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Comment financer l’intégration des EnR ?

Le coût de l’intégration des EnR

Les énergies renouvelables remettent en question le fonctionnement centralisé du système électrique. L’intégration de la production décentralisée requiert des travaux supplémentaires de raccordement et de renforcement.

En France, depuis l’adoption de la loi du 7 décembre 2010 portant Nouvelle organisation du marché de l’électricité, ou loi NOME, le financement des raccordements est strictement défini. Ainsi, le producteur doit prendre à sa charge le raccordement de son installation (branchement et extension) et les gestionnaires de réseau sont chargés des travaux de renforcement.


Source : EU-DEEP

Les travaux réalisés par les gestionnaires de réseaux sont couverts par le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). En effet, le TURPE est élaboré par la CRE afin d’assurer l’entretien, le renforcement et la sécurité des réseaux électriques. Le TURPE couvre donc l’ensemble des charges des gestionnaires de réseaux, dont celles liées aux renforcements de réseaux engendrés par l’intégration des EnR. Le TURPE donne aux gestionnaires de réseaux les moyens d’accomplir au mieux leur mission de service public et assurent aux utilisateurs un accès non-discriminatoire aux réseaux.

En 2010, le raccordement des EnR aux réseaux de distribution d’électricité a été financé par ERDF, via le TURPE, à hauteur de 249 millions d’euros.

Année 2007 2008 2009 2010
Coût du raccordement des EnR (en millions d’euros) 50 74 105 249
Source : ERDF

Cependant, la question du financement des énergies renouvelables et de leur intégration aux réseaux électriques reste toujours d’actualité, et ce pour plusieurs raisons :

  • la fixation d’objectifs de production de plus en plus ambitieux en matière de production ;
  • les perspectives d’augmentation des coûts des politiques de soutien ;
  • les coûts liés au maintien de l’équilibre du système (car les énergies renouvelables sont des énergies intermittentes qui induisent de nouvelles contraintes pour l’équilibre du système électrique) ;
  • l’éloignement croissant des sites de production d’électricité d’origine renouvelable (éolien offshore, solaire thermodynamique dans les déserts, etc.) par rapport aux réseaux de transport et de distribution déjà existants (voir le dossier sur les Super grids).

Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), le montant total cumulé d’investissement dans les EnR, majoritairement dans la production solaire et éolienne, entre 2007 et 2030, s’élève à 5.500 milliards de dollars.

ENTSOE indique que l’intégration des EnR aux réseaux électriques est un des principaux moteurs de l’investissement dans les réseaux électriques, avec l’intégration des marchés et la sécurité d’approvisionnement.

Dans son étude intitulée Roadmap 2050 publiée en avril 2010, la Fondation européenne pour le climat (FEC) indique que l’Union européenne pourrait répondre à au moins 80 % de ses besoins énergétiques avec de l’énergie renouvelable d’ici 2050 sans que le montant total des investissements nécessaires à une Europe basse en carbone soient plus élevés que ceux pour poursuivre la trajectoire énergétique carbonée actuelle. La FEC estime qu’un mix énergétique à 80 % d’énergies renouvelables obligerait l’Europe à dépenser 2.860 milliards d’euros en CAPEX dans de nouvelles installations de production, renforcements de réseaux et centrales de soutien entre 2011 et 2050. En sus, 5.705 milliards d’euros viendraient s’ajouter en OPEX, comprenant les coûts d’énergie fossile, l’utilisation non optimale des centrales et les pertes de stockage.

Le coût total de 8.565 milliards d’euros serait presque équivalent au scénario « business as usual », dans lequel les investissements seraient moindres en renforcements de réseau mais plus élevés en matière d’exploitation. À long terme, le coût économique d’un mix énergétique faible en carbone serait plus faible.

Pour en savoir plus :

Enjeux relatifs au raccordement des installations photovoltaïques aux réseaux publics de distribution
European Climate Foundation – Roadmap 2050, A practical guide to a prosperous, low-carbon Europe

Les mécanismes de financement de l’intégration des EnR en Europe et dans le monde

Il existe, en Europe, différents dispositifs économiques de soutien destinés à pallier le manque de compétitivité de l’électricité d’origine renouvelable et à inciter les producteurs à investir dans ces sources d’électricité :

  • les instruments « prix » (Allemagne, France) : ils associent obligation d’achat et prix garantis ;
  • les instruments « quantités » : ils s’appuient sur des objectifs quantitatifs (les quotas) et des mécanismes de flexibilité (les certificats verts ou garanties d’origine).

Au-delà de ces instruments financiers d’incitation à investir dans les EnR, les économistes examinent la question du partage des coûts d’insertion de la production distribuée sur les réseaux électriques. Concrètement, il s’agit de savoir s’il faut que l’ensemble des utilisateurs du réseau prennent en charge collectivement les coûts associés à cette insertion, avec l’avantage de favoriser son développement, ou bien s’il faut imputer aux producteurs d’énergie renouvelable décentralisée une partie significative des charges qu’ils génèrent, pour mieux les inciter à s’implanter dans certaines zones par un signal tarifaire adapté.

