[UAPV22] Le processus de raccordement dans les projets AC : frais, délais et quid de l’injection réseau

Les coûts, les procédures et les délais de raccordement font partie des préoccupations des acteurs du solaire. Ils deviennent de vraies barrières quand les frais passent à la charge de petits producteurs, comme dans le cas de l’autoconsommation. En zone rurale, certains dénoncent même des frais exorbitants et bloquants qui résultent de la nécessité de rénover les lignes locales (aux frais du producteur) à l’occasion de la demande de raccordement d’un projet PV.

Ce faisant, Enerplan comme plusieurs autres acteurs, demande la mise en place d’un forfait de raccordement. Dans un cas comme dans l’autre, « quelqu’un doit payer, si ce n’est pas le producteur, ce sera la collectivité », explique Yves Barlier, directeur du programme smart grids d’Enedis. Il admet toutefois qu’il n’est pas normal de faire peser la mise à niveau du réseau sur les petits producteurs et, dans l’exemple évoqué par un intervenant de l’audience, il avance une erreur d’Enedis sur la répercussion énoncée de ces frais.

A la question « est-ce que Enedis est capable d’intégrer la croissance attendue des projets d’autoconsommation photovoltaïques ? », Yves Barlier est modéré : « oui mais il faut du soutien. » En effet, il explique que le modèle d’autoconsommation n’est pas si différent que le raccordement en injection directe, même si cela pourrait évoluer à l’avenir. Techniquement, il affirme que les contrats, les câbles, les compteurs ne changent pas les flux électriques : ce sont les comportements du consommateur qui vont avoir un impact. Par exemple, pour bénéficier de la production PV de la centrale la plus proche, il faut consommer au moment où l’installation produit.

Il existe aussi un blocage au niveau des postes sources, avec, dans certains territoires, des petits projets solaires prêts à être raccordés mais bloqués par de gros projets HTA qui mettent, eux, plusieurs années à se développer. Côté Enedis, on soutient que des propositions ont été faites auprès des pouvoirs publics pour changer la réglementation et débloquer ce type de situations peu logiques. A court terme, le régulateur dit qu’on peut raccorder plus vite la basse tension donc l’idée, à titre provisoire, est d’effacer les producteurs HTA, d’autant plus que les solutions techniques existent déjà pour cela. Plus tard il faudra trouver une solution moins chères.

« Aujourd’hui, le modèle d’autoconsommation collective commence à être maitrisé et diffusé : nous ne sommes plus sur des projets pilotes. La limite légale du 3 MW est souvent atteint, notamment dans les zones industrielles. Nous avons même déjà du superposer deux opérations d’AC collective pour répondre aux besoins », explique Rémi Bastien, PDG et fondateur d’Enogrid qui développe des projets d’autoconsommation collectives. Pour le dirigeant, la proposition d’Enerplan d’ouvrir les projets de boucle locales de l’énergie jusqu’à 10 MW permettrait aussi d’intégrer de l’éolienne dans ce type d’opérations, ce qui serait pertinent dans une logique d’accélération du déploiement EnR.

Par ailleurs, fait positif ou négatif, mais paradigme réel rappelé par André May, le président d’Everwatt : le tarif S21 a redonné un intérêt économique à l’autoconsommation collective, sachant qu’avant les modèles des petits producteurs étaient principalement tournés vers une totale injection réseau. Pour la Région Grand Est toutefois, cet état de fait bloque le financement des projets citoyens (communautés énergétiques) dont les modèles étaient basés sur la vente totale de la production. En effet, l’arrêté ne permet plus aux collectivités de soutenir financièrement ces communautés qui doivent alors se réinventer : ça freine, alors même que la région constatait une belle montée en puissance des collectifs citoyens. La région est prête à financer encore il faudrait qu’il lui soit possible de le faire.