Mettre en place un dispositif de soutien à l’autoconsommation …

Mettre en place un dispositif de soutien à l’autoconsommation …

Le SER-SOLER a souhaité contribuer aux travaux du groupe du travail piloté par la Direction Générale de l’Energie et du Climat (DGEC) et qui rassemble les acteurs concernés se réunit à intervalles réguliers depuis décembre 2013, en présentant une note dans laquelle y figurent des recommandations à l’autoconsommation de l’énergie solaire photovoltaïque. La principale constitue à la mise en place d’un mécanisme de soutien à l’autoconsommation dans le cadre d’une phase expérimentale d’une durée de trois ans, en parallèle des mécanismes de soutien actuellement en vigueur, et sans que cette initiative se substitue à ces derniers, afin d’anticiper le développement spontané de l’autoconsommation chez les clients finaux.

Ainsi, pour le SER-SOLER, cette phase expérimentale aurait pour objectif d’anticiper et de résoudre en amont les questions qui se poseront lors du développement naturel de l’autoconsommation, parmi lesquelles : l’intégration du photovoltaïque autoconsommé au réseau électrique en termes d’énergie et de puissance, et définition des services système associés ; le développement des modèles de pilotage de la demande et de la production en fonction des segments de puissance concernés et de la nature des sites équipés ; la sécurité électrique des intervenants et des utilisateurs finaux ; l’acquisition d’un savoir-faire et la construction de références pour se positionner à l’export, dans un marché en pleine croissance ; la gestion du risque en matière de financement de ces nouveaux projets ; la résolution des problématiques juridiques concernant l’achat / vente d’énergie de gré à gré.

La note poursuit et mentionne que les volumes concernés par l’expérimentation, 300 MW/an au total, seraient limités par quota (segment 0-100kWc) et par appels d’offres simplifiés (segment 100-250kWc) et complets (segment supérieur à 250kWc). Ces volumes viendraient s’ajouter à la programmation pluriannuelle d’appels d’offres que SER-SOLER juge essentiel de mettre en place afin de donner une visibilité optimale aux industriels : 1GW par an a minima pendant 3 ans. Les sites visés en priorité par l’expérimentation devraient être ceux du segment professionnel et du résidentiel intégré dans des îlots en cours d’aménagement, pour lesquels il peut exister une adéquation « naturelle » des courbes de consommation et de production photovoltaïque.

SER-SOLER recommande de tester, dans le cadre de l’expérimentation souhaitée, une prime globale à l’autoconsommation, composée de primes aux kWh photovoltaïques autoconsommés ou injectés sur le réseau, et modulée en fonction de la puissance maximale injectée sur le réseau en regard de la puissance souscrite par l’autoconsommateur.

Les modèles économiques valorisant l’autoconsommation font intervenir l’économie de facture évitée : l’analyse du risque des projets est dépendant d’un nouveau risque lié au client, portant à la fois sur sa consommation et sur la pérennité de ses engagements. Il est par conséquent essentiel de mener une évaluation rigoureuse de la bancabilité des projets dans cette configuration, laquelle diffère très sensiblement de l’obligation d’achat.

La définition du modèle économique de l’autoconsommation doit être l’occasion d’intégrer une révision des conditions économiques du raccordement des autoconsommateurs au réseau. A ce titre, le calcul de la quote-part du coût des ouvrages réseaux à créer en application des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables doit se faire à due proportion de la puissance maximale susceptible d’être injectée sur le réseau et non pas en fonction de la puissance totale de l’installation, et ce, quel que soit le niveau de puissance de l’installation.

En ce qui concerne plus particulièrement les DOM, SER-SOLER recommande la mise en place en urgence d’un mécanisme de prime à l’autoconsommation intégrant des actions de maîtrise de l’énergie, du stockage et du service réseau. En matière de CSPE, le modèle proposé par SER-SOLER a vocation à s’amortir sur la durée de vie des systèmes, rendant ainsi positif l’impact global. SER-SOLER demande que les DOM puissent bénéficier de cette mesure d’urgence sur une période de 3 ans, afin d’affiner le modèle proposé. Les volumes seraient annuellement plafonnés à 100 MW/an pour l’ensemble des DOM.

