"L’autoconsommation d’électricité sonne-t-elle réellement la fin des réseaux ? "

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(Crédits : Christine Caville)
Selon Jacques Percebois, professeur émérite à l’Université de Montpellier, si les nouvelles technologies en cours de développement dans le champ de l'autoconsommation électrique sont prometteuses, des réalités économiques et juridiques s'imposent avant d'envisager leur généralisation. Dans l'intervalle, les réseaux nationaux, voire internationaux, vont persister.

Un texte est passé un peu inaperçu cet été : la publication de l'ordonnance du 27 juillet 2016 qui précise les conditions dans lesquelles l'auto-producteur d'électricité (photovoltaïque pour l'essentiel) pourra bénéficier d'un droit d'accès au réseau de distribution d'Enedis (ex ERDF). On peut concevoir des installations sans injection si le client consomme la totalité de sa production.

Dans le cas contraire, où il y a injection du surplus non autoconsommé à défaut de pouvoir le stocker, les producteurs devront signer un contrat d'accès au réseau ; le tarif sera fixé par la CRE pour les installations de moins de 100 kW. Va-t-on vers la fin des grands réseaux maillés et interconnectés d'électricité ? Sans doute pas et ceci pour plusieurs raisons.

La parité réseau imminente

Il faut déjà que la « parité réseau » soit atteinte, ce qui n'est pas encore le cas en France. Il y a « parité réseau » si le prix de revient du kWh produit avec l'installation photovoltaïque est égal au prix TTC du kWh soutiré du réseau : l'auto-producteur est alors incité à consommer sa production plutôt qu'à acheter de l'électricité au réseau. C'est déjà le cas en Allemagne et bientôt en France dans certaines régions.

Il faut ensuite ne pas oublier que l'intermittence de l'énergie solaire obligera le producteur/consommateur à faire appel au réseau pour ses besoins. Il lui faudra également envisager les situations de défaillance de son installation ; il a donc intérêt à rester connecté au réseau national.

Il faut anticiper la réforme de la tarification d'accès au réseau (le fameux TURPE pour « tarif d'utilisation du réseau public d'électricité »). Cette tarification fixée par la Commission de Régulation, qui représente tout de même 30 % de la facture TTC d'un consommateur domestique, est actuellement basée sur la quantité d'électricité soutirée du réseau.

Demain la structure du TURPE va évoluer et la partie fixe basée sur la puissance souscrite en kW et non plus seulement sur l'énergie soutirée en kWh va augmenter sensiblement. Les auto-producteurs paieront pour rester connectés même s'ils ne soutirent pas d'électricité. Cela rendra donc plus coûteux le service rendu par le réseau.

La résilience des réseaux nationaux

On peut donc à terme envisager une coexistence entre de petits réseaux locaux et un réseau national interconnecté. Le mythe du petit réseau intelligent, décentralisé, à l'échelle humaine et distribuant de l'électricité renouvelable est toujours présent et séduisant. Mais dans le même temps, certains croient aux super-réseaux mondiaux interconnectés.

Liu Zhenya, le P-dg de State Grid Corporation of China, la plus grande société d'électricité au monde avec ses deux millions de salariés, un chiffre d'affaires annuel proche de 300 Mds $ et qui alimente 88 % du marché chinois, a déclaré au printemps 2016, lors d'une conférence internationale, qu'il souhaitait construire un réseau électrique mondial qui d'ici 2050 pourrait connecter l'Asie, l'Afrique, l'Europe et l'Amérique du Nord et du Sud grâce à des lignes UHV (Ultra Haute Tension) de 1000 kV.

Ce réseau transporterait en priorité de l'énergie solaire produite au niveau de l'équateur et de l'électricité éolienne produite dans l'Arctique. Cela permettrait de réduire fortement les émissions mondiales de CO2. Son coût est estimé à 50 000 Mds $, soit deux fois les PIB annuels cumulés des États-Unis et de la Chine.

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