La parité réseau est la situation dans laquelle le prix des énergies renouvelables électriques s'abaisse au-dessous de celui du marché de détail de l'électricité.
Ce terme est utilisé lorsqu'il est question de sources d'énergies renouvelables, notamment l'énergie solaire et l'énergie éolienne. L'atteinte de la parité réseau par une source d'énergie est considérée comme le moment où cette source devient compétitive pour un développement généralisé sans subventions ou soutien gouvernemental.
Cependant du fait de l’intermittence de la production des énergies renouvelables, la compétitivité n'est atteinte que dans des conditions spécifiques liées à la consommation « sur place ».
D'une façon générale, la parité réseau est atteinte selon les caractéristiques des installations (taille, localisation géographique, proximité du réseau, profil de consommation, prix du marché).
Définition de la parité réseau Le rapport des États généraux du solaire photovoltaïque () définit ainsi le concept : 4.
Une étude, publiée par l'Ademe en 2015, conclut : Filière Photovoltaïque Française: Bilan, Perspectives et Stratégie (voir page 21), Ademe, septembre 2015..
Différences selon la taille de l'installation Les prix de revient de production d'électricité sont très différents selon la taille des installations : ils sont inversement proportionnels à la taille de la centrale, du fait des gains d'échelle.
Les prix de marché de l'électricité sont très différents selon le volume du contrat de vente (les prix de détail sont très supérieurs aux prix de gros) et selon le niveau de tension auquel cette production est livrée sur le réseau (plus la tension est basse, plus le prix est élevé car il intègre les coûts cumulés des différents niveaux de réseau utilisés) ; la puissance de l'installation détermine le niveau de tension.
La question de la parité réseau ne se pose donc pas dans les mêmes termes selon qu'on considère une installation de grande taille (éoliennes, centrales solaires thermodynamiques ou centrales photovoltaïques en toit de grands bâtiments : hypermarchés, entrepôts, immeubles administratifs, etc), à bas coût d'investissement par kW et connectée en haute ou moyenne tension, ou une petite installation de quelques m² de panneaux solaires sur le toit d'une maison individuelle, connectée en basse tension.
Ainsi, les industriels du photovoltaïque distinguent trois segments de marché : le petit résidentiel et les « moyennes toitures » (jusqu’à , soit environ de modules), où l’énergie produite entre en compétition avec le prix de détail de l’électricité (tarif bleu EDF ou offres à prix de marché pour clients basse tension) ; les grandes toitures, les ombrières de parking et les « petits » parcs au sol de plus de , pour lesquels le site d’implantation est associé à une consommation d’électricité en relation proportionnelle avec la production photovoltaïque attendue, qui se comparent avec les prix de vente aux professionnels 5 (tarif jaune EDF ou offres à prix de marché pour clients professionnels) ; les parcs au sol (quelques centaines de kW à plusieurs dizaines de MW), dont l’énergie produite entre en compétition avec le marché de gros de l’électricité, où le prix dépend en temps réel de la demande : la parité sera alors atteinte d’abord en période de pointe de consommation, puis s’étendra progressivement aux autres plages horaires en fonction des évolutions respectives des coûts du photovoltaïque et des prix de marché ; elle ne sera complète que lorsque le coût moyen de production sur un an sera inférieur au prix moyen du marché sur les plages horaires de production solaire (milieu de journée en été surtout).
Prix à la production et prix de vente au consommateur Les raisonnements sur la parité réseau doivent éviter toute confusion entre prix de vente de l'électricité sur le marché et prix de vente au consommateur : en comparant le prix de revient de l'électricité éolienne ou solaire avec le prix auquel leur producteur achète son électricité sur le réseau général, on court le risque d'induire l'idée qu'une fois atteinte cette "parité réseau", ce producteur pourra vendre sa production sur le marché au prix auquel il achetait son électricité ; cela n'est pas possible, d'une part parce que ce dernier prix inclut des coûts de réseau, alors que le prix de vente sur le marché sera un prix à la production, et d'autre part parce que le prix de vente du fournisseur inclut le coût de la garantie de fourniture, garantie que l'éolien et le solaire sont incapables d'assurer : le prix de vente des kWh sur le marché sera un prix spot brut, variant selon l'heure du jour et le jour de l'année, sans aucune majoration pour services réseau. Il sera forcément plus bas que le prix d'achat au fournisseur d'électricité.
Parce que le prix de revient de la production solaire ou éolienne est largement supérieur à celui des moyens de production dominants, les pouvoirs publics ont mis en place des systèmes de subventions pour soutenir le développement de ces énergies. En France et dans la plupart des pays d'Europe, ces subventions prennent surtout la forme du système de l'obligation d'achat par les fournisseurs d'électricité de l'électricité d'origine renouvelable à des tarifs réglementés, les fournisseurs étant dédommagés des surcoûts causés par cette obligation par une taxe prélevée sur les factures d'électricité des consommateurs : contribution au service public de l'électricité (CSPE) en France, EEG-Umlage en Allemagne.
