Enedis publie deux enquêtes sur les usages de la recharge électrique des entreprises et des particuliers. Il n’y a pas de doute, elle se développe mais il reste quelques freins.

Les nouvelles études publiées par Enedis confirment la montée en puissance des véhicules électriques. Du côté des entreprises comme des particuliers, les distances parcourues augmentent et la satisfaction règne. Il y a quand même certaines différences d’adoption.

Chez les entreprises ayant entamé l’électrification de leur flotte, le mouvement s’accélère : le taux d’électrification atteint 78 % contre 55 % en 2024. Ces flottes, qui comptent en moyenne 14 véhicules, roulent davantage qu’un an plus tôt : 105 km par jour en moyenne, c’est +35km en un an. L’autonomie n’est plus un sujet, 94 % des entreprises se disent satisfaites des économies de carburant et de l’intérêt écologique.

91 % des entreprises n’ont aucun objectif d’électrification

Les habitudes de recharge évoluent également. Près de deux tiers des installations reposent encore sur des prises simples ou renforcées. Le pilotage de la charge progresse aussi : 36 % des entreprises l’utilisent désormais, c’est +15 points en un an, principalement pour réduire la facture énergétique. Aussi, 45 % des entreprises autorisent désormais la recharge des véhicules personnels de leurs salariés sur site.

D’autres, au contraire, se sentent moins concernées par les obligations réglementaires d’électrification d’une partie de la flotte de véhicules. 91 % de ces entreprises n’ont aucun objectif d’électrification (elles sont sous le plancher des 100 véhicules en dessous desquels la loi LOM n’impose rien) alors que leurs usages sont compatibles avec l’électrique (87 km par jour en moyenne). Elles jugent l’aspect financier comme premier frein, suivi d’une offre jugée inadéquate et de la crainte d’une autonomie insuffisante.

Partir en vacances avec son véhicule électrique ne fait plus peur

Côté particuliers, l’adhésion est certaine, relève Enedis, à hauteur de 91 % des conducteurs et même 94 % chez les utilisateurs de véhicules 100 % électriques. Le VE devient le véhicule principal du foyer dans 90 % des cas et 53 % des conducteurs se disent prêts à parcourir plus de 600 km en vacances.

Pour ces particuliers, la recharge reste majoritairement à domicile (77 %), une part qui diminue légèrement au profit des bornes publiques et du travail. Les comportements s’alignent sur les contraintes du réseau : 63 % des recharges démarrent entre 21 h et 7 h. Le pilotage progresse également même si la notion reste encore mal comprise : un utilisateur sur deux pilote en réalité sa recharge souvent via l’application constructeur.

Chez les particuliers, la borne de recharge est parfois installée de manière disparate : en immeuble, seuls 43 % des conducteurs disposent d’une solution de recharge à domicile alors que les maisons individuelles sont à 84 %.

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Avec la multiplication des épisodes de prix bas voire négatifs sur les marchés de l’électricité, le « capture-price » est désormais la référence pour évaluer la valeur générée par les actifs de production. Deux centrales identiques (type de centrale, puissance, profil de production similaire…), suivant leur capacité à capter les prix hauts, peuvent générer des revenus bien différents.

La volatilité des prix sur le marché de l’électricité est croissante et les passages à des valeurs négatives deviennent de plus en plus fréquents. Le modèle traditionnel de rémunération fondé sur le M0, soit le prix moyen mensuel, peut être dépassé. C’est le mode de rémunération – via l’agrégation ou dans le cadre du complément de rémunération – fixé sur la base d’un prix moyen mensuel. Comme le souligne la Commission de régulation de l’énergie (CRE), le M0 est surtout un « indicateur moyen de filière » qui donne une moyenne mensuelle mais efface des signaux de marché.

C’est ici qu’intervient le capture-price, un concept qui consiste à calculer le prix réellement « capturé » par une centrale, en pondérant avec les prix du marché la production horaire réelle de l’installation. KiloWattsol, par exemple, explique à PV Magazine recouper sa production réelle, avec les données météorologiques donc d’ensoleillement observées, avec les prix de marché. Les deux, à la granularité de 15 minutes.

L’exemple des centrales photovoltaïques montées sur suiveurs

Cet indicateur, le capture price, montre que deux centrales, même si elles ont la même puissance, le même profil de production, peuvent capturer des valeurs très différentes suivant si leurs profils de production sont ou pas synchronisés avec les heures de forte demande et/ou de prix élevés.

Dans une illustration donnée par KiloWattsol, une centrale fixe (fixed-tilt) reste proche du M0 tandis qu’une centrale équipée de trackers (qui suivent la trajectoire du soleil) surperforme quasiment toute l’année, avec un écart annuel pouvant atteindre + 3,6 euros le mégawattheure (€/MWh) selon les années.

Pour un actif photovoltaïque de taille significative, une différence de quelques €/MWh peut représenter des dizaines de milliers d’euros par an, avec des impacts directs sur la rentabilité. Le capture-price permet alors de négocier la part de marché dans des mécanismes de type CfD (contract for difference) ou encore d’optimiser le design d’une centrale selon sa géographie ou sa technologie

Une cannibalisation du capture price

En revanche, une étude d’Ecube montre une érosion des capture-prices des actifs renouvelables à moyen-long terme. D’où peut-elle venir ? Du phénomène appelé « cannibalisation » : plus la part des renouvelables augmente sur le réseau, plus elles génèrent elles-mêmes des creux de prix durant les pics de production, réduisant par la même occasion leur propre valorisation.

C’est ce qu’il se passera, par exemple, sur les revenus des batteries : elles exploitent le spread journalier (charger à prix bas et décharger à prix haut). Les prix bas remontent car elles achètent toutes en même temps et les prix sont ensuite moins hauts car elles revendent toutes à la fois et donc le spread se réduit (différence entre prix hauts et bas).

Sur le plan financier, le capture-price est regardé activement et pèse lourd dans les décisions des investisseurs, agrégateurs et prêteurs (banques, fonds…). Par exemple, un projet bien positionné (profil de production favorable) pourra sécuriser un meilleur prix lors de contrats de gré-à-gré (PPA) ou attirer des financements à des conditions plus avantageuses.

Le défi de synchroniser production et demande

Par ailleurs, les agrégateurs utilisent le capture-price pour estimer la valeur de marché potentielle d’une production à venir. Ils s’appuient sur des courbes de prix à terme horaires (HPFC, Hourly price forward curve) et des profils de production modélisés pour proposer des contrats aux producteurs.

Face à la cannibalisation entraînant l’érosion du capture-price, les énergéticiens explorent la flexibilité : (solaire + éolien, solaire + hydrogène) ou le report de production peuvent permettre de synchroniser davantage la production avec les périodes de prix élevés. En adaptant la production, avec l’aide de stockage selon les signaux du marché, les actifs peuvent atténuer la baisse de leur capture-price et ainsi rester plus performants que les autres actifs similaires.

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