RECOMMANDATIONS POUR LA MÉTROPOLE

Principes généraux

Afin d’anticiper le développement spontané de l’autoconsommation chez les clients finaux, SER-SOLER recommande de mettre en place un mécanisme de soutien à l’autoconsommation dans le cadre d’une phase expérimentale d’une durée de trois ans, en parallèle des mécanismes de soutien actuellement en vigueur, et sans que cette initiative se substitue à ces derniers.

Cette phase expérimentale aurait pour objectif d’anticiper et de résoudre en amont les questions qui se poseront lors du développement naturel de l’autoconsommation, parmi lesquelles :

▷ l’intégration du photovoltaïque autoconsommé au réseau électrique en termes d’énergie et de puissance, et définition des services système associés ;

▷ le développement des modèles de pilotage de la demande et de la production en fonction des segments de puissance concernés et de la nature des sites équipés ;

▷ la sécurité électrique des intervenants et des utilisateurs finaux ;

▷ l’acquisition d’un savoir-faire et la construction de références pour se positionner à l’export, dans un marché en pleine croissance ;

▷ la gestion du risque en matière de financement de ces nouveaux projets ;

▷ la résolution des problématiques juridiques concernant l’achat / vente d’énergie de gré à gré.

SER-SOLER préconise de contrôler les volumes d’installations concernées par l’expérimentation par quota (segment 0-100kWc) et par appels d’offres simplifiés (segment 100-250kWc) et complets (segment supérieur à 250kWc). Afin que l’expérimentation soit suffisante, sans pour autant entraîner un impact significatif sur l’organisation du système électrique, ces volumes devraient totaliser 300 MW par an pendant trois ans. Ces volumes viendraient s’ajouter à la programmation pluriannuelle d’appels d’offres que SER-SOLER juge essentiel de mettre en place afin de donner une visibilité optimale aux industriels : 1GW par an a minima pendant 3 ans

Dans certains cas, le caractère autoconsommé de l’électricité photovoltaïque sera apprécié en aval du point de livraison du site équipé. Dans d’autre cas, une réunion de sites prétendant à l’autoconsommation pourra être considérée : le caractère autoconsommé de l’électricité photovoltaïque sera alors apprécié en amont des points de livraison de chacun des sites concernés par l’opération, et en aval du poste de transformation HTA/BT.

Les sites visés en priorité par cette expérimentation devraient être ceux du segment professionnel pour lesquels il peut exister une adéquation naturelle des courbes de consommation et de production photovoltaïque.

Pour le segment résidentiel, la marge de manœuvre des sites pour augmenter significativement le taux d’autoconsommation sans intervention de solution de stockage est trop faible. Néanmoins, le photovoltaïque joue d’ores et déjà un rôle important dans la réglementation thermique 2012 actuellement en vigueur (prise en compte du photovoltaïque dans la modulation du seuil de consommation d’énergie primaire par m2 et par an) et sera essentiel dans la future réglementation thermique 2020 (bâtiment à énergie positive). Il importe donc que la réflexion sur l’autoconsommation porte également sur le résidentiel. SER-SOLER recommande de traiter ce segment dans l’un des deux cadres suivants complémentaires :

▷ soit, prioritairement, par l’intégration de plusieurs sites résidentiels dans un ensemble plus large de type « îlot urbain » dans un appel d’offres simplifié et/ou complet ;

▷ soit, dans les autres cas, par l’instauration d’une prime égale à l’amortissement du volet stockage et régulation de l’installation sur une durée à définir ; l’ensemble ayant pour fonction de renvoyer en fin de journée tout ou partie de la fourniture d’énergie au bâtiment.

Dans le cadre d’appels d’offres simplifiés et complets, il pourrait être envisagé plusieurs sous-familles d’installation :

▷ autoconsommation « simple » ;

▷ effacement et décalage/écrêtage de la pointe (pilotage consommation/production) ;

▷ stockage et service réseau ;

▷ « Îlot urbain » : le gestionnaire sélectionne et impose un point d’injection unique dans l’antenne BT de la production photovoltaïque mutualisée, ce point d’injection étant optimisé par rapport à la gestion du plan de tension. Exemples de sites cibles visés par cette sous-famille (liste non exhaustive) : zones commerciales et d’activités, campus universitaires, quartiers résidentiels, sites industriels, sites de recharge de véhicules électriques, etc.

