Tribune donnée à M. François Dauphin expert international énergie, Hewlett-Packard
Le futur du photovoltaïque se jouera au niveau de l’accès au réseau
Depuis 10 ans les énergies renouvelables se sont développées sur la base de subventions visant à compenser leur manque de compétitivité. Même si certains font valoir que le secteur du charbon ou du nucléaire font l’objet de subventions déguisées depuis de nombreuses années, les coûts historiques des énergies renouvelables ne leur permettaient objectivement pas de se développer l’unique segment des usages liés à la production d’électricité autonome. Les gouvernements ont donc décidé, à juste titre au vu de la baisse drastique des coûts de production des panneaux solaires, d’aider ces technologies jusqu’à ce qu’elles atteignent un niveau de compétitivité minimum face aux énergies fossiles historiques.

C’est maintenant chose faite et le solaire, tout comme l’éolien ou la géothermie, sont maintenant compétitives dans les zones du monde les plus propices. C’est ainsi que le gouvernement Espagnol et l’Etat de Nouvelle Galles du Sud (NSW) en Australie s’apprêtent à publier des réglementations visant à favoriser l’autoconsommation des centrales photovoltaïque raccordées au réseau. Force est de constater, au vu des débats, que les promoteurs des énergies renouvelables auront encore de nombreuses barrières à franchir avant d’imposer leur vue pour une production décentralisée de l’électricité. L’enjeu est d’importance car, en fonction des choix que feront les autorités de régulation, le photovoltaique régressera … ou s’imposera rapidement comme l’énergie du XXIème siècle.

Dans les régions du monde où l’ensoleillement dépasse les 3000 heures par an et où le prix de vente aux particuliers dépasse les 150 €/MWh, il est devenu moins cher de produire localement que de manière centralisée. Assez logiquement, les particuliers souhaitent s’équiper de leur propre moyen de production. Dans le cadre du photovoltaïque on peut même parler de plébiscite. A titre d’exemple et malgré une campagne de communication très peu favorable en 2011, 91 % des français considèrent qu’il s’agit d’une énergie d’avenir et 90 % d’entre eux seraient prêt à en équiper leur logement. C’est du reste ce qu’ils font effectivement lorsque cette énergie devient rentable. En Australie, plus de 6 % des logements ont été équipés en moins de 18 mois. Le problème est que l’énergie solaire n’est pas toujours là quand le client en a besoin. A certaines périodes de la journée il va produire plus qu’il ne consomme et la nuit le phénomène inverse se produira. La question devient alors de définir les règles du jeu pour permettre au particulier de bénéficier de la fonction d’équilibrage que lui procure le réseau de distribution d’électricité … et c’est là que les ennuis commencent.

Une première option consiste à considérer que l’énergie qui sera injectée au réseau sera déduite de l’énergie qui sera ultérieurement consommée. Cela revient à considérer que le fournisseur rachète l’électricité du particulier au prix auquel il lui vend habituellement son énergie. Si cette solution apparait logique elle soulève en fait de nombreuses questions :

 - La TVA que le client payait à l’origine doit-elle rester due pour la part qu’il continue de consommer et/ou pour la part qu’il réinjecte sur le réseau en compensation de sa consommation ?
 - Le problématique est du reste la même pour les autres taxes associées à la consommation d’électricité (FACE, CSPE, taxes locales de l’électricité, TURPE). Si les ressources alimentant ces fonds disparaissent comment va-t-on gérer les dépenses correspondantes ?

 - La production excédentaire que produirait temporairement le particulier peut-elle faire l’objet d’un avaloir ? Si oui jusqu’à quel montant ?

 Si la valorisation de l’électricité injectée n’est pas basée sur le prix de vente au client final il convient de la rapprocher d’un prix de marché mais lequel ? Compte tenu de l’intermittence de la production s’agit-il du marché spot ou d’ajustement ? Le prix de rachat doit-il vari dans le temps en fonction de l’évolution effective du prix du marché et avec quelle périodicité ? Le fait que l’électricité soit livrée à proximité du client final doit-il être valorisé ou non ? Dans quelle proportion et pour combien de temps ?

Au-delà des modalités liées aux taxes assises sur la consommation d’électricité et au prix de rachat de l’électricité injectée, le photovoltaïque injecté sur le réseau basse tension pose, à terme, d’autres problèmes de financement spécifiques. L’intermittence de sa production et les difficultés de stabilisation de la tension vont engendrer des besoins importants d’investissement au-delà d’un certain taux de pénétration. Si des solutions techniques existent, telles que les batteries ou les STEP à décharge rapide, elles ont aussi un coût. Le SEI, filiale d’EDF, a ainsi annoncé un budget de 250 M€ pour la mise en place d’une STEP rapide sur eau de mer de 50 MW en Guadeloupe. Un jeu de batterie lithium ou sodium-souffre nécessite un investissement d’environ 1M€/MW. Pour être compétitives ces solutions doivent pour l’instant être mutualisées, mais qui doit payer ? En Australie, l’une des principales entreprises de distribution, Ausgrid, a saisi le régulateur du NSW d’une demande de révision des tarifs visant à couvrir les coûts additionnels liés au photovoltaïque. En Western Australia, Horizon Power a fait plus simple, il a interdit l’installation de nouvelles installations sur les villes de Exmouth et Carnarvon faute de quoi les hausses de tension mettaient à risque l’ensemble des téléviseurs de la zone. Il existe bien la possibilité de découpler temporairement la production pour faire baisser la tension mais les onduleurs cherchent tous à se reconnecter le plus vite possible … engendrant des phénomènes d’à-coups sur la tension. De nouveau, si les systèmes de recouplage doivent être de périodes différentes qui aura droit aux périodes les plus courtes … et donc à la meilleure production ?

 En sus des aspects purement financiers d’autres problématiques techniques émergent. Faut-il installer 2 ou 3 compteurs ? Les particuliers peuvent-ils prendre en charge le financement des compteurs plutôt que leur location ? Dans ce cas qui en conserve la propriété ? Peut-on conserver les compteurs actuels ? L’injection peut-elle être réalisée à tout point du réseau privé du particulier où uniquement au point de livraison ? La qualité des installations doit-elle être validée au niveau de chacune des installations (ce qui coute horriblement cher) ou par une qualification des installateurs ? Qui valide la qualité de l’énergie et des exigences sur l’énergie réactive doivent-elles être imposées ? Si oui, à partir de quelle puissance ? Les systèmes de télérelève ou de dispatching de la production peuvent-ils être imposés et à partir de quelle puissance ? Enfin, et comme dans le cas d’Horizon Power, un distributeur peut-il interdire purement et simplement l’injection sur le réseau ? Si non qui prend en charge les coûts de renforcement du dit réseau et est-il possible pour un client de faire sous-traiter tout ou partie des travaux à une entreprise autre que le distributeur ?

On voit à la multitude des points soulevés, le futur du photovoltaïque ne sera rapidement plus basé sur l’amélioration des performances des panneaux mais sur l’acceptabilité de cette technologie pour un déploiement de masse. Les autorités de régulation, ainsi que, dans le cas français, les autorités concédantes, auront très rapidement un rôle incontournable et éminemment stratégique pour l’avenir du secteur. Ils ont manifestement été pris de court par l’effondrement du prix des panneaux, espérons qu’ils sauront, cette fois, prendre les devants et entamer les négociations avec les parties prenantes avant que les réels soucis ne se présentent.