Autoconsommation solaire : instaurer un tarif dégressif pour les rachats des surplus et augmenter leur plafond

Apporté en 2016 à la version initiale de la Loi 13/09 sur les énergies renouvelables de 2010, l’amendement 58/15 autorise les branchements d’installations de production d’électricité (dont les solaires) sur le réseau basse tension.

Quant à la Loi 82/21 de 2022 sur l’autoproduction d’électricité elle stipule que les excédents d’électricité injectés par les autoproducteurs dans le réseau électrique ne doivent pas dépasser 20% de leur production, plafond considéré à juste titre comme un frein au développement de l’autoproduction solaire et nous verrons pourquoi. A date, ledit tarif de rachat de la production excédentaire n’a pas encore été défini par l’Autorité Nationale de Régulation de l’Electricité, pourtant créée par la loi 48/15 promulguée il y a près de 9 ans, en 2016. Cette situation ne doit plus durer car, les autoproducteurs étant encore privés de rachat des excédents d’énergie, les onduleurs de leurs installations solaires existantes sont presque tous en mode de « blocage d’injection d’électricité » privant ainsi :

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• les distributeurs, de cette électricité sans émissions de gaz à effet de serre,
• le Maroc, de réduire un peu sa facture énergétique et son corollaire de besoin en devises,
• l’environnement d’une petite baisse des émissions de gaz à effet de serre de l’énergie au Maroc.

Pour appuyer notre discussion et nos conclusions, la part d’électricité produite et autoconsommée sur site est adoptée comme une variable pour laquelle nous allons chiffrer :

• le coût actualisé de l’électricité autoconsommée (LCoE, de « Levelized Cost of Electricity« , en Dh/kWh) d’une installation solaire photovoltaïque connectée au réseau basse tension,
• son coût net actualisé (LNCoE, de « Levelized Net Cost of Electricity« , en Dh/kWh) pour différents scénarios de plafonds de rachat des excédents d’électricité, légaux ou plausibles.

Pour ne pas perturber la continuité de la lecture, nous avons placé en Annexe : les définitions du LCoE et du LNCoE, leurs formules mathématiques ainsi que les hypothèses de calcul adoptées. Sans faire d’étude de sensibilité à ces hypothèses qui feraient diverger inutilement notre propos, nous tâcherons tout de même de répondre à quelques questions du type « qu’est-ce qui se passe si », notamment en termes :

• d’économies nettes réalisables par kWh pour les extrêmes des tranches tarifaires,
• de durée d’amortissement de l’investissement pour les extrêmes des tranches tarifaires.

 Composantes du coût de l’électricité produite en fonction du taux d’autoconsommation   

Même si le LCoE peut inclure les fonds propres, le crédit, les combustibles, les remplacements et la maintenance la Figure 1 ne montre que les deux seules composantes considérées ici dans le calcul du coût actualisé de l’électricité (Dh actuels/kWh) en fonction de la part d’électricité solaire consommée sur site (autoconsommation) : les fonds propres et la maintenance (le reste étant nul ou considéré comme tel). Le rose représente la contribution de l’investissement au coût (8,00 Dh par Wc installé) alors que le jaune représente la contribution de la maintenance (remplacements inclus) estimée à 3% de la valeur de l’investissement annuellement (voir Tableau 1 dans l’Annexe). Ce dernier pourcentage, qui pourrait être considéré comme excessif[1]^{, [2]}, inclut en fait l’annualisation du remplacement d’un onduleur sur la durée.

Figure 1 Composantes du LCoE (coût actualisé de l’électricité solaire) en fonction du taux d’autoconsommation

Il était inutile de représenter la zone dépassant des tarifs actuellement les plus élevés de l’électricité (1,5958 Dh/kWh), donc de ne pas descendre non plus en dessous de 10% d’autoconsommation.

Avec les hypothèses indiquées en Annexe, on aboutit, tous calculs faits, à une part constante de l’investissement dans le coût actualisé de l’électricité (LCoE), un peu moins des deux tiers.