Il convient que les procédés photovoltaïques en surimposition au bâti soient éligibles à cette expérimentation, en s’assurant qu’ils soient parallèles au plan de la toiture, avec possibilité d’incliner les modules sur les toits-terrasses équipés d’un acrotère, à condition que le point haut des modules ne dépasse pas le point haut de l’acrotère.

Mécanisme de soutien de la phase expérimentale

De nombreux mécanismes de soutien à l’autoconsommation peuvent être mis en place ; certains sont plus complexes que d’autres et leurs impacts sur le comportement des autoconsommateurs et sur le système électrique sont variables. Le mécanisme de soutien qui sera choisi dans le cadre de cette expérimentation doit répondre à plusieurs objectifs, dont les principaux sont les suivants :

▷ être lisible et garantir aux opérateurs économiques une rentabilité cible au fil des années d’exploitation de l’installation, en assurant une rémunération normale des capitaux investis ;

▷ inciter à des comportements vertueux en termes de maîtrise des consommations et de leur adéquation temporelle avec la production photovoltaïque ;

▷ inciter à limiter la puissance maximale de l’injection de la production photovoltaïque de manière à minimiser l’impact sur le réseau électrique de distribution.

Nous présentons et analysons deux de ces mécanismes ci-dessous.

Le net-metering

Dans le mécanisme dit de net-metering, le producteur/ consommateur reçoit un crédit pour chaque kWh qu’il produit en sus de sa consommation propre et qu’il injecte sur le réseau. A chaque fin de période de facturation, il est fait un bilan de la production et de la consommation du site : si la consommation est supérieure à la production injectée, le consommateur paie les kWh supplémentaires consommés. Dans le cas contraire, les crédits dus pour les kWh injectés sont reportés à la période suivante.

Le kWh injecté est donc valorisé à hauteur du kWh acheté au réseau, et peut tenir compte de la période de soutirage et de la période d’injection. Dans certains pays, il est possible de transférer le crédit non consommé à un autre site raccordé à la même antenne basse tension locale et ayant un contrat avec le même fournisseur d’électricité (dans certains cas, une charge pour l’utilisation du réseau de distribution peut être déduite des crédits).

Les primes au kWh produits, consommés et/ou injectés

Dans ce mécanisme, en plus de l’économie de facture générée par l’autoconsommation, le producteur consommateur reçoit des primes de manière à atteindre une rentabilité cible pour l’installation photovoltaïque. Ces primes peuvent être affectées :

▷ uniquement aux kWh produits par l’installation et autoconsommés, le surplus de production étant injectée sur le réseau et rémunéré au prix de marché ;

▷ uniquement aux surplus de production (système analogue à un tarif d’achat du surplus) ;

▷ à tous les kWh produits, qu’ils soient consommés ou injectés sur le réseau. Dans le cas d’une prime identique affectée aux kWh consommés et injectés, ces primes sont dites « symétriques » ; elles sont dites « dissymétriques » dans le cas contraire.

Une prime affectée aux seuls kWh PV injectés sur le réseau, assimilable de fait à un tarif d’achat du surplus (principe d’ores et déjà en place), présente également plusieurs inconvénients :

▷ l’atteinte de la rentabilité de l’installation par ce biais suppose une valeur faciale élevée de la prime ;

▷ la taille de l’installation sera maximisée de manière à injecter le maximum d’électricité sur le réseau. Des actions de MDE pourraient éventuellement être menées par l’opérateur pour accroître encore cette part. Ces comportements sont contraires avec l’objectif recherché de minimiser l’impact des installations en autoconsommation sur le réseau électrique ;

▷ en termes de communication et de compréhension, un tel dispositif pourrait paraître contradictoire avec le principe même de l’autoconsommation qui vise bien à attribuer une valeur économique aux kWh PV consommés et non à ceux injectés sur le réseau.

Une prime affectée à tous les kWh produits, qu’ils soient consommés ou injectés, présente l’avantage de neutraliser la plupart des effets non-désirables évoqués précédemment. Ainsi, une prime symétrique affectée aux kWh consommés et produits n’aura pas d’effet anti-MDE et sera neutre par rapport au taux d’autoconsommation, la maximisation de ce taux étant incitée par la seule économie de facture réalisée par l’opérateur. Une prime dissymétrique, donnant un léger avantage économique à la recherche de l’amélioration du taux d’autoconsommation, est également possible. Cet avantage doit cependant pouvoir être mesuré suffisamment finement pour de ne pas entraîner d’effet anti-MDE ou de déplacements de consommation qui ne seraient pas pertinents à l’échelle de l’économie globale du système électrique.

