Schémas de raccordement : Un nouveau frein au développement du solaire photovoltaïque ?

Au cœur de l'été, le syndicat Enerplan a organisé un colloque à la
thématique d'actualité : «Faciliter l'intégration du photovoltaïque à
grande échelle dans le réseau électrique français», à l'heure justement
de la publication des Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des
Energies Renouvelables, les fameux S3RENR. Depuis quelques mois, de
nombreux opérateurs photovoltaïques sont confrontés à des hausses de
coûts de raccordement qui vont jusqu'à condamner certaines projets. Les
premiers S3RENR censés régler les problèmes semblent au contraire
ajouter à la confusion et limiter le développement de cette énergie
décentralisée. Enquête sur l'accueil contrasté fait au photovoltaïque
sur les réseaux et sur sa montée en puissance contrariée !

Depuis des décennies, le réseau électrique français a obéi à une logique
ultra centralisée autour de moyens de production de très grande
puissance – centrales nucléaires, centrales gaz, grands barrages – qui
venaient alimenter l'ensemble des consommateurs, particuliers ou
professionnels. Cette dernière décennie, avec l'avènement des énergies
renouvelables, et notamment du solaire photovoltaïque, le réseau doit
désormais intégrer une multitude d'unités de production décentralisées,
de quelques kWc à plusieurs dizaines de MWc, réparties sur tout le
territoire. Le réseau doit donc s'adapter à cette nouvelle donne.
Jusqu'à maintenant, la cohabitation entre « petits producteurs »
d'électricité photovoltaïques et gestionnaires de réseaux s'est plutôt
bien déroulée en France. Il faut dire que pour l'heure avec 4GW
raccordés (40 GW en Allemagne), et excepté quelques points névralgiques
comme dans le Gabardan, au cœur de la forêt des Landes où EDF EN a
déployé une centrale de 67 MW sur 317 hectares, le réseau français n'est
pas, à proprement parler, sursaturé d'électrons verts solaires. A tel
point même, que pour la décennie qui vient et au vu des projections
concernant les puissances futures raccordées, les gestionnaires du
réseau français n'ont pas vraiment de soucis à se faire, selon une très
sérieuse étude menée par la société HP. Pourtant, et cela relève de
l'évidence, c'est dès aujourd'hui que tout le monde de l'énergie doit se
mettre autour d'une table pour anticiper l'avenir dans une approche de
long-terme de ces problématiques de raccordement. Tel était le but du
colloque du syndicat Enerplan organisé au cœur de l'été 2013 sur le
thème : «Faciliter l'intégration du photovoltaïque à grande échelle dans
le réseau électrique français».

Anticipation, mutualisation, réservation

Pour mieux comprendre cette problématique du renforcement réseau, il
faut revenir aux balbutiements des raccordements, à la fin des années
2000. A cette époque, les futurs producteurs qui faisaient leur demande
de raccordement recevaient d'ERDF une proposition technique et
financière (PTF). Tant que le réseau local était en capacité d'absorber
la charge, le coût du raccordement relevait du symbolique et se
cantonnait souvent aux frais générés par un peu de VRD, quelques mètres
de câbles et les compteurs, notamment pour les installations en basse
tension de moins de 250 kVA. Pour les puissances supérieures, le passage
en HTA imposait souvent un redimensionnement du transformateur qui
était intégralement payé par le premier porteur de projet à se présenter
sur le site. Ou pas, selon le coût de raccordement annoncé. Ces coûts
de raccordement pouvaient en effet être rédhibitoires suivant les
distances des postes sources ou les renforcements à prévoir. Avec la
montée en puissance du solaire photovoltaïque, de nombreux opérateurs se
sont donc retrouvés avec la mention « Potentiel nul sur poste source »
sur leur demande de raccordement. Cette mention est devenue synonyme de
coût de raccordement totalement exorbitant pour le porteur de projet
concerné qui désirait poursuivre son aventure photovoltaïque, lui
donnant l'impression que les producteurs sont là pour payer le
renforcement du réseau. Il n'avait alors souvent pour seule solution que
de laisser tomber son entreprise. « D'autant que le renforcement des
réseaux de transport est synonyme de délais totalement dissuasifs pour
les producteurs par rapport à leurs projets » confirme Jean-Philippe
Bonnet, Directeur du département Accès au réseau et Offre de service
chez RTE. Mais ça, c'était avant. Avant la mise en place des Schémas
Régionaux de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables (S3RENR)
basés sur les Schémas Régionaux Climat Air Energie (SRCAE) qui fixent au
préalable les potentiels de MW photovoltaïque à développer. « Ces
schémas de raccordement ont pour but de faciliter le développement des
EnR en planifiant les évolutions du réseau nécessaires à leur
raccordement. Ils permettent d'ériger des règles d'anticipation et de
mutualisation avec à la clé une notion de réservation. Ils font état de
la capacité de raccorder à des endroits précis où RTE et ERDF vont
investir. En fait, les S3RENR apporte une réponse à la mention «
Potentiel nul sur poste source » poursuit Jean-Philippe Bonnet.