La Figure 1 traduit en chiffres une évidence : le coût actualisé de l’électricité autoconsommée (LCoE) diminue avec la quantité d’électricité solaire que l’on réussit à absorber sur site, donc du taux d’autoconsommation. Cette décroissance fait descendre le coût actualisé de l’électricité (LCoE) autour de 0,39 Dh/kWh lorsque l’on est capable de consommer sur site la totalité de l’électricité produite (100%). Ce chiffre est à retenir puisque nous supposerons que, dans leur extrême générosité, nos responsables vont daigner décider que les excédents de production injectés dans le réseau électrique soient rachetés au moins à leur coût, soit 0,40 Dh/kWh (Tableau 1 de l’Annexe).

 Coût net de l’électricité produite en fonction du taux d’autoconsommation   

Dans ces conditions, il convient de définir un concept nouveau, celui du coût net actualisé de l’électricité autoconsommée (LNCoE) dont les détails figurent en Annexe et qui tient en compte du fait que le coût de l’électricité autoconsommée vient à être réduit par la vente d’excédents d’énergie solaire électrique produite et non consommée. Mais, vendus à 0,40 Dh/kWh sans révision pendant 20 ans (comme indiqué dans le Tableau 1 dans l’Annexe), ces excédents d’énergie rachetés :

• sont déjà de 0% pour toutes les installations solaires existantes aujourd’hui, qu’elles aient leur onduleur en interdiction d’injection ou pas),
• seraient de 20% à 0,40 Dh/kWh pour celles qui vendraient des quantités au plafond de la Loi 82/21 actuellement en vigueur,
• dépasseraient 20% (par de 20%) s’il advenait que la Loi 82/21 venait à être révisée,
• ne pourraient atteindre 100% car ce ne serait plus une Loi portant sur l’autoconsommation.

Ainsi donc, la Figure 2 montre le coût net actualisé de l’électricité autoconsommée (LNCoE, de « Levelized Net Cost of Electricity« , en Dh/kWh) pour 5 scénarios de vente des surplus (VS à 0, 20, 40, 60 et 80%) à 0,40 Dh/kWh constants dans le temps (Tableau 1 de l’Annexe). La Figure 2 montre aussi les limites haute et basse des tarifs de l’électricité basse tension : Tr1 à 0,901 et Tr6 à 1,5958 Dh/kWh.

Figure 2 Le LNCoE (coût NET actualisé de l’électricité solaire) de cinq scénarios de rachat de surplus de la production

La Figure 2 traduit en chiffres une évidence : le coût net actualisé de l’électricité autoconsommée (LNCoE) diminue avec la quantité d’électricité que l’on absorbe sur site, donc du taux d’autoconsommation. Pour tous les scénarios le coût netactualisé de l’électricité (LNCoE) descend vers la même valeur que celle de la Figure 1, autour de 0,39 Dh/kWh lorsque l’on est capable de consommer sur site la totalité de l’électricité produite (100%).

 Économies en fonction pour différentes tranches tarifaires  

La différence entre les tarifs et le LNCoE de la Figure 2 représente les économies nettes actualisées qui prennent en compte le fait de la vente de surplus.

Ces économies nettes actualisées sont représentées sur la Figure 3 :

• à gauche, pour les clients ne dépassant pas la Tranche 1, les plus pauvres en somme puisque cette tranche de tarif social s’arrête à 50 kWh/mois,
• à droite, pour les clients payant de l’électricité en Tranche 6, qui se situe au-dessus de 500 kWh/mois.

Pour chacune des deux tranches tarifaires considérées ici, quand les économies deviennent positives, les courbes de la Figure 3 révèlent les autoconsommations seuils de rentabilité, mis en lumière indiqués par des cercles. Définissant le minimum de taux d’autoconsommation qu’il faut assurer pour qu’il y ait une économie effective, ces seuils de rentabilité augmentent avec le plafond des ventes (0 à 80%) mais aussi avec les tranches tarifaires qui vont, elles, définir un maximum des économies réalisables. Ces dernières atteignent 1,21 Dh/kWh en Tranche 6 alors qu’elles saturent à 0,52 Dh/kWh en Tranche 1.