Par contre, dans le cas ou un producteur consomme lui-même la majeure partie de sa production, l'économie d'achat à son fournisseur d'électricité a bien pour valeur le prix de vente habituel de ce fournisseur. Cela requiert toutefois que sa production soit la plupart du temps inférieure ou égale à sa consommation.
Parité réseau et autonomie énergétique L'idée parfois avancée que la parité réseau pourrait permettre à des consommateurs de couvrir la totalité de leurs besoins grâce à leurs éoliennes ou leurs panneaux photovoltaïques est rarement réaliste : du fait de l'intermittence des productions de ces installations, il leur faudra toujours en complément disposer soit d'une connexion au réseau électrique, soit de moyens de stockage ; dans ce dernier cas, la parité réseau ne peut s'apprécier valablement qu'à condition d'ajouter les coûts des moyens de stockage à ceux de l'installation de production.
La parité réseau ne se conçoit pas de la même façon selon que la production d'électricité peut être en grande partie consommée sur place ou qu'elle est destinée à être vendue sur le marché. Dans le premier cas, la parité s'évalue par comparaison avec les prix de vente au détail des fournisseurs d'électricité ; dans le second cas, c'est le prix du marché de gros qui est la référence.
Une étude allemande de l’Institut de recherche en économie écologique de Berlin (IÖW) Effekte von Eigenverbrauch und Netzparität bei der Photovoltaik, sur le site de l'IÖW consulté le 29 décembre 2013., datée de 2011, a évalué l’autoconsommation de la production électrique atteignable pour des ménages de deux à quatre personnes, avec des installations de 3 à produisant de 800 à , avec différents profils de consommation, sans système de stockage. L'autoconsommation atteint des valeurs moyennes de l’ordre de 20 %. Il est possible d’atteindre parfois des pourcentages de 40 % environ sans système de stockage, mais uniquement au prix d’un ajustement de la consommation (notamment au moyen de minuteurs pour décaler la demande d’énergie du ménage au moment des pics de production) et d’une conception de l’installation photovoltaïque en fonction des besoins du ménage. Il existe aussi des appareils « intelligents », notamment de prévisions d’ensoleillement, mais qui n’augmentent que très peu le pourcentage d’autoconsommation. À l’heure actuelle, il reste beaucoup plus économique d’ajuster sa consommation avec des minuteurs ou des changements de comportement qu’avec des appareils dits « intelligents ». L’utilisation de systèmes de stockage de petites et de moyennes tailles (inférieurs à ) entraîne une forte progression du taux d’autoconsommation qui peut atteindre 40% voire plus de 90 %, mais compte tenu de la productivité faible du photovoltaïque durant les mois hivernaux, l’autonomie énergétique complète est impossible. Les coûts des systèmes de stockage restent onéreux, de l’ordre de de capacité de stockage pour les batteries lithium-ion. Aujourd’hui, injecter son énergie sur le réseau reste encore la solution la moins coûteuse (et la mieux rémunérée) pour les producteurs, avec le plus faible impact environnemental et le meilleur rendementL’autoconsommation, sur le site Photovoltaïque.info consulté le 29 décembre 2013.. Ces conclusions concernant l'Allemagne sont valables pour la moitié nord de la France ; par contre, pour sa moitié sud et a fortiori pour les pays méditerranéens (Espagne, Italie, Grèce, etc) le taux d'autoconsommation pourrait être nettement plus élevé, car les périodes de forte production photovoltaïque coïncident avec les périodes de forte demande .
Les consommateurs ont le choix entre trois stratégies : dimensionner leur installation de façon à maximiser la part auto-consommée, ce qui implique de choisir une faible puissance (en moyenne 20 % de la consommation) ; ; dimensionner leur installation pour une production maximale, selon les errements actuels : seuls 20 % de la production environ sera auto-consommé, le reste vendu au réseau ; solution intermédiaire : dimensionner l'installation pour une auto-consommation optimisée (en moyenne 40 %) par un comportement adapté et l'usage de minuteurs. Les deux premières stratégies sont incompatibles avec les comportements "voyageurs" (fréquentes absences pour voyages d'agrément ou professionnels) ; elles seront réservées, au moins les premières années, aux consommateurs à comportement sédentaire ; partir en vacances l'été sera très dommageable pour la rentabilisation de l'installation ; le photovoltaïque "autonome" sera réservé aux profils sédentaires (surtout en été) tels que les hôtels, restaurants, commerçants, agriculteurs.