Quelles stratégies pour une production électrique décentralisée durable ? – PV magazine

Pour Tom Hunt, PDG de Pivot Energy, la capacité des énergies renouvelables en termes de distribution est en mesure de couvrir les besoins tout en évitant les longs délais qu’exigent les infrastructures à très grande échelle.
Image : Pivot Energy
D’après pv magazine Etats-Unis.
L’organisation du secteur électrique des États-Unis a été modifiée il y a plus de 40 ans par une loi qui instaure le libre accès au volet transport du réseau électrique. Cette loi, appelée couramment PURPA, a mis en place des gestionnaires de réseau indépendants dans tout le pays, lesquels gèrent l’offre et la demande sans biais. Si cette législation a eu des répercussions formidables, il est aujourd’hui essentiel de repenser la structure des marchés de l’électricité afin de l’adapter à l’afflux rapide sur le réseau des installations d’énergies renouvelables que la loi sur la réduction de l’inflation (Inflation Reduction Act) est susceptible d’entraîner. Il est donc temps d’élargir l’approche de la PURPA au volet distribution du réseau.
Il faut malheureusement se rendre à l’évidence : nos marchés électriques ne sont aujourd’hui pas en mesure d’intégrer les énormes volumes d’énergies renouvelables nécessaires pour atteindre les objectifs fédéraux et tenir les engagements des entreprises en matière d’énergie propre. D’après une étude de la Princeton University, il faudrait augmenter la capacité des lignes de transport à haute tension de 60 % pour y parvenir, ce qui exigerait des remises à niveau coûtant des milliards d’euros.
Toutefois, une bonne partie de ces dépenses peut être évitée si les ressources renouvelables sont installées au plus près de l’endroit où elles seront utiles – en agissant sur le volet distribution du réseau. Pour ce faire, il faudra prendre plusieurs mesures clés afin de lever les principaux obstacles du système et faire davantage de place aux énergies renouvelables sur le réseau. La bonne nouvelle, c’est qu’avec quelques améliorations politiques (majeures et mineures) la capacité des énergies renouvelables en termes de distribution est en mesure de répondre à la demande tout en évitant les longs délais qu’exigent les infrastructures à très grande échelle.
Étape 1 : Déverrouiller les données sur la congestion du réseau pour gagner en transparence
Dans la majeure partie des États-Unis, les développeurs de renouvelables disposent de relativement peu d’informations concernant la capacité du réseau à gérer l’influx d’une nouvelle production d’énergie à un endroit donné. Ce manque de transparence entraîne des incertitudes au niveau des coûts pour les développeurs, ainsi que des retards dans les projets, ces derniers étant évalués à l’aune de leur impact sur le réseau et de leurs coûts potentiels.
La California Public Utilities Commission a trouvé une solution à ce problème en exigeant que les plus grandes compagnies d’électricité de l’État indiquent à quel endroit des capacités d’énergies renouvelables et de stockage peuvent être ajoutées au réseau sans que cela nécessite une remise à niveau coûteuse. Si elles ne sont pas infaillibles, ces cartes interactives constituent un élément bienvenu qui devrait être adopté dans tout le pays et constituerait un premier pas vers la transparence. Toutes les compagnies d’électricité devraient avoir accès facilement à ces données, si bien que cette étape ne devrait pas poser de difficulté majeure.
Étape 2 : Intégrer la production décentralisée dans la planification du réseau
Bien que l’on ait tendance à penser que les grandes installations électriques centralisées permettent de faire des économies d’échelle, cette vision classique de la planification du réseau ne prend en compte que le volet transport. En outre, elle ne tient pas compte des coûts et des avantages présentés par les ressources énergétiques au niveau de la distribution, tels que le solaire communautaire et le stockage de l’énergie.
Les compagnies d’électricité devraient être encouragées et incitées à contribuer à la croissance des ressources énergétiques décentralisées. Ainsi, dans le Colorado, certains programmes de solaire communautaire ont intégré la participation de développeurs privés aux côtés de la plus grande compagnie de l’État, Xcel Energy. Si cette approche peut restreindre les possibilités pour les investisseurs extérieurs aux services publics, elle s’inscrit davantage dans la durée et n’est pas incompatible avec le futur des compagnies d’électricité telles que nous les connaissons.
De plus, les autorités en charge de la règlementation devraient exiger des compagnies d’électricité qu’elles planifient un déploiement à grande échelle du solaire + stockage au niveau local lorsqu’elles dépensent des milliards pour le durcissement et l’amélioration du réseau, comme nombre d’entre elles en font actuellement la demande. Autorités de réglementation, compagnies d’électricité et développeurs peuvent et doivent travailler main dans la main pour réaliser ces mises à niveau nécessaires pour développer l’énergie décentralisée. Cela permettrait de baisser les coûts et d’accélérer le déploiement de nouvelles ressources porteuses d’avantages considérables pour la société.
Étape 3 : Voter des lois et des règlementations qui permettent une croissance volontariste à long terme de la production décentralisée
Grâce à une législation et à une réglementation au niveau des États, certains États encouragent déjà la croissance de la production décentralisée. Située à proximité des utilisateurs finaux, celle-ci apporte des avantages sans pareil en termes de résilience et de fiabilité. Les projets ont un impact environnemental réduit et évitent les interconnexions pesant sur le réseau.