Figure 3 L’économie nette réalisée de cinq scénarios de rachat de surplus : tarifs tranches BT 1 et 6 (à droite)

 Temps d’amortissement pour différentes tranches tarifaires  

Le graphique de gauche de la Figure 4 montre la durée d’amortissement simple d’un système de taille adapté à un client ne payant que de la Tranche 1 en fonction du taux d’autoconsommation alors que celui de droite se réfère à un client ne payant que de la Tranche 6.

Figure 4 Le temps d’amortissement de cinq scénarios de rachat de surplus : tarifs tranches BT 1 et 6 (à droite)

Dans la Figure 4, on a aussi mis en évidence par une couleur rouge le temps d’amortissement à 5 ans.

 Discussion et conclusions  

Les consommateurs initialement dans les tranches élevées ont une niche de rentabilité supplémentaire consistant à descendre dans les tranches de consommation et de baisser le tarif qui leur sera appliqué par leur distributeur d’électricité. Ici, nous avons négligé cet effet car il ne changera rien à notre propos.

Sans stockage d’énergie, la difficulté de rentabiliser un système solaire photovoltaïque domestique réside dans la synchronisation, généralement médiocre, de la demande d’électricité, à dominante nocturne, avec une production solaire diurne. D’ailleurs, une charge horaire complètement nocturne annulerait tout avantage d’un site bénéficiant d’une excellente ressource solaire. Bien sûr, le stockage d’énergie électrique dans des batteries ou un chauffe-eau solaire est la meilleure solution technique pour augmenter la part d’énergie solaire produite et consommée sur place (autoconsommation), mais compte tenu du prix encore élevé des batteries et accentué par les Droits de Douane qui y sont appliqués au Maroc, un investissement supplémentaire pour le stockage n’est pas susceptible d’améliorer la rentabilité de l’installation.

De ce fait, améliorer la rentabilité de l’installation passe d’abord, et dans la mesure du possible, par transférer un maximum de consommations électriques de la nuit vers le jour. Ceci étant, en sachant bien qu’à cause de la forme de la production solaire diurne et des fluctuations de la demande électrique, seuls environ trois quarts des postes de consommation transférés vers le jour se traduisent effectivement en amélioration du taux d’autoconsommation moyen mensuel[3]. De toutes façons, il vaut mieux avoir un taux d’autoconsommation supérieur à 40% si l’on veut raccourcir le temps d’amortissement.

Si l’augmentation du plafond de l’électricité injectée et rachetée est certes de nature à améliorer la rentabilité de tous, donc aussi la pénétration des installations solaires chez des consommateurs ayant de faibles taux d’autoconsommation, elle ne ferait, hélas, qu’accentuer le déséquilibre social face au solaire :

• La tarification progressive par tranches a l’inconvénient de ne pas offrir d’investissement suffisamment attractif (amortissements meilleurs que 5 ans) aux consommateurs des tranches les plus basses (Figure 4, gauche), même pour des taux d’autoconsommation élevés. Ces consommateurs représentent pourtant la plus grande part de l’électricité basse tension vendue.
• Sous réserve que le taux d’autoconsommation soit au dessus du seuil de rentabilité (Figure 3, droite), le système des tranches aux tarifs progressifs a l’avantage d’inciter fortement les consommateurs des tranches les plus élevées à s’équiper en solaire photovoltaïque afin de faire des économies d’autant plus substantielles que leur taux d’autoconsommation est élevé¹. Ces consommateurs ne représentent qu’une minorité de l’électricité basse tension vendue dans le pays.

