Photovoltaïque : produire plus ne suffit plus, il faut produire mieux

Le programme PVPS (Photovoltaic Power Systems), lancé en 1993 par l’IEA, se concentre sur l’énergie photovoltaïque. C’est à l’occasion d’une récente réunion d’experts, accueillie en Suisse par le CSEM de Neuchâtel, que des solutions pour intégrer massivement les énergies renouvelables dans les réseaux ont été présentées. Le concept de Firm Power Generation, dont l’objectif est d’ajuster au mieux la production d’énergies renouvelables variables à la consommation en temps réel, était au cœur des discussions. Passer d’une consommation « à la marge » d’énergies renouvelables variables (solaire, éolien) à une pénétration importante de ces énergies dans le système électrique constitue l’enjeu principal de ces prochaines années. Bonne nouvelle, la mutation est amorcée. 

Le problème peut être formulé simplement : lorsque le soleil brille, tout le monde produit en même temps. Cette production simultanée fait chuter la valeur de l’électricité sur les marchés, parfois jusqu’à des prix négatifs. À l’inverse, nous avons besoin de beaucoup plus de puissance installée pour couvrir les besoins le matin, le soir, en hiver ou lors de périodes nuageuses.

Autrement dit, il faut installer beaucoup de photovoltaïque pour qu’il couvre une partie conséquente de nos besoins, mais cette énergie peine à être valorisée lorsqu’elle est produite en quantité importante. Si rien n’est fait, ce décalage fragilise les investissements, alors même que la transition énergétique exige d’accélérer.

L’enjeu est donc double :

• Continuer à investir dans le photovoltaïque malgré la baisse de sa valeur de marché à certaines heures,
• Limiter l’impact sur la facture du consommateur et sur les réseaux électriques.

Une première idée consisterait à n’installer que la puissance strictement nécessaire pour éviter les excédents : en tout temps, la puissance photovoltaïque serait alors inférieure à la consommation. Mais cette approche conduit à une impasse : la production serait suffisante en été à midi, et marginale en hiver. La surproduction estivale est donc inévitable si l’on veut que le solaire contribue réellement à l’approvisionnement annuel.

Ce constat établi, la solution la plus efficace consiste alors à déplacer la demande pour qu’elle soit synchronisée avec la production. Elle présente malgré tout une certaine limite (on ne consomme pas « au rythme du soleil »), et il reste alors deux leviers principaux pour faire face à cette énergie excédentaire.

Le premier est le bridage : limiter volontairement la puissance injectée dans le réseau. Cette solution est simple sur le plan technique, mais entraîne une perte d’énergie et donc de revenus potentiels pour le producteur. L’IEA qualifie ce bridage de « proactive curtailment » dans son rapport consacré au concept de Firm Power Generation. Jusqu’à un certain niveau de bridage, entre 30 et 50% selon les cas, cette perte peut être très faible voire négligeable.

Le second est le stockage, qui permet de restituer les excédents lors de périodes où la consommation est supérieure à la production. Bonne nouvelle, ces périodes sont aussi celles où les prix de l’électricité sont aussi les plus élevés sur le marché. Les pertes d’énergie liées au stockage sont faibles, mais les coûts d’investissement sont bien réels, qu’il s’agisse de batteries, de stockage thermique ou de stations de pompage-turbinage.

À l’échelle internationale et au regard des marchés de l’électricité, un consensus se dessine : ni le bridage seul, ni le stockage seul ne constituent une solution optimale. C’est leur combinaison qui permet de réduire les coûts globaux du système, comme on peut le voir sur le graphique ci-dessous. Il faut donc surproduire de manière significative, et ne stocker qu’une partie de cette surproduction. Afin d’y parvenir, il est nécessaire que les marchés de l’électricité et le cadre politique envoient les bons signaux pour orienter les choix des investisseurs et des exploitants.

En Suisse, deux instruments principaux soutiennent aujourd’hui le photovoltaïque : une prime à l’investissement (la rétribution unique) et le prix minimal garanti pour le rachat de l’électricité produite, qui s’élève à 6 ct./ kWh pour les petites installations. Cela signifie que la rémunération de l’électricité produite ne peut être inférieure à ce prix minimal garanti, même si le prix du marché est négatif.

En parallèle, les gestionnaires de réseau ne sont plus tenus de reprendre la totalité de l’électricité injectée dans le réseau, mais seulement 97%. Cette mesure, dont l’impact énergétique est très faible pour le producteur, permet pourtant de limiter la puissance instantanée de manière significative, jusqu’à 70%. Parfaitement expliqué par l’AES dans cette courte vidéo, il s’agit d’un puissant levier pour intégrer une plus grande quantité d’énergie photovoltaïque en évitant les renforcements coûteux du réseau.

