Tourmente des prix de l'électricité photovoltaïque : seize ans de réformes atteignent un saut critique ?

Le 9 février, la Commission nationale du développement et de la réforme (NDRC) et l'Administration nationale de l'énergie ont conjointement publié un document annonçant que le secteur des nouvelles énergies en Chine a mis fin à l'ère du "prix fixe de l'électricité" et est entièrement entré dans une période de tarification de l'électricité orientée par le marché.

En regardant l'histoire, les changements dans les politiques de tarification de l'électricité reflètent également le processus de développement de l'industrie. Depuis le lancement des centrales électriques commerciales en 2008, la Chine a traversé plusieurs étapes, notamment les prix fixes de l'électricité, les prix de référence, les prix directeurs combinés à la tarification compétitive, les tarifs d'intégration au réseau à parité et la pleine marchandisation. En plus d'une décennie, les tarifs d'intégration au réseau photovoltaïque (PV) sont passés de 4 yuans/kWh à la parité, à des prix bas, voire entièrement orientés par le marché.

En tant qu'indicateur important pour l'investissement dans les centrales électriques, lors de cette transformation significative de la politique de tarification de l'électricité, Polaris a examiné les différentes étapes historiques de développement des tarifs d'intégration au réseau PV.

01. Période d'approbation et de tarification compétitive (2008–2010)

Au début de l'application commerciale des centrales PV en Chine, en 2008, la NDRC a approuvé par lots quatre projets PV. Pendant cette période, le gouvernement a principalement encouragé la construction de centrales PV grâce à des prix élevés de l'électricité, avec des prix approuvés atteignant jusqu'à 4 yuans/kWh.

Pour stimuler davantage le marché, de 2008 à 2010, la Chine a lancé deux séries de projets PV par appel d'offres, adoptant une approche de soumission à bas prix. Pendant la période de concession de 25 ans qui a suivi, les centrales PV ont appliqué le prix de l'offre gagnante comme tarif d'intégration au réseau unifié.

Parmi eux, CGN a obtenu le premier projet de concession de la Chine — le projet PV de 10 MW de Dunhuang — à un prix de 1,09 yuan/kWh, tandis que SDIC Huajing Power Holdings a construit un autre projet de 10 MW à Dunhuang au même prix. La deuxième série de projets de concession PV comprenait 13 projets répartis dans huit provinces de l'ouest de la Chine, avec une capacité totale de 280 MW. À l'époque, 50 entreprises ont soumis des offres allant de 0,7288 à 0,9907 yuan/kWh.

Parallèlement, en 2009, le gouvernement a lancé le projet de démonstration Golden Sun, organisant 294 projets de démonstration d'une capacité totale de 642 MW, tous inclus dans les subventions nationales. Cependant, aucun tarif d'intégration au réseau unifié n'a été spécifié. En raison de lacunes dans la politique et d'un manque de supervision, les subventions ont ensuite été supprimées et annulées.

02. Période de prix de référence de l'électricité (2011–2018)

En 2011, la Chine est entrée dans la période des tarifs d'intégration au réseau de référence pour les centrales PV. En utilisant juillet 2011 comme point de coupure, le tarif d'intégration au réseau a été uniformément fixé à 1,15 yuan/kWh et 1 yuan/kWh (hors Tibet). Auparavant, les projets par appel d'offres continuaient d'appliquer le prix de l'offre gagnante mais ne pouvaient pas dépasser le tarif de référence, tandis que les projets subventionnés suivaient le tarif d'intégration au réseau local de l'électricité au charbon.

Trois ans plus tard, la Chine a commencé à mettre en œuvre des tarifs d'intégration au réseau de référence zonés. En fonction des heures d'utilisation équivalentes annuelles des différentes régions, le pays a été divisé en trois zones de ressources solaires. Pour les centrales connectées au réseau après janvier 2014, les tarifs de référence initiaux pour les trois zones ont été fixés à 0,9 yuan, 0,95 yuan et 1 yuan, respectivement.

