Cet été, un article de la SRF portait le titre : « Le boom du solaire pousse les réseaux électriques à leurs limites ». Dans quelle mesure considérez-vous la surcharge du réseau causée par les installations solaires comme un problème sérieux ?
Lars Huber : L’alarmisme n'est pas nécessaire, à mon avis. Il existe diverses solutions techniques pour alléger la charge sur le réseau électrique, que nous avons à peine exploitées jusqu'à ce jour. De nombreux opérateurs de réseaux de distribution prennent peu à peu conscience du potentiel immense que cela représente.
À quelles solutions techniques pensez-vous ?
Principalement à deux mesures, qui coûtent le moins cher et sont les plus efficaces : la limitation intelligente de la puissance d'injection des installations solaires et l'ajustement entre la production et la consommation dans le réseau électrique. Pour de nombreux consommateurs d'électricité, le fonctionnement n'est pas critique en termes de temps et peut être déplacé à des moments plus propices pour le réseau. Un bon exemple est celui des chauffe-eaux électriques : autrefois, ils fonctionnaient à pleine puissance, principalement la nuit, jusqu'à ce que l'eau soit chauffée en quelques heures. Désormais, nous devrions les faire fonctionner pendant la journée, à puissance réduite et plus longtemps. La quantité d'énergie nécessaire ne change pas, mais cela soulage considérablement le réseau électrique.
À propos de la personne
Lars Huber est depuis 2024 directeur de la technologie des systèmes dans l'entreprise d'énergie SWL Energie SA à Lenzburg. Auparavant, il a travaillé pendant deux ans et demi chez Helion et huit ans chez le fournisseur de compteurs intelligents Semax. Il dirige actuellement le groupe de travail « Régulation de tension dans le réseau basse tension » de l'Association des entreprises électriques suisses, en lien avec les installations photovoltaïques.
La nouvelle Loi sur l'approvisionnement en électricité facilite-t-elle la mise en œuvre de ces mesures ?
Oui. Elle améliore considérablement les conditions-cadres pour nous, opérateurs de réseaux de distribution. Par conditions-cadres, j'entends deux points : premièrement, les directives que nous pouvons donner aux prosommateurs, et deuxièmement, les incitations à une injection d'électricité solaire favorable au réseau. L'essentiel est que les ordonnances d'application de la Loi sur l'approvisionnement en électricité soient adoptées en intégrant les options prévues dans le projet soumis à consultation.
Commençons par les directives : quelles exigences les opérateurs de réseau peuvent-ils désormais poser aux propriétaires d'installations solaires ?
Nous obtenons des droits d'utilisation garantis pour la flexibilité des installations solaires, afin de réduire leur injection dans le réseau public. L'étendue de cette garantie est limitée à un maximum de 3 % de l'énergie produite annuellement. De plus, l'utilisation de cette flexibilité doit être bénéfique pour le réseau : l'opérateur ne devrait mobiliser cette flexibilité que pour alléger les tensions locales et éviter, limiter ou différer des extensions de réseau coûteuses et peu rentables.
Comment évaluez-vous cette possibilité ?
Pour moi, c'est un impératif absolu si nous voulons rénover le système énergétique avec un minimum de coûts. Pour les installations solaires, les coûts liés à l'évacuation de la pleine puissance ne sont pas proportionnels à l'excédent d'énergie injectée. En d'autres termes : mieux vaut renoncer à 1 % d'énergie injectée et économiser ainsi 30 % de la capacité du réseau.
Comment mettez-vous en œuvre cette nouvelle directive chez SWL Energie SA ?
Nous prévoyons de fixer la puissance d'injection maximale des installations solaires à 70 % de la capacité installée des panneaux photovoltaïques dès l'entrée en vigueur des ordonnances correspondantes. Il est même probable qu'une réduction à 65 % permettrait de respecter la limite de 3 % de perte de production. Lorsque nous aurons plus de données pratiques, nous ajusterons peut-être cette valeur par la suite.
Quelles sont les implications de la réduction de la puissance d'injection pour la dimension des installations solaires ?
C'est un point important. En aucun cas, il ne faut renoncer à des modules solaires ou limiter délibérément la capacité maximale de production de l'installation. Il est avantageux, tant pour les propriétaires d'installations solaires que pour le système électrique dans son ensemble, d'exploiter toute la surface de toit disponible. Cette nouvelle directive ne concerne donc que la réduction de la puissance d'injection.