Même si ce mécanisme est bien adapté à la situation actuelle, il ne suffira pas à lui seul à gérer les volumes croissants de production simultanée et est donc voué à évoluer.

La prochaine mouture de l’Ordonnance sur l’Energie, envisagée pour juillet 2026, prévoit une évolution importante : la garantie de rémunération de l’électricité injectée ne sera plus fournie par un prix minimal, mais par une prime qui complètera le prix du marché lorsque la valeur de l’énergie est faible sur certaines périodes.

L’impact sur les gains des producteurs devrait cependant rester faible, mais cela signifie que l’électricité photovoltaïque ne sera plus rémunérée à la même valeur selon l’heure de la journée ou la saison : elle sera très bien rémunérée le matin ou le soir, en hiver, mais très peu, voire pas rémunérée en été autour de midi.  L’objectif est clair : inciter les producteurs à éviter d’injecter de l’électricité dans le réseau lorsqu’elle est déjà excédentaire. Ils peuvent alors choisir de la consommer sur place, de la stocker ou de la brider. 

Lors de la réunion de l’IEA, plusieurs modèles ont été discutés pour aller plus loin :

Adapter la prime à l’investissement au taux de bridage

La proposition de Prof. Dr C. Bucher de la BFH consiste à moduler la rétribution unique en fonction de l’engagement du producteur à limiter son injection dans le réseau. Plus le taux de bridage est élevé, plus la prime à l’investissement augmente. Cette approche réduit les problèmes de variabilité, limite les besoins de renforcement du réseau et améliore la rentabilité des nouvelles installations. Pour rendre justice aux producteurs existants qui n’en ont pas bénéficié, une rétribution unique complémentaire pourrait leur être proposée s’ils s’engagent à brider leur production.

Différencier la prime de marché selon la puissance des centrales

Une autre proposition repose sur une prime de marché décroissante avec la puissance de la centrale. Avec une prime identique pour tous, l’ensemble des producteurs reçoit le même signal. En période ensoleillée, ils seraient ainsi incités à réduire leur production simultanément, recréant un déséquilibre. Une prime différenciée permet d’envoyer des signaux spécifiques à chaque installation, afin d’ajuster la production aux besoins tout en tenant compte des coûts plus élevés supportés par les petits producteurs.

Ces concepts ne sont pas théoriques. Le fournisseur Elektra propose par exemple une rémunération de l’injection plus élevée pour les installations acceptant un bridage plus important, avec une perte de production limitée. Ce type de mécanisme, ajustable dans le temps, illustre bien les outils dont nous disposons.

Ces modèles, aussi brillants soient-ils, laissent de côté une question centrale : comment éviter le piège de la surconsommation inutile lorsque l’électricité est bon marché voire gratuite ?

Une transition énergétique centrée uniquement sur la production risque de provoquer un effet rebond : plus d’électricité bon marché, donc plus de consommation, et in fine davantage de pression sur les ressources, les écosystèmes et les équilibres sociaux. Dans le contexte géopolitique actuel, ces effets ne peuvent être relégués au second plan.

Produire de l’électricité renouvelable est indispensable, mais consommer moins et mieux l’est tout autant.

Une piste consisterait à introduire une tarification progressive de l’électricité consommée depuis le réseau, par exemple avec une première tranche gratuite, puis un prix croissant en fonction des volumes consommés. Une telle approche, en vigueur dans certains pays plus contraints en électricité comme Malte, permettrait :

• De renforcer la solidarité sociale, avec un approvisionnement à faible coût pour les besoins essentiels,
• D’inciter à la sobriété, et donc diminuer les pressions sur les ressources et l’environnement,
• De garantir le financement des réseaux, financé prioritairement par les gros consommateurs,
• De donner une forte valeur à l’autoconsommation, qui permettrait d’économiser les kWh les plus chers, 
• De sécuriser ainsi les investissements dans le photovoltaïque, la rénovation thermique et le stockage. 

L’énergie photovoltaïque est à un tournant de son histoire. Après les phases de croissance rapide et de maturation technologique, l’enjeu n’est plus de produire le plus possible, mais d’intégrer cette production au système énergétique au coût global le plus bas.

Les solutions techniques et réglementaires existent et doivent continuer d’évoluer pour s’adapter une transition énergétique de masse. Mais elles doivent s’inscrire dans une vision plus large, où l’abondance d’électricité renouvelable ne devient pas une incitation à consommer toujours plus. Le photovoltaïque est une pièce essentielle du puzzle, mais il ne saurait, à lui seul, répondre au défi écologique que nous devons relever.

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