Cependant, les tarifs de référence pour les trois zones ont été réduits chaque année. En 2018, le gouvernement a publié la nouvelle politique "531", et les tarifs d'intégration au réseau ont subi deux ajustements, se stabilisant finalement à 0,5 yuan, 0,6 yuan et 0,7 yuan. La réduction significative des tarifs a fortement réduit l'espace de survie des petites et moyennes entreprises PV dépendantes des subventions.

03. Période de prix directeur + tarification compétitive (2019–2020)

Après le choc "531", la Chine a de nouveau ajusté sa politique de tarification de l'électricité PV. De 2019 à 2020, le pays est entré dans une nouvelle période de prix directeurs combinés à la tarification compétitive. Après que la NDRC a fixé les tarifs de référence pour les trois zones, les nouveaux projets (hors projets de lutte contre la pauvreté et projets domestiques) devaient déterminer les prix par la concurrence sur le marché, avec des offres ne dépassant pas le prix directeur pour la zone de ressources respective.

Par la suite, les tarifs d'intégration au réseau sont devenus la principale condition compétitive pour les projets PV. Le gouvernement a déterminé la liste des subventions en fonction des classements selon les montants des subventions. Il est rapporté qu'il y a eu 4,355 projets par appel d'offres compétitif en 2019 et 2020, avec une capacité totale de près de 50 GW. Les tarifs d'intégration au réseau les plus bas étaient de 0,2795 yuan/kWh et 0,2427 yuan/kWh, respectivement.

Il convient de noter que, par rapport aux centrales électriques centralisées au sol, le PV distribué a toujours bénéficié d'un traitement plus favorable. En 2013, le gouvernement a d'abord clarifié une subvention de 0,42 yuan/kWh pour le PV distribué, qui a été réduite à 0,32 yuan en 2018. Après 2019, le PV distribué a été divisé en catégories d'autoconsommation et de PV domestique, avec des subventions de 0,1 yuan et 0,18 yuan, respectivement. En 2020, ces subventions ont été encore réduites à 0,05 yuan et 0,08 yuan.

04. Période de pleine parité + tarification basée sur le marché (2021–2024)

En 2021, l'industrie PV est entrée dans la "première année" des tarifs d'intégration au réseau à parité. Le gouvernement a stipulé que les nouveaux projets à partir de 2021 suivraient le prix de référence local de l'électricité au charbon et encourageraient la participation au marché. Les nouveaux projets ne recevraient plus de subventions, sauf pour les nouveaux projets domestiques, qui conservaient une subvention de 0,03 yuan. En 2022, la politique des tarifs d'intégration au réseau à parité s'est poursuivie, mais les subventions pour le PV domestique et les projets de démonstration solaire thermique ont été annulées, marquant l'entrée complète de l'industrie PV chinoise dans l'ère des tarifs d'intégration au réseau à parité.

Après 2023, les revenus des prix de l'électricité des nouvelles énergies dans diverses régions proviennent principalement des achats garantis (heures) et des transactions basées sur le marché. La partie des achats garantis suit le prix local de l'électricité au charbon, tandis que la partie basée sur le marché fluctue avec les conditions du marché. Cependant, certaines régions fournissent encore certaines subventions pour la partie des transactions basées sur le marché.

En fait, à mesure que la capacité installée des nouvelles énergies augmente, un mécanisme unique de tarification de l'électricité ne peut plus refléter pleinement l'offre et la demande du marché. Après avoir atteint les tarifs d'intégration au réseau à parité, les heures achetées aux prix de l'électricité au charbon ont été progressivement réduites dans diverses régions, et les transactions basées sur le marché pour l'électricité intégrée au réseau des nouvelles énergies sont devenues un consensus.

Les données montrent qu'en 2022, la proportion de l'électricité des nouvelles énergies dans les transactions basées sur le marché par rapport à la production totale d'électricité a atteint 38 %. En 2023, cette proportion est passée à 47,3 %. De janvier à octobre 2024, la proportion de l'électricité des nouvelles énergies dans les transactions basées sur le marché par rapport à la production totale d'électricité des nouvelles énergies était de près de 50 %.

