« Il est urgent de simplifier les procédures de raccordement sur le réseau »

Fin 2021, la DGEC a lancé un groupe de travail « raccordement », visant à rationaliser et à simplifier le cadre réglementaire et législatif concernant la planification du réseau électrique. Victor Danel, Directeur EPC chez BayWa r.e., qui a assisté à l’ensemble des réunions, a accepté pour pv magazine France de revenir sur les enjeux de ces groupes de travail et sur le contenu des échanges, alors que les conclusions devraient être rendues courant juin.

Le parc solaire de Berg-Espich (10 MWc), construit par BayWa r.e., est venu se greffer sur le raccordement du parc éolien de 24 MW créant ainsi un raccordement mutualisé.

Image : BayWa r.e.

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Fin 2021, la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) a lancé des groupes de travail avec pour objectif d’accélérer le raccordement des installations de production d’électricité, auxquels participent notamment la CRE, RTE, Enedis, les syndicats professionnels (SER, FEE, Enerplan, Hespul…), de consommateurs (Uniden…) et publics (FNCCR…). L’enjeu est de réduire les délais de réalisation des ouvrages du réseau de transport et d’explorer des pistes de simplification des procédures.

Trois sous-groupes ont été crées : le SG1 (cadre et financement) vise à renforcer l’équité et à étudier le bénéfice d’incitations tarifaires et une meilleure répartition des prises en charge entre gestionnaires, collectivités et demandeurs. Le SG2 (procédures) porte sur la réduction des délais, grâce à une meilleure planification et gestion de la file d’attente et réservation de la capacité. Enfin, le SG3 (dimensionnement technique) a pour but d’adapter la réglementation aux enjeux technologiques de demain. Victor Danel, Directeur EPC chez BayWa r.e., fait le point pour pv magazine France sur les enjeux de ces groupes de travail.

Quel est aujourd’hui le constat tiré des réunions du groupe de travail ?

Victor Danel : On constate aujourd’hui que le volume de projets bloqués en file d’attente de raccordement au réseau de transport ou de distribution a augmenté de 25 % en quatre ans. Selon Enedis, environ 13 GW sont actuellement en attente de raccordement sur le réseau de distribution, dont 6 GW d’éolien et 7 GW de PV, alors que le France est déjà en retard sur les objectifs de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Il est donc urgent de simplifier et d’accélérer les procédures de raccordement des projets EnR.

De plus, le groupe de travail a été mis sur pied par la DGEC fin 2021, en raison des énormes tensions qui existaient déjà sur le marché de l’électricité. La guerre en Ukraine a encore exacerbé les prix de l’énergie et la nécessité d’accroître notre autonomie énergétique. La teneur des échanges a d’ailleurs évolué fin février quand la démonstration de la dimension stratégique de la sécurisation d’approvisionnement est devenue évidente. La question est donc désormais de savoir comment parvenir à débloquer la puissance des renouvelables à court, moyen et long termes.

Pourtant, nous avons l’impression que RTE, en dépit de son excellent travail de prospectives “Futurs énergétiques 2050”, qui table sur 50 à 100 % de renouvelables dans le mix électrique en 2050, n’a pas pris la mesure des transformations indispensables du réseau qu’il opère et des efforts de planification nécessaires en amont. Pour éviter des coûts échoués, le gestionnaire de transport n’anticipe pas suffisamment les besoins d’infrastructures qui saturent sur plusieurs points du réseau. Dans certaines régions, les raccordements peuvent ainsi prendre jusqu’à huit ans, contre trois ans en moyenne.

Quelles sont donc les préconisations que BayWa r.e. a relayées auprès des GT ?

Tout d’abord, selon nous, il est impératif que les innovations proposées soient fonctionnelles dans des délais beaucoup plus rapides. Par exemple, les producteurs d’électricité renouvelable installent déjà depuis plus de dix ans des liaisons de diamètre 400 mm² en aluminium en substitut des liaisons 240 mm² en cuivre. Techniquement, ces câbles offrent un niveau de performance équivalent pour un coût inférieur. Sollicité depuis 2015 par les professionnels, Enedis s’est lancé seulement en 2019 dans un processus de qualification de cette liaison, qui vient d’être reporté à 2023. Nous avons pourtant de très bons retours d’expérience et cette liaison est 400 % moins chère que son équivalent en cuivre. Si l’on considère que les câbles représentent 20 à 30 % des coûts de raccordement globaux, qui eux-mêmes comptent pour 20 à 30 % du Capex global, il est dommage de renoncer à une telle économie, dans un contexte de flambée des prix des matières premières et des modules photovoltaïques.

Il faudrait également plus d’intelligence sur le réseau : depuis plus de 20 ans, les centrales de production EnR sont pilotées par des automates numériques qui communiquent avec des Dispositifs d’Échange d’Informations d’Exploitation (DEIE), qui sont restés analogiques du côté des gestionnaires de réseau. A l’heure des Smart grids, les travaux d’homologation vers un DEIE numérique deviennent urgents.

