contracts ») permet d’affecter la production solaire en fonction des consommations réelles. C’est un progrès très significatif pour accroître l’autoconsommation. L’étape nouvelle à franchir consiste à savoir déplacer les consommations en fonction de la valeur d’usage de l’énergie et de la puissance disponible au niveau de la production. L’exemple emblématique est celui des consommations des jours férié du mois d’août avec beaucoup de production et peu de consommations.   
 Pour maximiser la consommation d’énergie photovoltaïque produite localement, il faudra « déplacer » certains usages au moment du pic de production (des thermies ou des frigories). Il sera pertinent de lancer une production d’eau chaude vers midi quand on sait que cette eau sera utilisée le soir (par analyse des comportements de consommation) et que l’inertie thermique du ballon est suffisante. Les résidents équipés d’un ballon d’eau chaude thermodynamique très bien isolé valoriseront mieux l’énergie fatale de la production PV qu’une revente sur le marché. Un tel modèle permet de maximiser l’autoconsommation collective (en minimisant la fonction de prix d’achat global de l’énergie). A charge à la personne morale organisatrice de l’autoconsommation collective de calculer les clefs de répartition entre occupants.  

En synthèse, les participants à un système de production PV ont en effet en permanence le choix entre l’énergie de réseaux (dont le prix est fixé par le marché) et l’énergie solaire directe dont le prix de production marginal est nul. Une offre « à bien plaire » en fonction des contraintes et des caractéristiques de chacun devrait viser à minimiser le coût d’achat total d’énergie et de remboursement des charges de production pour la collectivité.  
 Le prix d’acheminement représentant en moyenne 35% de la facture payée par le consommateur individuel et les pertes en ligne de l’ordre de 10%, faisant des « circuits courts » du PV la solution la plus efficace au plan écologique (10% de perte, c’est aussi 10% d’empreinte carbone inutile) et économique puisque les tarifs d’autoconsommation collective ont un coût d’acheminement réduit.
On l’a compris, le « circuit court de l’électricité » suppose un profil de consommation favorable, avec des usages peu thermosensibles (une très bonne isolation des maisons par exemple), pilotables (la charge de véhicules électriques) et complémentaires : des locaux tertiaires, une zone d’activité par exemple, quand c’est possible avec des procédés liés à l’agriculture, souvent liés à consommations estivales. Ainsi, les territoires ruraux sont potentiellement avantagés pour voir se développer l’autoconsommation collective.  
S’il est relativement aisé d’obtenir un taux d’autoconsommation proche de 100% (il suffit de sous-dimensionner la production !), le « graal » est de développer l’autoproduction : c’est le rapport entre l’énergie autoconsommée et le besoin électrique. Pour atteindre un taux à 100%, il faudrait que la consommation suive strictement le profil de production : c’est le cas particulier du pompage au fil du soleil. Il y a bien sûr une voie à poursuivre dans ce sens car cette solution augmente la résilience de l’alimentation électrique et permet surtout de stabiliser (figer) le prix pendant une très longue période. Dans des pays développés et plus particulièrement en France, la résilience du réseau est très élevée. Elle est assurée par l’opérateur de réseau. On peut toutefois craindre que la recrudescence d’évènement climatiques (rappelons-nous de la tempête de 1999) vienne fragiliser localement l’alimentation électrique. Dans ce cas, l’autoproduction peut améliorer la résilience de l’alimentation électrique.  
La stabilité des prix de marché est évidemment beaucoup moins évidente à garantir. L’autoproduction collective, dès qu’elle est significativement élevée, apporte un facteur de stabilité pour le prix de l’électricité puisque les clients remboursent une dette constante pour payer leur production. C’est la principale raison d’encourager l’autoproduction collective. Outre la nécessité de rechercher des profils de consommation corrélés avec la production photovoltaïque, il faut ajouter des usages pilotables et accessibles économiquement. Au cas par cas, la microstep (station de pompage réversible, par analogie aux barrages qui stockent l’énergie en pompant l’eau vers une retenue « amont » pour le turbiner au moment où on a besoin d’une énergie de pointe) ou le stockage de chaleur inter-saisonnier sont des pistes à explorer pour évaluer leur rentabilité économique dès lors que l’on a épuisé toutes les autres pistes liées au pilotage de la demande.  
A PROPOS DE L’AUTEUR

Après un parcours de cadre dirigeant au sein d’EDF et d’Engie, Philippe Bourguignon a lancé en 2019 le projet Ecotrain, une navette ferroviaire autonome sur batteries, alimentée à partir de hangars photovoltaïques. Il a consacré les 8 dernières années de sa carrière à diriger un programme européen de recherche et de standardisation des échanges d’information dans le domaine de l’énergie (SEAS), plus particulièrement à destination des smartgrids alimentés par des énergies renouvelables.
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