La compétitivité prix du solaire photovoltaïque sera assurée par la croissance du marché mondial hors d’Europe.
L'avenir énergétique européen définit par l'UE se dessine lentement à travers de nouveaux engagements, en premier lieu, avec l'ouverture du marché transatlantique dont le traité doit permettre aux grands gaziers et pétroliers américains d'élargir l'exploration en vue de l'exploitation de ce gaz non conventionnel. L'UE souhaite donc rouvrir le dossier de l'exploitation du gaz de schiste dans un souci d'indépendance énergétique, alors que dans le même temps l'AIE, Agence International de l'Energie, a publié une dernière étude dont les signaux sur le gaz de schiste sont alarmants, en raison une estimation révisée près de deux tiers sur le territoire américain... Le mythe de l'or noir prend du plomb.....
Mais face à ces vérités, l'UE possède des œillères en portant clairement une désaffection à l'égard des énergies renouvelables, notamment le marché du photovoltaïque. Toujours issu du baromètre Photovoltaïque réalisé par Observ’eR, l'évaluation des projections fiables de la puissance installée dans l’Union européenne d’ici à 2020 et 2030 reste, compte tenu du contexte européen actuel, un exercice très périlleux. Une chose est pourtant sûre, la feuille de route de la filière photovoltaïque définie par chaque pays membre dans le cadre des Plans d’action nationaux énergies renouvelables ne correspond déjà plus à la réalité du marché. Ce qui s’explique aisément par le fait que les coûts de production ont très fortement diminué depuis la date de publication des NREAP (juin 2010). Pour autant, il ne faut pas non plus s’attendre à une reprise rapide du marché européen sur le court terme. Il semble aujourd’hui que les gouvernements de l’Union européenne impliqués dans cette technologie aient adopté une stratégie de croissance plus contrôlée et plus progressive. Le basculement définitif de la compétitivité prix du solaire photovoltaïque (et du changement de paradigme) sera assuré par la croissance du marché mondial hors d’Europe.
Par la suite, le niveau de croissance future du marché européen dépendra de différents paramètres, comme le choix politique de ne pas entraver le développement de l’autoproduction (ce qui va à l’encontre des intérêts des utilities) et l’implication des collectivités locales et territoriales dans le développement de boucles locales (“smart-grids”) associées à la mise en place de systèmes de stockage et de systèmes de gestion de flux de l’électricité. Une solution ambitieuse, mais aussi plus coûteuse sur le plan des investissements (qui ne peut intervenir que dans le cadre d’une politique énergétique européenne coordonnée) sera une meilleure interconnexion des grands réseaux européens entre le nord et le sud et l’est et l’ouest, indispensable pour bénéficier de l’effet de foisonnement du mix solaire et éolien (terrestre et offshore). Le projet Inelfe (Énergie pour le futur), cofinancé par l’Union européenne dans le cadre du Programme énergétique européen pour la relance (PEER), ouvrira une nouvelle interconnexion de 2 000 MWc entre la France et l’Espagne (via la construction d’un tunnel) d’ici à 2015, de quoi recevoir de l’électricité solaire pendant le pic de consommation de midi. Une nouvelle liaison énergétique transmanche entre la France et le Royaume-Uni sera également miseenservicefin2016.L’interconnexion d’une puissance de 1 000 MW passera par le tunnel sous la Manche. À l’échéance du projet, la capacité transmanche atteindra 5 400 MW compte tenu de deux projets portés par RTE en parallèle.
Les interconnexions récemment effectuées dans le cadre de la mise en place du marché Noordpool vont aussi permettre d’optimiser la complémentarité hydraulique et éolien (terrestre et offshore) dans les pays d’Europe du Nord (Danemark, Norvège notamment). De même que la mise en place depuis 2008 de la bourse des marchés spot de l’électricité européens (EPEX SPOT), qui gère les marchés français, allemand, autrichien et suisse, a favorisé le développement des échanges de l’électricité renouvelable entre ces pays. Les nouvelles interconnexions concernent également les pays de l’Est de l’Union européenne. Les acteurs de l’électricité d’Autriche, de République tchèque, d’Allemagne, de Hongrie, de Pologne, de Slovaquie et de Slovénie, ont signé, conjointement avec l’Agence européenne de coopération des acteurs de l’énergie (ACER), un protocole d’accord (MoU). Ce dernier vise à coupler les marchés de ces différents pays en utilisant une méthode fondée sur les flux pour calculer les capacités des interconnexions électriques transfrontalières.
Enfin, il existe des complémentarités sur l’année, le productible éolien étant plus important en hiver et le productible solaire plus important en été.
Le projet PV Parity (projet de suivi de la parité réseau financée par la Commission européenne au travers de son programme Intelligent Energy Europe. Il montre que la parité réseau photovoltaïque est déjà atteinte dans plusieurs États européens, dont l’Allemagne où les tarifs d’achat de l’électricité photovoltaïque sont dans une fourchette comprise de 12 à 18 c€/kWh (selon le type d’installation) alors que l’électricité est vendue 26 c€/kWh aux particuliers. La parité réseau est aussi atteinte aux Pays-Bas, dans le sud de l’Italie, et en Espagne. Elle le sera prochainement en France et en Autriche.) a d’ores et déjà démontré les possibilités techniques d’une meilleure pénétration solaire à l’horizon 2020 et 2030. Selon l’étude, une puissance cumulée de 480 GWc en 2030 (15 % de l’électricité produite de l’Union européenne) nécessiterait un coût d’intégration assez modeste de 26 €/MWh, ce coût pouvant être réduit de 20 % grâce à la mise en place de systèmes de stockage. Avant de parler d’une Europe alimentée à 80 % d’énergie renouvelable en 2050, cet objectif intermédiaire semble être une bonne base de travail pour amorcer de manière réaliste la transition énergétique.