Des quotes-parts variables suivant les régions

Reste qu'avec les S3RENR, l'ensemble des producteurs vont désormais
devoir mettre la main à la poche. Même ceux qui se raccordent sur des
capacités déjà existantes. Et Jean-Philippe Bonnet d'user d'une
métaphore : « Une mutuelle santé, on la paye même lorsque l'on n'est pas
malade. C'est un nouveau réflexe à avoir » renchérit-il. Ainsi, dans
chaque région, une quote-part financière évaluée par un aréopage
d'experts dont bien sûr les ingénieurs de RTE et d'ERDF a pu voir le
jour. Sept régions ont aujourd'hui validé leur S3RENR. Et autant dire
que de fortes disparités existent entre les territoires sur le plan de
cette fameuse quote-part. Cette dernière est à payer par chaque
producteur qui dispose d'une installation de plus de 36 kVA. Elle sera
proportionnelle aux kVA installés. La fourchette est large de zéro euro
le MW en Alsace à 69 900 euros le MW en Midi-Pyrénées, l'une des toutes
premières régions à avoir pu disposer de son S3RENR. La Picardie affiche
58 600 euros le MW, une somme substantielle là aussi. Pour l'Auvergne
et la Champagne Ardennes, la quote-part flirte avec les 50 000 euros le
MW et pour La Bourgogne et la Région Centre, elle s'établit autour des
20 000 euros le MW. A ce jour, tous les autres S3RENR sont en cours
d'élaboration. Alors comment expliquer une telle différence entre
l'Alsace et Midi-Pyrénées ? Les explications sont à la fois
géographiques et techniques. La Région Midi-Pyrénées est une grande
région – elle compte huit départements – et s'est fixé un niveau
d'ambition élevé en termes de renouvelable dans son SRCAE (1805 MW de
solaire). Il faut dire que les gisements sont importants. La région est
également acculée aux Pyrénées qui accueillent déjà des centrales
hydroélectriques. Le réseau amont est saturé. L'essentiel de la
production est transporté vers Toulouse. A contrario, l'Alsace est une
petite région qui ne compte que deux départements. Les objectifs
solaires y sont mesurés (471 MW). Le réseau n'est absolument pas saturé
et la possibilité de dissiper l'électricité est beaucoup plus large.

Un indispensable besoin de souplesse

« Il est clair que les S3RENR représentent une avancée qui peut-être
susceptible de favoriser le développement des énergies renouvelables en
Midi-Pyrénées, et ce même si le montant élevé de la quote-part bloque
des projets. Cependant, auparavant, nous étions dans une impasse totale
après seulement l'installation d'un premier producteur. L'obstacle du
raccordement au réseau devenait très vite infranchissable pour les
suivants » reconnaît Frédéric Berly, chef de la division Energie de la
DREAL de la Région Midi-Pyrénées. François Blanquet directeur du pôle
réseau chez ERDF estime en tous les cas que ce nouveau principe se
révèle beaucoup plus équitable que le précédent, avec une vision moyen
terme à horizon dix ans qui permet de placer le développement des
énergies renouvelables en perspective. Non sans souligner les
difficultés inhérentes à un tel exercice. « Personne n'a la science
infuse. Où seront les parcs dans dix ans ? Faudra-t-il brider un
producteur et réduire sa demande à la puissance réservée. Comment
réaliser un parc de 15 MW quand la puissance réservée n'est que de 12 MW
? Il est clair qu'il faudra arriver à trouver de la flexibilité pour
équilibrer en MW les S3RENR » affirme François Blanquet. Avant le départ
de Delphine Batho, un groupe éponyme – groupe Batho – planchait
justement sur ces problématiques. Depuis le changement de ministre, les
réflexions sur le sujet sont plutôt en sommeil. Le temps de relancer la
nouvelle équipe ministérielle ! En Midi-Pyrénées, Frédéric Berly est en
train de traiter les premières demandes de raccordement post-schémas et
se trouve confronté à ce constat. Il confirme : « Il va falloir
intégrer de la souplesse dans le processus. La contrainte administrative
ne doit pas prendre le pas sur la contrainte technique. Faut-il d'ores
et déjà mettre en place un mécanisme de rééquilibrage différé ou
permettre une révision des schémas ? « interroge l'ingénieur toulousain.