Quelle réduction de production implique le raccordement de l'installation solaire au réseau électrique avec une puissance réduite ?
Notre analyse montre que la perte est extrêmement faible. Un exemple : si l'on limite l'injection de son installation solaire à 70 %, cela représente une réduction de production de moins de 1 % sur l'année entière – et cela uniquement pendant les périodes de surplus d'électricité dans le réseau. Avec un système de stockage par batterie ou en utilisant l'électricité pour une station de recharge ou une pompe à chaleur, cette perte peut même être entièrement évitée.
La nouvelle directive de votre entreprise s'applique-t-elle également aux installations solaires existantes ?
D’après le texte de consultation du projet de loi actuel, nous, opérateurs de réseaux de distribution, pourrions également exiger cette flexibilité des installations solaires déjà en place. Reste à déterminer qui prendra en charge les coûts de cette adaptation. La solution la plus économique consisterait à limiter la puissance de l'onduleur à 70 %, mais cela « bride » la production d’énergie et néglige l’autoconsommation.
Comment appliquez-vous cette nouvelle directive aux installations solaires existantes à Lenzburg ?
Nous n'avons actuellement aucun intérêt à imposer une limitation préventive de l'injection. Les installations solaires existantes pourront continuer à injecter selon leur capacité actuelle jusqu'à ce qu'un problème survienne dans le quartier concerné. Ensuite, nous exigerons la réduction de toutes les installations dans la zone concernée.
La nouvelle Loi sur l'approvisionnement en électricité permet également d'offrir plus d'incitations à un comportement favorable au réseau. Lesquelles sont particulièrement efficaces à vos yeux ?
Nous voulons introduire une telle incitation à Lenzburg : ceux qui réduisent volontairement leur puissance d'injection à 60 % ou même 50 % recevront une rémunération supplémentaire par kilowattheure d'énergie solaire injectée. Cette réduction permet aux propriétaires d'installations solaires de contribuer à la réduction des coûts de développement du réseau. Nous souhaitons qu'ils partagent les économies réalisées. J'évalue également de manière très positive la possibilité d'introduire des tarifs de réseau dynamiques. Ils facilitent l'ajustement de la production et de la consommation dans le réseau, afin de réduire les pics de puissance. Cependant, il nous faudra encore du temps pour leur mise en œuvre généralisée. Enfin, la « Mantelerlass » crée également des incitations pour nous, les opérateurs de réseaux.
Lesquelles ?
Nous avons désormais une incitation à mettre en œuvre des mesures qui évitent ou retardent le développement du réseau. En effet, elles sont désormais plus faciles à prendre en compte dans les coûts du réseau.
Qu'est-ce qui change en matière de prise en compte ?
Jusqu'à présent, nous ne pouvions prendre en compte les coûts de telles mesures que si elles étaient mises en œuvre dans un réseau déjà saturé. Désormais, la prise en compte est possible pour des mesures préventives visant à éviter un tel engorgement. La condition reste que ces mesures soient moins coûteuses qu'un développement du réseau.
Parlons enfin des tarifs de réseau dynamiques. Comment devraient-ils être mis en œuvre ?
Un point essentiel : un tarif de réseau dynamique ne doit pas être confondu avec un tarif de puissance mensuel. Un tel tarif n'est pas utile pour le réseau. Prenons un exemple : une petite entreprise utilise plusieurs appareils à forte consommation une fois par semaine, la nuit, lorsque le réseau n'est pas du tout sous tension. Avec un tarif de puissance mensuel, elle se verrait tout de même infliger des coûts élevés pour sa puissance maximale. L'entreprise ne chercherait donc qu'à réduire légèrement sa pointe de puissance. En revanche, un tarif de réseau dynamique examine la consommation de chaque quart d'heure. Il devient alors intéressant pour l'entreprise de déplacer ses charges en fonction des besoins du réseau, afin de réduire significativement les coûts du réseau.
Donc un tarif de réseau dynamique changerait toutes les quinze minutes ?
Il n'a pas besoin d'être aussi dynamique pour commencer. Un tarif qui change seulement quelques fois par jour crée déjà les bons incitatifs. Pour l'opérateur de réseau, cette solution est plus facile à gérer, car il peut prédéfinir le tarif. Cependant, chaque quart d'heure serait comptabilisé séparément afin que les décalages de charge aient un effet financier tangible.