x
Close
Analyse et Opinion Industrie

La piste du solaire décentralisé

La piste du solaire décentralisé
  • Publiéjuin 26, 2024

À condition d’être bien encadré, le solaire installé sur les toits des maisons ou immeubles constitue un outil clé de la transition énergétique, en témoigne l’exemple sud-africain.

 

Le développement sans précédent de l’énergie photovoltaïque – 345 à 375 GW installés dans le monde rien qu’en 2023 – est porté en grande partie par les installations décentralisées, placées sur les toitures des habitations ou des bâtiments commerciaux ou industriels.

Cette technique, baptisée « solaire autoproduit », représenterait près de la moitié de la puissance totale installée chaque année, s’imposant comme l’une des technologies de la transition énergétique. Elle est pourtant encore sous-estimée par les opérateurs comme par les États, habitués à une gestion centralisée de leur réseau électrique, relève une courte étude de GSA (Global Sovereign Advisory) qui s’attarde sur le cas de l’Afrique du Sud.

Le déploiement de solaire autoproduit peut donc nécessiter des investissements dans les outils de gestion en temps réel du réseau, voire le renforcement de lignes à haute tension.

Le solaire décentralisé devrait poursuivre sa forte croissance dans la plupart des régions du monde, portée en particulier par la diminution continue des prix des modules solaires, principal composant des panneaux solaires. Après avoir été divisés par 25 entre 2000 et 2022, les prix continuent de chuter : les prix spots ont diminué de 50 % en 2023. L’Agence internationale de l’énergie note également une hausse historique des capacités de production de modules photovoltaïques, qui ont triplé par rapport à 2021. Voilà pourquoi l’offre mondiale (à plus de 80% chinoise) atteindra 1100 GW/an à la fin 2024.

La chute du coût des batteries est aussi de nature à accélérer l’installation de panneaux solaires : celles-ci améliorent considérablement l’utilité et la rentabilité du système, en permettant de consommer l’électricité le soir ou la nuit, de pallier les coupures de courant, voire de générer des revenus complémentaires.

Selon les analystes, donc, le mouvement est appelé à s’accentuer, entrainé par la chute continue du prix des panneaux solaires et des batteries de stockage, mais aussi par des politiques incitatives. En effet, les pouvoirs publics simplifient la réglementation ou adoptent des incitations fiscales, dans le but de prévenir des crises énergétiques ou d’atteindre des objectifs environnementaux. Toutefois, les États cherchant à développer l’autoproduction solaire sans mettre en péril leur réseau ni l’opérateur historique, doivent prendre en compte de nombreux paramètres réglementaires et financiers.

 

Un programme d’urgence en Afrique du Sud

Au-delà du système de facturation nette, ils doivent s’assurer que les tarifs de rachat d’électricité et l’imputation des coûts fixes de raccordement prennent en compte l’intérêt des consommateurs comme celui de l’opérateur historique. Sans compter que le déploiement à large échelle du solaire décentralisé peut aussi constituer un défi technique.

En Afrique du Sud, après avoir fortement étendu le raccordement à l’électricité, l’électricien public Eskom est confronté depuis 2007 à une crise majeure. Face aux délestages et face à l’incapacité d’Eskom à relancer sa production, devenue un handicap économique majeur et un sujet de mécontentement populaire, le président sud-africain Cyril Ramaphosa a présenté en juillet en 2022 un programme d’urgence, l’Energy Action Plan.

La principale mesure a été présentée en février 2023 lorsque le Trésor public a annoncé que les particuliers pourraient récupérer jusqu’à 25% du prix d’achat de leurs panneaux solaires (dans la limite de 15000 rands, soit 790 dollars). Parallèlement, plusieurs municipalités annonçaient la mise en place de programmes de rachat de l’électricité excédentaire produite par leurs clients.


Le ministère de l’énergie a également levé, en janvier 2023, l’obligation pour les producteurs privés indépendants (IPP), quelle que soit leur puissance, d’obtenir une licence de production.

« La série de mesures adoptée par les autorités sud-africaines s’est traduite par une hausse rapide des installations de systèmes photovoltaïques en Afrique du Sud par les particuliers et les entreprises », constatent les analystes. Selon les estimations d’Eskom, la capacité totale du solaire autoproduit dans le pays est passée de 2264 MW en juillet 2022 à 5439 MW en avril 2024, cette croissance s’étant accélérée à partir de janvier 2023.

En 2022, près de 150 000 foyers pauvres et non raccordés au réseau électrique avaient bénéficié d’un système solaire individuel dans le cadre du programme gouvernemental Free Basic Alternative Energy (FBAE). Une myriade de sociétés commercialise aussi des panneaux solaires destinés aux couches les plus modestes, via des systèmes de location ou de remboursement fractionné, dits « Pay as you go ».

Aussi, « le développement de la capacité d’autoproduction sud-africaine a-t-il été beaucoup plus rapide que la construction des centrales électriques de grande taille lancées ces dernières années en Afrique du Sud ».

 

Des défis techniques et financiers

Le solaire distribué semble donc « un outil-clé » pour mettre fin à la crise électrique, jugent les analystes qui reconnaissent qu’Eskom est encore loin d’avoir tourné la page de la crise

Pour les autorités politiques comme pour les opérateurs de réseau, l’un des premiers défis techniques et réglementaires est la création d’un système de facturation nette, permettant aux auto-producteurs de revendre l’excédent de leur production électrique au réseau électrique national. Cette mesure consiste un puissant levier pour l’adoption du solaire décentralisé, puisqu’elle offre aux consommateurs une source de revenu supplémentaire. Elle peut aussi être, dans certains cas, bénéfique pour le réseau national, en compensant les carences des capacités de génération conventionnelles, comme le montre l’exemple sud-africain.

De plus, des adaptations techniques sont indispensables, mais se révèlent parfois coûteuses. Le raccordement d’un grand nombre de panneaux solaires – produisant par intermittence – a aussi des conséquences techniques sur le réseau électrique : fluctuation du voltage, variations incontrôlées de la fréquence électrique, risques de surtension, etc. Or, si les opérateurs savent gérer en temps réel leur « coeur de réseau » à haute ou moyenne tension, ce n’est pas toujours le cas pour les terminaisons en basse tension.

 

Le déploiement de solaire autoproduit peut donc nécessiter des investissements dans les outils de gestion en temps réel du réseau, voire le renforcement de lignes à haute tension pour évacuer l’excédent d’électricité des régions les plus ensoleillées vers le reste du réseau national.

Enfin, la technique représente un risque financier pour les opérateurs et des collectivités. En Afrique du Sud, certains opérateurs municipaux, chargés d’assurer la distribution sur le « dernier kilomètre », constatent ainsi une diminution de la quantité d’électricité vendue à leurs administrés. L’impact financier est encore plus important pour ceux ayant mis en place des systèmes de rachat de l’électricité autoproduite excédentaire. Or, la vente d’électricité est l’une des principales sources de revenu des municipalités sud-africaines.

@AB

Écrit par
Laurent Soucaille

Laissez un commentaire

Votre adresse e-mail ne sera pas publiée. Les champs obligatoires sont indiqués avec *