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Après la Californie, l’Allemagne ou l’Italie, la parité réseau pourrait être progressivement atteinte en France à partir de 2016. Il s’agit, en première lecture, d’une bonne nouvelle pour l’avenir du photovoltaïque en France : redynamisation de la filière et opportunités pour l’ensemble des acteurs de la chaîne de valeur, y compris les consommateurs finaux – sans augmentation du volume de la CSPE, argument de poids dans le contexte actuel de tension budgétaire.
En seconde lecture pourtant, l’analyse économique montre que la structure actuelle des tarifs d’électricité (part souscription de puissance [€/kW/an] vs part énergie [€/MWh]) ne permet pas de refléter les bons signaux de coûts. La parité réseau se fonde essentiellement sur une imperfection de marché liée au tarif d’utilisation du réseau (TURPE), qui ne reflète pas la structure de coût des gestionnaires de réseau de distribution, et à l’exonération de CSPE dont bénéficient les autoconsommateurs. En fin de comptes, tant que l’autoconsommation ne garantit pas une réduction significative de la pointe pour le réseau, le bilan pour le système électrique reste le même que celui obtenu avec le tarif d’obligation d’achat. L’économie de l’autoconsommation se résume très majoritairement à un transfert de l’effort consacré par l’ensemble de la collectivité au développement des énergies renouvelables vers les seuls non-autoconsommateurs.
Le modèle d’autoconsommation n’est pas à balayer d’un revers de main pour autant. L’atteinte de la compétitivité du photovoltaïque dans l’hypothèse où le tarif d’électricité reflète les bons signaux de coûts ne devrait pas avoir lieu avant 2025. D’ici là, le développement de la filière ne pourra se passer d’un mécanisme de soutien au financement de l’énergie solaire. Dans ce cadre, l’autoconsommation reste en soi une solution vertueuse : elle fait émerger la notion de « prosommateur » d’électricité en obligeant l’utilisateur final à prendre conscience de sa consommation et des coûts associés et à devenir un acteur actif du système électrique. Elle reste également « le sens de l’histoire » dans un contexte de montée en puissance de nouveaux modèles de gestion décentralisée de l’énergie et d’apparition de ruptures technologiques et économiques – en particulier le stockage et l’effacement.
L’enjeu aujourd’hui est avant tout un enjeu de maîtrise et de pilotage de la filière :
Maîtriser la vitesse de développement de l’autoconsommation et ne pas être « surpris » par le phénomène. A court terme, la mise en place d’un Observatoire de l’Autoconsommation chargé d’analyser l’ampleur du phénomène et de mesurer l’impact sur le système électrique pourrait répondre à ce besoin. A plus long terme, le développement de l’autoconsommation posera nécessairement la question de la réadaptation du cadre réglementaire (révision du TURPE, en particulier) pour limiter les transferts économiques injustifiés entre utilisateurs du réseau ;
Soutenir des développements qui font sens, en favorisant :
Les zones où l’autoconsommation présente un intérêt économique majeur : expérimentations ZNI et autres zones à potentiel (fort ensoleillement, concomitance de la production solaire avec les heures de pointe…), localisation des installations tenant compte des contraintes locales du réseau, etc.
Les modèles d’affaire de gestion intelligente et optimisée de l’énergie à échelle locale : expérimentations smart cities / boucle locale d’énergie, adaptation des mécanismes incitatifs privilégiant les solutions d’ilotage (stockage, effacement), etc. A titre d’illustration, la généralisation du bâtiment à énergie positive à partir de 2020 pourrait intégrer des notions de solutions optimisées d’autoconsommation.
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