En 2023 au niveau mondial, jamais autant d’infrastructures d’énergies renouvelables n’ont été installées : plus de 510GW de capacité, en majorité du solaire (75%), de l’éolien (22%), de l’hydraulique et de la biomasse (3%). Par rapport à 2022, on a pu observer une augmentation de 50% (3 fois plus qu’en 2019), ce qui laisse augurer des années à venir tout aussi positives sur le plan des renouvelables.
L’essentiel en trois points :
- Avec le développement d’installations PV, le réseau électrique se heurte à des saturations qui peuvent engendrer le blocage de certaines installations à un niveau local.
- Dans l’attente d’un renforcement du réseau, une solution technique consiste à adapter les onduleurs avec un réglage P(U) qui module la puissance en fonction de la tension.
- Les utilisateurs peuvent donc éviter un blocage de leur installation en raccordant celle-ci au réseau, bénéficiant ainsi de subventions à la pose et permettant une revente de l’électricité produite en vue d’amortir l’investissement.
Dans un contexte où la transition énergétique devient une priorité mondiale, l’intégration massive de la production solaire photovoltaïque (PV) dans les réseaux de distribution locaux soulève des défis techniques considérables. Face à ceux-ci, les gestionnaires de réseau de distribution d’énergie (GRD) tels que Romande Energie développent sans relâche des solutions innovantes pour permettre un déploiement sûr, rapide et à large échelle.
Les défis techniques du réseau face à l’expansion du PV
L’essor du PV résidentiel s’inscrit dans une volonté de diversifier les sources d’énergie et de réduire l’empreinte carbone. Toutefois, cette intégration massive présente des défis majeurs pour les GRD. L’un des principaux enjeux réside dans la nécessité de renforcer et de dimensionner le réseau pour absorber cette nouvelle production d’énergie intermittente tout en garantissant sa stabilité.
En effet, le réseau suisse a été originellement conçu comme étant unidirectionnel, depuis les grosses centrales électriques vers les clients finaux. Avec le développement des renouvelables, une production décentralisée se met en place et il faut donc adapter le réseau à cette nouvelle donne. Partout sur le territoire, les GRD constatent que celui-ci est de plus en plus mis à rude épreuve : surcharge dans les câbles, élévation de tension problématique, etc. Il en résulte notamment un accroissement d’électricité injectée dans le réseau pouvant aller jusqu’à 400% dans certains cas.
Pour éviter de telles situations, une alternative serait tout simplement de renoncer à l’installation solaire, ce qui s’oppose cependant à un développement de cette forme d’énergie. Une autre solution, simple sur le papier, se heurte toutefois à de nombreux obstacles : remplacer les câbles existants par des nouveaux câbles de sections plus grandes. Cela nécessite des interventions importantes (p.ex. ouverture de tranchées de canalisations) dont le coût et les délais retardent d’autant plus le raccordement d’installations PV résidentielles. Sur ce dernier point, selon la directive 1/2019 de l’ElCom, il est à noter qu’une répartition des coûts se fait entre les propriétaires/producteurs et le GRD. Les premiers s’acquittent des frais de raccordement de leurs installations au réseau (depuis le dernier point électrique à partir duquel il est le seul sur sa ligne de desserte) et le second prend en charge les coûts au-delà de la connexion au réseau.
Aussi, afin de réaliser ces travaux d’adaptation, le GRD doit s’assurer une disponibilité de trois élément critiques :
- Personnel et main d’œuvre : l’élément humain est crucial pour le suivi et la gestion du chantier. Avec une pénurie actuelle de talents spécialisés, les équipes sont mises à rude épreuve et travaillent déjà souvent à flux tendu.
- Matériel : la demande croissante pour les installations solaires a engendré une pression significative sur la chaîne d’approvisionnement mondiale, entraînant des pénuries de matériel essentiel au sein du secteur (panneaux, onduleurs, transformateurs, etc.). Il est estimé que la demande mondiale pour ces composants-clés a augmenté de plus de 30% au cours des deux dernières années, créant une situation où la capacité de production peine à suivre compromettant ainsi la mise en œuvre rapide de projets d’énergie solaire.
- Autorisations: l’élément administratif est impératif pour procéder aux travaux. Les GRD et installateurs travaillent en étroite collaboration avec les administrations communales et cantonales pour identifier et déployer des solutions qui concilient la nécessité de garantir la conformité réglementaire avec l’urgence d’accélérer l’expansion du PV.
La combinaison de ces trois conditions favorables peut engendrer des durées de travaux allant d’un mois (dans le meilleur des cas) à deux ans.
Un goulet d’étranglement dans certains cas
Ces dernières années, le développement massif du solaire s’est parfois heurté à une impossibilité de raccorder certaines installations PV au réseau. Celui-ci n’avait tout simplement pas la capacité d’absorber des sources additionnelles d’électricité et le GRD n’autorisait donc pas le raccordement de l’installation PV au réseau avant d’avoir pu le renforcer. Du point de vue de l’utilisateur/producteur, si une demande de raccordement a été faite trop tardivement auprès du GRD, on se retrouve bloqué et aucune électricité n’est produite alors que les panneaux PV ont déjà été posés.