L’équilibre offre/demande instantané est lui aussi rendu plus complexe avec le développement de moyens de production intermittents. L’amélioration des modèles de prévision météorologique est une des options techniques qui permet de réduire les écarts entre prévisions et productions réelles. Mais d’autres options non techniques sont également explorées telles que la modification des modalités de fonctionnement des marchés. Il s’agit notamment d’autoriser des délais plus courts entre les annonces et les injections effectives (pour améliorer la fiabilité des prévisions) ou d’accroître la tolérance sur les déséquilibres qui donnent lieu à des pénalités économiques.

La gestion collective des déséquilibres constitue également une option. Les opérateurs ne paient alors que pour les déséquilibres résiduels, à charge pour le gestionnaire du réseau de transport de répartir le montant des pénalités entre tous les opérateurs dont les positions ont connu des écarts significatifs.

Les économistes s’intéressent également à la question de l’impact que ces coûts d’intégration (instruments d’incitation, renforcement réseau, gestion des déséquilibres, etc.) peuvent avoir sur le prix de l’électricité. Compte tenu de son coût marginal quasi-nul, la production d’EnR est parmi les premières appelées au merit order pour la satisfaction des besoins de consommation. En se substituant à des unités de production plus coûteuses, elle devrait donc agir sur les prix à la baisse. (Source : L’insertion des énergies renouvelables intermittentes dans les systèmes électriques : les contributions de l’analyse économique à une problématique d’ingénieur, Philippe Menanteau et Cédric Clastres)

En pratique, l’intégration des EnR produit un impact plus nuancé qui tient à la répercussion plus ou moins forte du coût des politiques de soutien dans les prix de vente, aux besoins de capacités de réserves supplémentaires et au recours plus important au marché d’équilibrage induit par le manque de prévisibilité de la production.

  • En Australie, un projet baptisé « Étendre efficacement le réseau » examine comment partager le coût des infrastructures de raccordement entre les promoteurs et les consommateurs.
  • En Nouvelle-Zélande, l’Electricity Commission cherche à recenser les zones géographiques auxquelles les promoteurs de centrales renouvelables sont susceptibles de s’intéresser afin de s’assurer que les investissements consentis par le propriétaire du réseau de transport réglementé sont correctement dimensionnés dès le départ.
  • Au Royaume-Uni, en vertu de dispositions aujourd’hui abandonnées, les producteurs ne pouvaient être raccordés au réseau tant que National Grid n’avait pas effectué les renforcements nécessaires. Or, comme des investissements importants ont été lancés dans la production d’électricité renouvelable, surtout dans le nord du pays, les demandes de raccordement non satisfaites se sont accumulées et représentent aujourd’hui 60 GW de sorte que les dates de raccordement prévues s’étalent jusqu’en 2023. En 2010, le Royaume-Uni a adopté de nouveaux principes de raccordement, en vertu desquels les producteurs peuvent êtres raccordés au réseau dès que les installations de raccordement sont prêtes. Les coûts liés aux congestions qui en résultent sont, pour l’essentiel, partagés entre tous les opérateurs intervenants sur le marché.
  • Aux Pays-Bas, avec l’essor de la production décentralisée, les gestionnaires des réseaux de distribution ont rencontré des problèmes de capacité. Ils sont soumis à un étalonnage concurrentiel qui récompense les distributeurs qui ont amélioré divers aspects de leur activité (comme la qualité de service ou la quantité) mais, à l’heure actuelle, ne récompense pas les entreprises qui prennent en charge la production décentralisée. D’aucuns redoutent que ce dispositif ne freine l’essor de la production décentralisée et ait un effet défavorable sur la capacité des Pays-Bas à atteindre leurs objectifs d’émissions. L’autorité de régulation néerlandaise propose d’instaurer une « catégorie de production » correspondant à la production décentralisée qui permettrait à une entreprise de distribution d’augmenter ses recettes en fonction du volume de production décentralisée qu’elle fournit à ses clients.

Il n’est pas toujours rentable pour la collectivité, surtout à court terme, de construire des réseaux de transport et de distribution pour éliminer toutes les congestions. Dans de nombreux pays, les investissements substantiels consentis dans des moyens de production renouvelables ont entraîné des congestions périodiques du réseau de transport, congestion qu’il faut gérer, surtout sur les réseaux où l’on pratique une tarification régionale ou zonale (comme au Royaume-Uni) et non nodale (comme en Nouvelle-Zélande). Les investissements importants effectués en Écosse dans des moyens de production renouvelable ont créé des contraintes sur le réseau de transport. Le Royaume-Uni écrit que « des contrats d’un genre nouveau sont de plus en plus utilisés pour équilibrer la production. Parmi ces contrats, on peut citer les contrats d’effacement prévoyant des délestages et ou un plafonnement des volumes de production participant à l’ajustement qui permettent de réaliser des économies par rapport à la méthode classique qui consiste à gérer les contraintes en ayant recours au mécanisme traditionnel d’ajustement ». Les Pays-Bas ont également été contraints de mettre en place un dispositif de gestion des congestions en raison des contraintes qui résultent de l’existence, principalement dans l’ouest du pays, d’unités de production décentralisées associées à des serres. Comme au Royaume-Uni, le coût de ce dispositif est réparti entre tous les utilisateurs du réseau.

Pour en savoir plus :

Rapport de l’OCDE - Électricité : Énergies renouvelables et Smart grids

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