Par ailleurs, nous demandons de lever la limite de 17 MW grâce à une simple modification du code de l’énergie. Aujourd’hui, les projets d’énergie renouvelable doivent être raccordés à puissance nominale. Or, dans les faits, la mobilisation de la connexion est faible : entre 0 et 60 % de la puissance nominale de l’installation la plupart du temps. C’est pourquoi nous avons soumis au bac à sable de la CRE de 2020 un projet de raccordement optimisé d’un projet hybride éolien-solaire à Loisy, composé de 33,6 MW d’éoliennes et de 29,6 MW de photovoltaïque. Nous avons pu démontrer qu’avec un raccordement sans dérogation de 4 PDL de 15 MW chacun, le coût total du raccordement s’élève à 8,8 M€. Si l’on se limite à une puissance de raccordement de 36 MW (soit 3 PDL de 12 MW), on fait tomber le coût total de l’installation de raccordement à 5,6 M€, tout en ne perdant que 4 % de production annuelle. D’autant que le surplus d’énergie pourrait être stocké ou faire marginalement l’objet d’un écrêtement (moment où le surplus de production n’est pas injecté). L’enjeu est aujourd’hui de faire baisser le coût de l’énergie plutôt que de maximiser les capacités de production, en privilégiant une approche pragmatique et économique.

Il serait alors possible d’utiliser les postes sources saturés d’éolien du nord de la France pour connecter du solaire à moindre frais, et ceux saturés de PV du sud pour connecter de l’éolien et de profiter de la complémentarité de ces deux sources renouvelables. On nous demande aujourd’hui de produire des kWh verts les moins chers possible. Nous souhaiterions donc avoir davantage de marge de manœuvre dans notre planification et notre modèle économique, alors que 75 % des coûts de développement du réseau français sont pris en charge par les producteurs EnR.

Qu’en est-il des efforts de planification ?

L’un des constats qui a été fait est qu’il faudrait séquencer de façon cohérente les schémas réseau SDDR (Schéma Décennal de Développement du Réseau) et S3REnR (Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables). A ce sujet, il faut saluer le réel consensus entre les syndicats SER, FEE et Enerplan qui ont publié des propositions communes, qui estiment notamment que le SDDR doit permettre d’anticiper la partie grand transport sur la base d’hypothèses nationales, indépendantes des S3REnR, pour permettre une construction facilitée de ces derniers et leur articulation avec les autres programmes industriels des gestionnaires de réseau.

Pour finir, au niveau des moyens, les gestionnaires de réseaux et les administrations devraient disposer de plus de ressources humaines pour relever le défi du changement climatique. Le manque de moyens humains ne saurait constituer un frein à la transition énergétique.

Les propositions communes SER-FEE-Enerplan

• Faire de l’autorité administrative la « garante des délais » de révision et d’adaptation pour qu’elle assure le respect des délais de révision (2 ans max) et d’adaptation (1 an).

• Les ouvrages actés aux S3REnR doivent pouvoir être déclenchés, aussi d’un point de vue des travaux, dès le lendemain de l’approbation de la quote-part des S3REnR, indépendamment des seuils de déclenchement (qui doivent rester le jalon le plus tardif de lancement).

• Pour assurer un égal accès des producteurs à la mutualisation permise par les S3REnR, la réglementation devra prévoir la révision incrémentale des S3REnR tous les deux ans.

• Permettre l’accès à la mutualisation entre deux révisions : à mi-parcours (soit tous les ans, entre chaque révision incrémentale), une adaptation sans mise à jour de l’évaluation environnementale stratégique devra être réalisée (ajouts d’ouvrages au sein des postes existant et doublement de liaisons HTB souterraines) pour permettre aux projets HTA & BT développés entretemps de se raccorder.

• Clarifier les « temporisations » d’ouvrages réseaux lors de l’élaboration des S3REnR : la réglementation pourra préciser qu’au-delà d’un certain seuil, les ouvrages ne pourront être intégrés au S3REnR et qu’une demande de raccordement qui interviendrait dans la zone se verra proposer une offre de raccordement en dehors du cadre dérogatoire des S3REnR.

• Massifier les études d’anticipation (« S3REnR n+1 ») et les articuler avec les S3REnR et le SDDR : pour rendre possible des révisions régulières et fluides, il faudra qu’une partie des études d’ouvrages à abonder dans les S3REnR aient déjà été entamées ou réalisées.

• Donner les moyens aux gestionnaires de réseaux de faire face à l’accélération des EnR : les contributions des producteurs doivent permettre d’augmenter les ressources allouées aux missions d’élaboration des S3REnR, de mise à disposition des ouvrages et de raccordement dans une logique de priorisation de l’enjeu central des délais, en augmentant les capacités des GR, à côté du TURPE.

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