Le volet distribution du réseau manque d’ouverture, c’est pourquoi chaque État doit, par l’intermédiaire de sa législation, créer des programmes permettant aux développeurs de renouvelables de bâtir des projets au service des communautés locales. Certains États, comme l’Illinois, disposent de programmes d’incitation généreux qui encouragent le développement de nouvelles capacités. Si les mesures d’incitation sont les bienvenues, le principal avantage de ces programmes réside dans le fait qu’ils enclenchent un processus pour ajouter à la capacité de distribution du réseau. Les développeurs se ruent vers les États dotés de tels programmes jusqu’à épuisement des financements, puis partent à la recherche d’autres États ouvrant leur capacité. Ce modèle économique équivaut à une course sans fin à travers les États-Unis pour trouver le prochain marché des énergies renouvelables.
Les États devraient donc plutôt travailler de manière volontariste pour permettre à leur réseau de déployer davantage d’énergie décentralisée, au travers d’une approche axée sur le marché et davantage de transparence. Les actions figurant dans les étapes 1 et 2 constituent un bon début, mais il est possible d’aller plus loin. Dans l’idéal, il faudrait adopter une approche progressive concernant l’ouverture du réseau aux deux niveaux, ainsi que des mesures d’incitation adaptées aux besoins en capacité et aux bénéfices potentiels d’un projet donné. D’après une étude menée en 2020 par la coalition Local Solar for All, un réseau d’électricité plus local et plus propre permettrait à la population de réaliser plus de 387 milliards d’euros d’économies et créerait 2 millions d’emplois d’ici 2050, sans parler de son impact sur la lutte contre le réchauffement climatique.
L’État de New York a adopté cette approche dans sa politique de production décentralisée : leur modèle « Solar Value Stack » relativement récent incite et dirige de manière appropriée le déploiement des énergies renouvelables. Ainsi, chaque projet se voit attribuer une valeur sur le réseau, laquelle tient compte du prix local de vente en gros et des avantages tels que la réduction des émissions de CO2 et les économies réalisées par les consommateurs. À ce jour, c’est le système qui se rapproche le plus d’une planification volontariste en faveur de projets répondant aux besoins du réseau.
Cette année, la Coalition for Community Solar Access a publié un rapport qui met en lumière les politiques spécifiques que les États et les compagnies d’électricité devraient mettre en œuvre pour moderniser le réseau. Il encourage en outre le soutien aux autorités de réglementation et aux décideurs à l’échelle des États, de sorte qu’ils disposent des ressources nécessaires pour élaborer des politiques efficaces.
Étape 4 : Créer un organisme indépendant pour gérer le volet distribution du réseau
Contrairement au volet transport du réseau qui dispose d’un cadre créé par la PURPA, le volet distribution ne possède pas d’organisme indépendant pour faciliter l’achat et la vente d’électricité. Au lieu de cela, les compagnies d’électricité ont une position de monopole sur l’accès au réseau local. Étant donné qu’une action des États est nécessaire pour créer des programmes spéciaux réservant une certaine capacité pour les projets de production décentralisée, les développeurs solaires font face à des retards et des incertitudes de marché inutiles ; c’est le cas dans le Massachusetts, où le délai d’attente pour de nouvelles capacités est de 18 mois. Si le modèle de l’État de New York présente déjà une amélioration en la matière, il est possible de faire encore mieux.
La solution consiste à créer des entités indépendantes qui facilitent l’ouverture de la distribution, à l’instar des gestionnaires de réseau indépendants pour le volet transport. Les compagnies d’électricité s’opposeront vraisemblablement à cette idée, craignant une érosion de leurs parts de marché et la perte du contrôle sur les relations clients. Elles ont toutefois un rôle clé à jouer au niveau du réseau dans le futur. À ce titre, elles doivent être rentables et durables et recevoir des compensations appropriées pour l’ouverture du réseau qu’elles gèrent.
Cette interprétation plus nuancée du gestionnaire de réseau indépendant implique la création de gestionnaires de réseau de distribution (GRD) qui serviront de référents pour faciliter un autre maillon de la chaîne d’approvisionnement de l’électricité. Dans ce cadre, les compagnies d’électricité continueraient à être rémunérées pour la gestion de l’infrastructure du réseau et pour l’électricité qu’elles produisent. En outre, les propriétaires de projets de production décentralisée pourraient librement (comme sur le volet transport) vendre de l’électricité et bénéficieraient de beaucoup plus de transparence pour mettre en place des projets interconnectés.
La crise climatique a déjà entraîné des modifications importantes au niveau du réseau électrique. Au cours des dix dernières années, le coût des énergies renouvelables a constamment reculé. Les nouvelles technologies, comme le stockage de l’énergie, ajoutent encore de la valeur au réseau en maximisant les retombées positives des renouvelables. Le solaire communautaire constitue aujourd’hui un juste équilibre, grâce à des projets à la taille optimisée qui sont plus respectueux de l’environnement et fournissent de meilleurs services aux consommateurs locaux. Toutefois, il faut faire encore plus, et il faut le faire vite.
La bonne nouvelle, c’est qu’il existe déjà un cadre datant de la « crise énergétique » des années 1970, lequel peut être adapté pour contribuer à résoudre notre « crise climatique ». Si le cadre mis en place par la PURPA n’est pas parfait, il fournit un prisme intéressant par lequel entrevoir le réseau du futur. Notre objectif final devrait être la création d’un nouveau système qui œuvre à résoudre la crise climatique actuelle en promouvant davantage d’énergies renouvelables sur le réseau électrique.
A PROPOS DE L’AUTEUR

Tom Hunt est PDG de Pivot Energy, fournisseur national de solutions d’énergie décentralisée pour les communautés et les entreprises. Il a supervisé la construction et l’exploitation de projets solaires et créé divers marchés à l’échelle des États pour le solaire communautaire, en plus d’avoir initié d’importants investissements dans des stations de recharge pour véhicules électriques.
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