arrêter les parcs solaires là où il n’y a pratiquement pas de demande d’électricité

• Marijn Duintjer Tebbens

  Journaliste

Afin de répondre à l’offre toujours croissante d’énergie produite de manière durable, le gestionnaire de réseau régional Enexis a mis au point une solution rigoureuse. Pour l’instant, l’entreprise veut arrêter de connecter de grands parcs solaires dans des zones où il y a peu ou pas de consommateurs d’électricité. Enexis est soutenu par des collègues de Stedin, Alliander et l’organisation sectorielle Netbeheer Nederland.

Le réseau électrique est plein à craquer dans de plus en plus d’endroits en raison de la demande croissante d’électricité et de l’offre en forte augmentation d’énergie éolienne et solaire. Les gestionnaires de réseau tels qu’Enexis et Stedin sont responsables de l’extension et de la maintenance du réseau. Ils sont tenus de raccorder au réseau tous ceux qui offrent de l’électricité, par ordre d’inscription.

“Pour le moment, nous sommes complètement bloqués. Les listes d’attente des entreprises et des coopératives énergétiques qui souhaitent réinjecter leur électricité produite s’allongent plus vite que nous ne pouvons poser de câbles”, déclare Jeroen Sanders, directeur de la transition chez Enexis. L’heure de l’actualité.

Le gestionnaire de réseau régional, qui comprend Groningen, Drenthe et Limburg, a annoncé aujourd’hui qu’un montant record de plus d’un milliard d’euros sera dépensé pour le renforcement du réseau en 2022. Mais cela ne suffit pas : là où les entreprises et les coopératives énergétiques se sont vu garantir l’accès au réseau pendant des années, les gestionnaires de réseau ne peuvent plus offrir cette certitude.

Les parcs solaires en particulier pèsent lourdement sur la capacité du réseau. Par conséquent, d’autres clients, tels que les coopératives énergétiques et les entreprises qui souhaitent ou doivent devenir plus durables, ne peuvent pas être connectés.

Selon Netbeheer Nederland, le succès des prairies solaires est dû à la baisse des coûts des panneaux solaires, en combinaison avec la manière dont la subvention a été organisée ces dernières années. En 2016, la biomasse a disparu du dispositif Stimulation de la Production d’Energie Durable et de la Transition Climat, ou dispositif SDE, tandis que la subvention a été doublée dans le même temps.

Ce régime garantit aux entrepreneurs un tarif minimum pour l’électricité produite de manière durable, même si le prix de vente est bas. Cela a soudainement fait du parc solaire un investissement à risque relativement faible, ce qui a permis à des entreprises telles que SolarFields et Groenleven, mais aussi à des initiateurs locaux, d’obtenir plus facilement des prêts auprès de la banque.

Les plus grands parcs solaires apparaissent là où il y a suffisamment d’espace et où le terrain est relativement bon marché : les zones les moins peuplées des provinces à la frontière allemande. Mais c’est justement là qu’il y a peu de demande locale, disent les opérateurs de réseaux.

“Dans tous les cas, nous voulons arrêter de connecter ces types de parcs, des ‘kilowatt bangers’ comme nous les appelons, dans les années à venir, car cela coûte beaucoup d’investissement et de longueur de câble”, explique Sanders d’Enexis. “Nous préférons utiliser cet effort pour connecter les clients qui attendent maintenant une connexion.”

Wannes Devillé de Solarfields, la plus grande ferme solaire des Pays-Bas, ne voit pas l’intérêt d’une interdiction. “En fin de compte, nous devons tous atteindre les objectifs de durabilité et vous avez simplement besoin de plus d’électricité durable pour cela.”

Les municipalités voient en effet une grande opportunité dans les parcs solaires pour se rapprocher d’un seul coup de leurs objectifs de durabilité. De plus, il leur est plus facile de mettre la main sur l’énergie solaire que sur l’éolien, auquel les habitants résistent souvent beaucoup.

Solarfield préférerait alléger la charge sur le réseau en installant, par exemple, des batteries avec lesquelles l’électricité produite pendant la journée peut être stockée et le soir, lorsque la demande est la plus forte. Mais selon Devillé, la législation actuelle reste un obstacle. “En ce sens, nous regardons également La Haye. Après tout, nous pouvons avoir le plus grand intérêt à résoudre ce problème.”

Ensemble, les gestionnaires de réseau investissent désormais quatre milliards d’euros par an dans l’extension du réseau. Ils continueront de le faire pendant des décennies. Sur la base de la demande et de la production futures d’électricité ramens les comptables de PricewaterhouseCoopers (PwC) évaluent les coûts d’investissement jusqu’en 2050 à un minimum de 102 milliards d’euros.

Selon la réglementation actuelle, seul l’utilisateur final, c’est-à-dire les entreprises et les consommateurs, supporte ces coûts. Ils pourraient voir ces taux doubler. C’est pourquoi les gestionnaires de réseau soutiennent que les grands producteurs d’électricité devraient également payer pour cela. Les constructeurs de parcs solaires ne voient pas de solution à cela : ils devront répercuter ces coûts sur le client.

Le ministère de l’Économie et du Climat rencontre régulièrement les gestionnaires de réseaux, les acteurs de marché et le régulateur ACM pour échanger sur les problématiques de capacité de transport.

Cela ne se produit pas assez rapidement pour les opérateurs de réseau. Chez TenneT, la liste d’attente des parties demandant une connexion au réseau est bonne pour 40 gigawatts, soit 50 fois la puissance qu’Amsterdam consomme chaque jour. Pour Enexis, il s’agit de 14 gigawatts, dont la quasi-totalité sont de gros générateurs.

Le ministère répond L’heure de l’actualité d’un « double succès » : l’offre comme la demande d’électricité verte ont augmenté bien plus que prévu.

Le choix du soleil au-dessus du vent, ainsi que l’endroit où apparaissent les prairies solaires, incombe en dernier ressort aux provinces et aux municipalités, écrit le ministère. La proposition de laisser les producteurs payer pour l’expansion et l’entretien du réseau est actuellement à l’étude.