Hélas, la Figure 4 montre que la résorption de l’inégalité sociale qui résulterait de ces deux constats ne peut pas être cherchée dans la hausse des plafonds des pourcentages de rachat mais plutôt dans des tarifs de rachat dégressifs en fonction des tranches de consommation. Est-ce pour autant qu’il ne faille pas réviser ces plafonds ? – Oui, malgré tout, car pour compléter le cadre incitatif à l’investissement, il faut baisser l’autoconsommation seuil de rentabilité (Figure 3) qui améliorera aussi le temps d’amortissement.

Ceci étant dit, tout démontre et confirme qu’augmenter l’autoconsommation est le meilleur gage de rentabilité, donc de transférer de la consommation d’électricité vers le jour. Au moins une partie de cette action est entre les mains du consommateur lui-même.

 Annexe : Établissement du LCoE et du LNCoE  

Le LCoE (« Levelized Cost of Electricity« ), est le coût total moyen actualisé par kWh de l’énergie E produite par un système de conversion d’énergie[4]. Sa formule complète ci-après diffère des formes simplifiées qui négligent soit l’augmentation des coûts dans le temps, soit leur actualisation. Le LCoE comporte la somme des coûts totaux des investissements (I), des combustibles (F), des remplacements (R) et de la maintenance (M) sur l’ensemble des n années de la durée de vie du système.

Ainsi, si un générateur produit une énergie électrique E_t durant l’année t en perdant annuellement un pourcentage r₂ de sa production par vieillissement, l’énergie qu’il produira au terme des n années de sa durée de vie sera donnée par l’expression qui est au dénominateur de l’équation ci-dessous :

Sur la même durée des n années de sa durée de vie, le coût total actualisé par le taux d’actualisation r₁ est indiqué par l’expression qui est au numérateur de cette même équation où :

• I est l’investissement à l’acquisition du système de conversion d’énergie comportant :
  • I₀, qui représente les fonds propres apportés à l’investissement,
  • I_t, qui représente, pour l’année t, la somme des remboursements mensuels d’un prêt de durée inférieure ou égale aux n années de la durée de vie (ici les I_t sont nuls puisque nous avons simplifié en considérant que le système était entièrement financé sur fonds propres).
• F_t (pour « fuels« ) représente le coût des combustibles durant l’année t (susceptible d’augmenter annuellement) mais pour un projet d’énergie de source renouvelable, ce coût est nul.
• R_t représente le coût de remplacements périodiques durant l’année t (susceptible d’augmenter annuellement) mais, ici, nous l’avons « dilué » dans la maintenance M_t qui suit,
• M_t représente le coût de la maintenance durant l’année t dont la première valeur est ici estimée à 3% de la valeur de l’investissement (susceptible d’augmenter de 2% par an).

La formule ci-dessus se complète avec les ventes de surplus qui vont baisser les coûts du numérateur de l’expression précédente. Ainsi, si S_t représente les ventes (pour « sales« ) durant l’année t (dont le prix par kWh, ici considéré constant, pourrait aussi changer annuellement), la formule précédente devient :

Le Tableau 1 qui suit comporte toutes les hypothèses qui ont été utilisées pour les calculs de cet article.

Tableau 1 Hypothèses considérées pour les calculs du LCoE et LNCoE de cet article

Références

[1] Govinda R. Timilsina, « Demystifying the Costs of Electricity Generation Technologies« , Development Economics, Development Research Group, June 2020, https://openknowledge.worldbank.org/bitstreams/0b41c6a3-3d1c-53e1-8993-24b09b25f46c/download

[2] Lazard, « Lazard’ s levelized cost of energy analysis – Version 15.0« , 2021, https://www.lazard.com/media/sptlfats/lazards-levelized-cost-of-energy-version-150-vf.pdf

[3] Amin Bennouna, « Impact of self-consumption and regulatory approaches on the profitability of a grid-connected PV setup plant for a net-zero emissions villa in Morocco« , Clean Energy Science and Technology  (ISSN: 2972-4910), Volume 3 (2025) Pages 296-313, https://DOI.ORG/10.18686/cest296

[4] Wikipédia, « L’Encyclopédie Libre« , https://fr.wikipedia.org/wiki/Coût_actualisé_de_l’énergie

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