Les primes symétriques ou dissymétriques reposent uniquement sur la rémunération de l’énergie photovoltaïque produite, sans faire intervenir la notion de puissance. Or, celle-ci est essentielle dès que l’on cherche à intégrer à la réflexion l’impact de la production photovoltaïque sur les réseaux électriques. A ce titre, une réduction de la rémunération perçue en fonction de la puissance injectée sur le réseau peut être introduite dans le modèle économique afin d’inciter à limiter la puissance maximale injectée sur le réseau.

Préconisations relatives au mécanisme de soutien

Au vu des éléments qui précèdent, SER-SOLER recommande de tester, dans le cadre de l’expérimentation souhaitée pour le segment professionnel, une prime globale à l’autoconsommation définie de la manière suivante :

Prime globale = A x Qconsommée + B x Qinjectée – C x (Pinjectée max – Psouscrite)

Formule dans laquelle :

▷ Qconsommée représente la quantité d’électricité PV produite et autoconsommée

▷ Qinjectée représente la quantité d’électricité PV produite et injectée sur le réseau

▷ A représente la prime affectée aux kWh PV autoconsommés

▷ B représente la prime affectée aux kWh PV injectés

▷ Pinjectée max représente la puissance maximale PV susceptible d’être injectée sur le réseau

▷ Psouscrite représente la puissance souscrite de l’abonnement en soutirage de l’autoconsommateur

▷ C représente le facteur de réduction de la prime globale en fonction de l’injection de puissance sur le réseau. C vaut 0 si Pinjectée max – Psouscrite ≤ 0.

D’une manière générale, les modèles économiques valorisant l’autoconsommation font intervenir l’économie de facture évitée : l’analyse du risque des projets est dépendant d’un nouveau risque lié au client, portant à la fois sur sa consommation et sur la pérennité de ses engagements. Ce risque est renforcé par la durée longue des projets. Il est par conséquent essentiel de mener une évaluation rigoureuse de la bancabilité des projets dans cette configuration, laquelle diffère très sensiblement de l’obligation d’achat. A ce titre, il conviendrait par exemple de trouver un mécanisme permettant de minimiser le risque client (caution ou garantie).

La rémunération de l’électricité injectée au réseau sous la forme d’un prix de marché + prime introduit un risque supplémentaire. A ce titre, SER-SOLER recommande que les plus petites installations s’inscrivent dans un régime de tarif d’achat du surplus (jusqu’à un seuil de puissance qu’il convient de définir), et que seules les plus grosses installations soient concernées par le mécanisme de prix de marché + prime (déterminée ex-post).

Le niveau pour B doit être cohérent avec celui retenu pour A afin d’éviter les effets non-désirables. SER-SOLER recommande de fixer A = B. Dans ce cas, A + économie de facture évitée > A + marché de gros, ce qui favorise l’autoconsommation. Par ailleurs, A < A + prix de marché de gros, par conséquent les effets anti-MDE sont évités.

Seule l’injection d’électricité photovoltaïque excédant la puissance souscrite par le consommateur doit être prise en compte dans la réduction de la prime globale. Il convient d’affecter le coefficient C à cette différence éventuelle.

Evolution des conditions économiques du raccordement au réseau des autoconsommateurs photovoltaïques

Le décret n°2012-533 du 20 avril 2012 relatif aux schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) a institué une quote-part régionale du coût des ouvrages réseaux à créer en application des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) dont doivent s’acquitter les producteurs.

Pour mémoire, les modalités de calcul de la quote-part font porter aux producteurs EnR 85 % des coûts de l’adaptation du réseau public « amont » qui, s’ajoutant au coût de leurs ouvrages propres, entraînent une augmentation significative des coûts de raccordement par rapport au régime précédent. La mise en place d’une mutualisation des coûts s’est accompagnée d’une extension du périmètre de facturation des producteurs, incompatible avec le niveau actuel des tarifs d’achat.