Quid des smart-grids et de l'autoconsommation ?

A peine nés et déjà controversés, tel semble se dessiner le destin des
S3RENR qui n'ont pour effet que « de multiplier les contraintes et au
final de pas servir à grand-chose » se lamente Aranud Gossement, avocat
spécialisé en droit de l'environnement. « Il faut moderniser tout cela »
ajoute-t-il. Christophe Thomas (Solairedirect) qui intervient sur le
sujet pour le Syndicat Enerplan n'y va pas par quatre chemins : « Autant
le décret ne nous a pas fait peur, autant l'application et la mise en
œuvre des S3RENR nous plonge dans la déception. Cette planification à
dix ans pour quelque chose qui change chaque année nous semble mort-née.
La concertation en région s'est limitée dans un cadre « juge et partie
». Les capacités réservées sont considérées comme des plafonds avec de
terribles effets de bride et, cela va de pair, une confiscation des
capacités disponibles. Par ailleurs, les investissements sont souvent
imposés aux opérateurs photovoltaïques. Les juristes de l'administration
ont décidé d'en faire des outils inopérants, un véritable carcan. Les
préfets vont râler. C'est une nouvelle barrière au raccordement »
déplore Christophe Thomas qui donne des pistes pour améliorer tout cela
(encadré). Dans les régions qui planchent sur leur S3RENR, l'heure est
donc à la vigilance. En Poitou-Charentes, Karine Lambert, chef de
service maîtrise de l'énergie et énergies renouvelables au Conseil
Régional est aux aguets. «Nos objectifs sont importants (1450 MW en
2020). Je ne veux que le S3RENR de Poitou-Charentes dérape sur la
manière d'appréhender les énergies renouvelables. Il doit être question
de smart-grids, les fameux réseaux intelligents, mais aussi
d'autoconsommation. Nous devons y intégrer la vision d'une autre
approche, demain, pour atteindre notre but de devenir un territoire à
énergie positive ». Et autant dire que sur ce plan, les S3RENR manquent
pour l'heure, en tous les cas, de pertinence.

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Les S3REnR : Des modalités à améliorer

Trois pistes ont été retenues pour tenter d'améliorer ces très perfectibles S3RENR

Par une évolution de la méthode d'élaboration, grâce à :

• une démarche plus concertée, plus collégiale, plus homogène
• une élaboration plus transparente et avec davantage de contrôle et de contradiction technique et économique
• un périmètre de prospective plus large, veillant et anticipant les évolutions en matière de smart-grids
• une information actualisée sur les capacités du réseau, régulière, claire et synchrone
• une évaluation annuelle et une vérification de la pertinence des hypothèses initiales

Par une évolution de la planification des capacités réservées, grâce à :

• une localisation pragmatique des capacités réservées au regard des projets
• une attribution plus souple des capacités réservées et non-réservées
au niveau d'un poste source, dans la limite des capacités disponibles
• une « sur-réservation » de capacités temporaire et limitée en
puissance, et couplée à un processus de rééquilibrage ou de révision, si
cela implique de modifier la quote-part
• un respect des objectifs du SRCAE par un suivi des puissances raccordées au réseau

Par une évolution du financement des investissements, grâce à :

• une concertation plus grande sur les choix d'investissements
• une clarification sur les investissements hors EnR sur les réseaux et sur la répartition financière des investissements
• une participation financière au prorata de la capacité réservée nouvellement créée sur le poste-source
• une mutualisation plus juste et plus équitable en distinguant la
capacité réservée nouvellement créée « banale » ou « exceptionnelle »
(au titre de l'aménagement énergétique du territoire) en recherchant le
dénominateur commun le plus pertinent
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Quel est le coût de la quote-part par région ?
o Alsace : 0 €/MW
o Auvergne : 48,4 k€/MW
o Bourgogne : 21,86 k€/MW
o Centre : 20 k€/MW
o Champagne Ardennes : 49,26 k€/MW
o Midi-Pyrénées : 69,9 k€/MW
o Picardie : 58,6 k€/MW