Les effets de l’essor des EnR sur les réseaux de distribution d’électricité suisses

Quels sont les effets sur le réseau suisse de distribution d’électricité de l’installation croissante de pompes à chaleur, de véhicules électriques et d’installations photovoltaïques sont raccordés ? Telle est la question sur laquelle s’est penchée une étude réalisée par les sociétés de conseil Consentec, EBP et Polynomics sur mandat de l’Office fédéral de l’énergie (OFEN). Les auteurs ont ainsi examiné le besoin de développement des réseaux de distribution régionaux et les investissements connexes attendus dans les différents scénarios des Perspectives énergétiques 2050+.

En effet, l’ampleur des besoins d’investissement dépendra de plusieurs facteurs. Par exemple, la gestion de la demande, en particulier dans les domaines de la mobilité électrique, ou les technologies de réseau intelligentes ont une grande influence sur ces besoins. La loi fédérale sur un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables prévoit diverses mesures visant à réduire les coûts, telles que la possibilité d’introduire des tarifs dynamiques, des modifications de la répercussion des coûts par le biais des niveaux de réseau ou la réglementation de la flexibilité.

Les scénarii de l’étude

Dans l’étude (ici en allemand), un modèle précis au bâtiment près a été utilisé à l’échelle des communes pour évaluer l’adéquation et la pénétration des pompes à chaleur et les installations PV en toiture et façade, ainsi qu’une simulation de toutes les voitures de tourisme et de tous les véhicules utilitaires légers et de leurs processus de recharge. Les besoins d’extension de réseau (remplacement, développement, extension de capacités), les besoins d’investissement, les coûts de réseau qui en découlent et les tarifs des consommateurs finaux pour le réseau de distribution ont été analysés. Les analyses s’appuient sur les scénarios visant zéro émission nette» des Perspectives énergétiques 2050+. Elles sont comparées avec le scénario «Poursuite de la politique actuelle» (PPA), qui ne permet pas d’atteindre l’objectif de zéro émission nette. Ce scénario prévoit uniquement de poursuivre les mesures mises en vigueur jusque fin 2018.

ZÉRO base: électrification marquée du système énergétique
ZÉRO A: électrification du système énergétique encore plus marquée que dans le scénario ZÉRO base
ZÉRO B: électrification du système énergétique moins poussée que dans le scénario ZÉRO base et recours accru au biogaz et aux gaz synthétiques
ZÉRO C: électrification du système énergétique moins poussée que dans le scénario ZÉRO base, mais rôle accru joué par les réseaux thermiques ainsi que les combustibles et les carburants biogènes et synthétiques liquides

Résultats concernant les besoins d’extension du réseau

Les besoins d’extension du réseau dans le scénario ZÉRO base sont 2 à 2,5 fois plus élevés que dans le scénario PPA. L’augmentation de la charge (consommation) dans le scénario ZÉRO base est de 70% plus élevée que dans le scénario PPA et celle de la puissance installée photovoltaïque presque quatre fois plus élevée.

L’électrification encore plus marquée du système énergétique dans le scénario ZÉRO A peut, en fonction du niveau de réseau, provoquer une augmentation des besoins en matière de développement du réseau pouvant atteindre 30 % par rapport au scénario ZÉRO base. L’électrification moins poussée dans les scénarios ZÉRO B et ZÉRO C entraîne une réduction des besoins d’extension du réseau pouvant atteindre 35 % par rapport au scénario ZÉRO base.

Dans une variante du scénario ZÉRO base prévoyant un développement encore plus fort et plus rapide des installations PV (atteignant 37 TWh en 2035 d’après les objectifs définis par le Conseil des États dans le cadre des débats sur la révision de la loi sur l’énergie), les besoins d’extension du réseau augmentent en particulier dans les niveaux de réseau supérieurs: dès le niveau de réseau 5, ces besoins sont 15 à 20% plus élevés que dans le scénario ZÉRO base. Dans les niveaux de réseaux 7 et 6, ils restent à peu près identiques à ceux du scénario ZÉRO base.

La gestion de l’injection associée à une gestion de la charge axée sur le réseau permet une réduction des besoins d’extension du réseau dans le scénario ZÉRO base comprise entre 25 % et 60 %. La réduction serait tout aussi importante avec un réseau doté d’une gestion intelligente et d’une utilisation optimale des flexibilités. En revanche, si les recharges à domicile des véhicules électriques venaient à fortement augmenter et si la gestion de la charge était axée sur le marché et non plus sur le réseau, les besoins d’extension du réseau pourraient être, selon le niveau de réseau, 1,2 à 3 fois plus élevés que dans le scénario ZÉRO base.

Les besoins d’investissement et les tarifs d’utilisation du réseau

Dans le scénario PPA, des investissements d’environ 45 milliards de francs, soit 45 milliards d’euros, (réels, aux prix de 2020) sont nécessaires au maintien et au développement de l’infrastructure de réseau électrique même sans objectifs de politique énergétique supplémentaires. Dans le scénario ZÉRO base, qui permet d’atteindre l’objectif de zéro émission nette, il faut compter 30 milliards d’euros supplémentaires par rapport au scénario PPA, soit 75 milliards d’euros.

Dans le cas d’une électrification encore plus marquée comme dans le scénario ZERO A, les besoins d’investissement sont supérieurs de 39 milliards d’euros au scénario PPA. Dans la variante de scénario ZÉRO Base «PV selon le Conseil des États», ils sont supérieurs de 37 milliards d’euros. Une grande partie de ces investissements est par ailleurs allouée à la rénovation d’installations existantes: dans le scénario PPA, 75 % des investissements sont attribués à la rénovation et seuls 25 % au développement. Dans les scénarios visant zéro émission nette, les investissements se répartissent à parts à peu près égales entre rénovation et développement.

Un comportement de recharge axé de manière optimale sur le réseau dans le domaine de la mobilité électrique, cumulé à un écrêtement simultané des pics d’injection des installations PV à 70 % de la puissance installée, ou un réseau électrique plus intelligent permettraient de réduire d’environ un quart les besoins d’investissement.

Dans le scénario PPA, les coûts annuels totaux du réseau de distribution augmentent d’environ 35 % d’ici 2050 (de 3,4 milliards d’euros aujourd’hui à 4,7 milliards d’euros). Dans le scénario ZÉRO base, les coûts augmentent de 108 % pour atteindre quelque 7,2 milliards d’euros. Dans la variante de scénario ZÉRO Base «PV selon le Conseil des États», les coûts augmentent de 121 %.

Augmentation pour les consommateurs finaux

Les tarifs moyens pour les consommateurs finaux augmentent également. La consommation d’électricité étant plus importante en 2050, ils augmentent cependant moins fortement que les coûts. Les tarifs sur le niveau de réseau 7 augmentent de 27 % dans le scénario PPA, de 63 % dans le scénario ZÉRO base et de 70 % dans la variante de scénario ZÉRO Base «PV selon le Conseil des États». Dans cette dernière, les coûts et les tarifs de réseau explosent entre 2026 et 2035 avant de s’aplatir à nouveau.

Dans tous les scénarios, l’augmentation des tarifs est plus ou moins importante selon les zones de desserte.

La part des investissements nécessaires dans le réseau alloués aux niveaux de réseau 3 et 5 est disproportionnée, même si ces investissements sont induits par la hausse de la consommation et par des injections sur le niveau de réseau 7. Le modèle actuel de répercussion des coûts ne permet pas de répercuter les surcoûts des niveaux de réseau supérieurs sur le niveau de réseau 7 en respectant pleinement le principe de causalité.

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