Par ailleurs, le champ d’application choisi intègre au dispositif des installations de production décentralisées (raccordées en BT ou proche de lieux de consommation) qui deviennent, dès lors, redevables de coûts d’adaptation du réseau amont, alors même que cette adaptation est dimensionnée pour l’accueil de gisements de production EnR centralisés, aux besoins fondamentalement différents.

La définition du modèle économique de l’auto- consommation doit être l’occasion de réviser le mode de calcul de la quote-part S3REnR, qui doit se faire à due proportion de la puissance maximale susceptible d’être injectée sur le réseau et non pas en fonction de la puissance totale de l’installation, et ce, quel que soit le niveau de puissance de l’installation. A l’extrême, en cas d’absence d’injection de puissance sur le réseau, il est légitime que l’autoconsommateur n’ait pas à s’acquitter de la quote-part.

RECOMMANDATIONS POUR LES OUTRE-MER

Faute d’un soutien spécifique, le développement du solaire photovoltaïque dans les DOM est aujourd’hui quasiment à l’arrêt, malgré un énorme potentiel dans ces territoires particulièrement ensoleillés. Le photovoltaïque est désormais directement rentable dans les DOM, mais, compte-tenu de la présence sur les réseaux insulaires d’une puissance photovoltaïque pouvant représenter jusqu’à 30 % de la puissance de pointe (pour 5 % de l’énergie fournie), l’instabilité potentielle soulignée par les gestionnaires de réseau impose que son développement dans les zones non- interconnectées passe par le stockage et le service réseau, avec une forte dimension d’autoconsommation et de maîtrise de l’énergie.

SER-SOLER recommande la mise en place d’un mécanisme de prime à l’autoconsommation intégrant des actions de maîtrise de l’énergie, du stockage et du service réseau dans les DOM. En matière de CSPE, le modèle proposé a vocation à s’amortir sur la durée de vie des systèmes, rendant ainsi positif l’impact global. De plus, afin d’intégrer les solutions MDE et stockage, SER-SOLER s’appuie notamment sur l’application de l’Article 60 du Code de l’énergie et de son décret d’application en cours de publication pour pouvoir intégrer dans l’assiette de la CSPE la MDE et le stockage, sur la base de règles de calculs qui seront élaborées par la CRE.

Les principales hypothèses techniques du modèle préconisé par le SER-SOLER sont les suivantes :

▷ installations de puissance inférieures à 100 kWc ;

▷ uniquement dans un environnement bâti ; ▷ raccordement en mode excédentaire ;

▷ comptage et valorisation de tous les flux énergétiques (autoproduction, service réseau, injection résiduelle) ;

▷ taux de couverture solaire minimal : 50 % ; ▷ taux d’autoconsommation minimale : 60 % ;

▷ réserve primaire de puissance de 10 % de la puissance de référence ;

▷ énergie délivrée lors de la pointe minimum de 15 % de l’énergie solaire quotidienne ;

▷ plage horaires injection de pointes constantes de 2 h définies sur chaque DOM par le gestionnaire de réseau ;

▷ lissage de la production sur 30 min glissantes (pas de 1 min) ;

▷ maîtrise de la prévision globale de production d’énergie stockée et lissée (algorithme de calcul, etc.) ;

▷ alimentation automatique partielle des sites en cas de disparition du réseau (cyclone, ...) avec sécurisation des personnes liées à normes existantes ou en cours (DIN VDE 126-1-1 pour les onduleurs, UTE C 15-712-3 pour les installations avec stockage raccordées au réseau...).

Dans le cadre de ce modèle, l’impact des coûts de revient lié au stockage pèse environ 55 % des coûts opérationnels équivalent à un tarif moyen global de 430 €/MWh, soit 235 €/MWh lié au stockage de type Li-ion français). SER-SOLER propose une variante de ce modèle visant à diminuer le stockage au maximum tout en garantissant la stabilité du réseau. Dans cette variante, l’équivalent tarifaire tombe à 345 €/ MWh (soit 156 €/MWh dédié au stockage) et proche des coûts complets de production moyen reste une énergie fossile. Conscient que d’autres variantes sont possibles (stockage froid, chaud, etc...), SER-SOLER reste ouvert à toute nouvelle réflexion sur le sujet.

SER-SOLER demande que les DOM puissent bénéficier de cette mesure d’urgence sur une période de trois ans, afin d’affiner le modèle. Les volumes seraient annuellement plafonnés à 100 MWc par an pour l’ensemble des DOM.