Avec l'objectif d'établir un système de marché national unifié de l'électricité d'ici 2030 et de parvenir à une pleine participation au marché pour les nouvelles énergies, les provinces accélèrent le processus d'intégration des nouvelles énergies au marché. Dans les plans de négociation d'électricité pour 2024 publiés par diverses provinces, 17 provinces ont clarifié la proportion de participation au marché des nouvelles énergies et les heures d'achat garanties pour les nouvelles énergies.

Un tableau récapitulatif des règles de négociation du marché de l'électricité pour les projets de nouvelles énergies dans 17 provinces est fourni à la fin de l'article.

05. Période de prix de l'électricité par mécanisme (2025–)

Le 9 février, la NDRC a publié l'"Avis sur l'approfondissement de la réforme orientée par le marché des tarifs d'intégration au réseau des nouvelles énergies pour promouvoir un développement de haute qualité des nouvelles énergies", précisant que tous les projets de nouvelles énergies doivent pleinement participer au marché, avec des tarifs d'intégration au réseau déterminés par des transactions sur le marché. Les nouveaux projets et les projets existants seront mis en œuvre séparément. Bien que la pleine participation au marché ait été anticipée depuis longtemps, elle a néanmoins un impact significatif sur les nerfs sensibles du marché.

Ce qui a attiré le plus d'attention est l'introduction du concept de prix de l'électricité par mécanisme dans cette réforme. Selon la politique, après la participation des nouvelles énergies aux transactions sur le marché, un mécanisme de règlement différentiel sera établi en dehors du marché. Sur la base de la différence entre le prix moyen des transactions sur le marché et le prix de l'électricité par mécanisme, une approche de "remboursement plus élevé, complément moindre" sera mise en œuvre. Si le prix du marché est inférieur au prix de l'électricité par mécanisme, la compagnie de réseau électrique compensera la différence ; sinon, l'excédent sera déduit. Les coûts pour le règlement différentiel par les compagnies de réseau électrique proviendront des frais d'exploitation du système local.

Actuellement, il existe diverses opinions dans l'industrie concernant la méthode de règlement pour les prix de l'électricité par mécanisme. Certains pensent que la capacité des projets à recevoir des subventions différentielles dépendra des conditions réelles du marché local de l'électricité.

Alors, comment les prix de l'électricité par mécanisme sont-ils déterminés ? Pour les nouveaux projets, ils sont généralement fixés en fonction du prix de l'offre la plus élevée des projets sélectionnés, sans dépasser le plafond des offres. Pour les projets existants, les prix de l'électricité par mécanisme suivent les prix locaux actuels mais ne peuvent pas dépasser le prix de référence du charbon. De plus, la proportion d'électricité soumise à la tarification par mécanisme pour les projets existants ne doit pas dépasser le niveau de l'année précédente et est encouragée à participer activement à la concurrence sur le marché.

En essence, les prix de l'électricité par mécanisme peuvent être compris comme un outil d'équilibrage entre la stabilisation des investissements et l'approfondissement des réformes. Ils agissent comme une forme d'"assurance", visant à fournir un tampon pour les entreprises pendant la phase initiale de pleine participation au marché des nouvelles énergies, garantissant un "atterrissage en douceur" et évitant des baisses significatives de revenus causées par les fluctuations des prix du marché.

Bien sûr, la politique a une certaine temporalité. Bien qu'elle offre une protection positive pour les entreprises participant pleinement aux réformes orientées par le marché, la mise en œuvre réelle dépendra des politiques spécifiques émises par les gouvernements locaux à l'avenir.

La pleine participation au marché du PV et d'autres nouvelles énergies, ainsi que le partage équitable des coûts d'ajustement du système, signifient que l'industrie a mûri. À long terme, les mécanismes de marché guideront le développement coordonné des nouvelles énergies avec les approvisionnements en énergie de régulation et la planification des réseaux électriques, offrant un soutien solide à la construction d'un nouveau type de système énergétique.