Deux points principaux se dégagent de cette situation :
- Puisqu’aucun compteur n’est installé, la certification de l’installation PV ne peut être faite par un contrôleur agréé. Aucune subvention (communale, cantonale, fédérale) ne peut être demandée pour la pose de l’installation, ce qui peut rendre la facture de départ plus importante qu’escomptée.
- Aussi, comme l’installation PV n’est pas connectée au réseau via un compteur, aucune électricité n’y est refoulée et l’utilisateur/producteur ne touche donc pas d’argent en revendant ses électrons. Si le compteur est carrément bloqué par le GRD, aucune électricité n’est même produite. Dans les deux cas, le retour sur investissement se trouve par conséquent rallongé.
Une solution pragmatique et un renforcement du réseau
Face à ces défis, Romande Energie propose à ses clients une nouvelle possibilité visant à permettre aux producteurs indépendants de profiter pleinement de leur énergie solaire sans attendre la modernisation complète du réseau.
Afin de garantir la mise en place d’une telle solution, des études préalables sont réalisées par le GRD grâce à un logiciel de simulation. La situation est évaluée dans son ensemble : capacité du réseau, spécifications des onduleurs, etc. Si la solution est techniquement possible, elle est proposée au client et à son installateur afin de maximiser la production dans l’attente du renforcement réseau par le GRD.
Petit rappel pratique avant de poursuivre. Pour qu’une installation PV soit opérationnelle, il est nécessaire, en outre des modules PV, de se munir d’un onduleur dont la fonction est de convertir (soit « onduler ») le courant continu produit par les panneaux PV en un courant alternatif qui alimente les divers appareils électriques de la maison. Il s’agit désormais d’optimiser ce couple panneaux-onduleur afin de maximiser la production d’électricité tout au long de l’année.
Après la phase initiale de simulation, l’approche consiste ensuite à paramétrer manuellement les onduleurs chez les propriétaires (la grande majorité des onduleurs installés en Suisse présente l’avantage de pouvoir bénéficier d’un tel réglage). Abrégé « P(U) », signifiant « puissance en fonction de la tension », le mécanisme vise à adapter dynamiquement la puissance de sortie de l’onduleur vers le réseau (provenant des panneaux PV) par rapport à la tension du réseau (état du réseau). L’objectif est de ne pas surcharger le réseau et ainsi éviter les problèmes décrits précédemment. Tant que la tension demeure dans un intervalle donné, la puissance maximale du panneau est libérée ; si par contre la tension est trop haute pour le réseau, la puissance du panneau est tout simplement limitée.
Cette solution technique permet donc de pouvoir injecter l’électricité sur le réseau en optimisant le flux d’énergie afin d’éviter des surtensions. Les deux blocages précédemment listés y trouvent donc leur solution :
- Premièrement, comme l’installation est opérationnelle, des aides financières étatiques peuvent être demandées pour la pose de l’installation PV, réduisant ainsi le prix de l’installation en amont.
- Deuxièmement, l’électricité peut être revendue au GRD via le réseau, ce qui contribue à rembourser l’investissement de son installation solaire.
Plusieurs points pratiques sont également à prendre en considération. Tout d’abord, cette forme de « bridage intelligent » d’injection n’a lieu que lors de pics de production. Ceux-ci interviennent par exemple au cours d’une journée, si l’on observe un fort ensoleillement, ou au cours de l’année, selon les saisons, lorsque le soleil brille plus. De plus, l’historique des installations des clients de la ligne est respecté. Cela signifie que des clients/producteurs plus anciens ne seront pas péjorés par rapport à des nouveaux raccordements et qu’ils pourront donc continuer à injecter l’électricité produite via leurs panneaux PV avec cette solution. Aussi, il s’agit avant tout d’une mesure d’optimisation pour faciliter le raccordement d’une installation au réseau dans les meilleurs délais. Si des limitations du réseau sont diagnostiquées, un renforcement du réseau est automatiquement planifié et serait normalement réalisé dans des délais pouvant aller jusqu’à 24 mois. Enfin, c’est l’installateur qui effectuera le réglage des onduleurs, ce qui engendre un coût supplémentaire dont il faut tenir compte.
Par ailleurs, afin d’optimiser la situation qui peut mener à des délais inutiles, une collaboration renforcée entre les installateurs et les GRD est souhaitable. En effet, plus tôt la demande de l’installateur est faite auprès du GRD, moins le client/producteur final sera pénalisé. Une planification en amont est préconisée afin d’éviter un blocage au niveau de l’utilisateur.
Philippe Labouchère
Rédacteur spécialisé
