Les règles solaires de Chypre examinées alors que le photovoltaïque couvre un quart de la demande

Les petites installations dominent la production solaire

Le photovoltaïque fournit désormais environ un quart de la demande électrique quotidienne de Chypre, selon sbctv.gr, mais une grande partie de cette production ne passe jamais directement par le marché de l’électricité. L’enjeu ne porte donc pas uniquement sur le volume solaire produit, mais aussi sur les installations rémunérées, la fixation de leur prix et la prise en charge du coût d’équilibrage du réseau.

Les données officielles du gestionnaire du réseau de distribution citées par la publication répartissent la production photovoltaïque décentralisée en trois grandes catégories. Plus de 102 000 petites installations résidentielles et professionnelles composent l’essentiel du profil solaire : 99 854 fonctionnent en comptage net et 2 343 en facturation nette. Seules 254 grandes installations participent au marché, très loin du nombre de systèmes en toiture.

La composition varie avec la demande. Lors d’une journée de faible consommation, les grands parcs solaires couvrent 3,9% des besoins totaux, contre 9,8% lors d’une journée de forte demande. La part des systèmes résidentiels non pilotables évolue en sens inverse, de 8,8% à 3,7%. Leur production reste relativement stable, à respectivement 972 MWh et 876 MWh, ce qui montre que l’écart de part tient à la demande totale et non à un écrêtement important des installations domestiques.

Les grands parcs supportent le risque d’écrêtement

Lorsque la demande est faible et l’ensoleillement élevé, la gestion du système fait supporter aux grands parcs photovoltaïques la quasi-totalité de l’écrêtement nécessaire à l’équilibre du réseau, rapporte sbctv.gr. Les producteurs plus petits et locaux sont moins exposés aux restrictions de production. Les grandes centrales absorbent ainsi un risque opérationnel qui n’apparaît pas directement sur la facture des consommateurs.

La majorité de la production photovoltaïque reste également presque invisible dans la formation du prix de marché. L’autoconsommation et la production décentralisée réduisent les volumes que doivent fournir les centrales conventionnelles, surtout durant les heures ensoleillées, sans fixer elles-mêmes un prix de marché. Une révision des contrats de vente solaire ne garantit donc pas une baisse rapide et généralisée des factures.

Le prix réglementé réduit la flexibilité commerciale

L’électricité renouvelable achetée dans le cadre des programmes nationaux de soutien est rémunérée au prix réglementé de 0,11 €/kWh. Ce niveau repose sur la méthode d’ajustement des combustibles de l’Autorité chypriote de régulation de l’énergie et sur la décision réglementaire 112/2023. Lorsque le coût de production évité de l’Autorité de l’électricité de Chypre dépasse ce seuil, le tarif est fixé au prix d’achat moyen de 2013-2022.

Le cadre réglementaire limite aussi les contrats. En vertu de la décision CERA 01/2021, KDP 359/2021, paragraphe 7.74, EAC Supply ne peut expressément pas conclure de contrats bilatéraux de gros. La seule exception concerne l’électricité des installations renouvelables relevant des programmes nationaux, achetée exactement 0,11 €/kWh. La négociation des prix et les accords commerciaux plus souples disposent donc d’une marge limitée.

Les propositions de révision des accords solaires ne peuvent dès lors toucher qu’une petite partie visible de la production photovoltaïque totale. Un effet plus large sur les factures dépendra du partage du risque d’écrêtement, de l’évolution entre installations en toiture et grands parcs, ainsi que d’une éventuelle modification des règles fixant le prix d’achat solaire. Des données transparentes sur le nombre de contrats, les volumes couverts et leurs gestionnaires sont indispensables pour déterminer qui bénéficie du système et si la baisse des coûts solaires atteint les ménages et les entreprises.