Le projet d’arrêté prévoit que « sur demande du producteur ou du demandeur du raccordement, le gestionnaire de réseau propose une offre de raccordement alternative à l’offre référence dont la puissance garantie en injection est inférieure à la puissance de raccordement demandée ». Cette limitation aurait l’avantage, selon le texte proposé de pourvoir être « dans l’intérêt du producteur soit parce que les ouvrages de raccordement seraient réalisés plus rapidement, soit parce qu’ils seraient beaucoup moins coûteux ». Le gouvernement entend ainsi favoriser de petits projets qui pourraient ne pas être mis en œuvre sans une telle solution alternative de raccordement.
Une limitation qui reprend largement une note commune publiée en novembre dernier par l’UFE (Union française de l’électricité), avec les gestionnaires de réseau de transport et de distribution, respectivement RTE et Enedis, mais aussi le SER (Syndicat des énergies renouvelables) et FEE (France énergie éolienne). L’objectif de cette note était d’appeler le gouvernement à une clarification réglementaire du cadre de valorisation des flexibilités de production et notamment de l’écrêtement ponctuel de la production d’installations d’énergies renouvelables (PV et éolien) pour réduire des congestions sur les réseaux et éviter aussi la construction de capacité d’accueil ou des renforcements de réseau.
LA note soulignait notamment : « De manière simplifiée, les paramètres de dimensionnement du réseau sont élaborés afin que la puissance de raccordement demandée par les producteurs ENR soit injectable 100% du temps (hors avaries et maintenance). De nouveaux paramètres prendraient en compte le nombre très faible d’occurrences des injections à puissance maximale de plusieurs parcs ENR sur une même zone afin de dimensionner le réseau en fonction. Lorsque de telles occurrences se produiraient, des flexibilités ponctuelles de production seraient demandées aux producteurs afin de ne pas mettre le réseau en contrainte au-delà de ce qui est admissible pour garantir la sécurité des personnes et des biens. Dans ces situations, les producteurs concernés seraient alors entièrement indemnisés pour la perte de production induite. »
Le texte de l’arrêté sur la table du CSE propose ainsi de fixer des seuils en termes de puissance injectée. La puissance minimale « non garantie » en injection devrait ainsi être inférieure ou égale à 30% de la puissance de raccordement demandée. En outre, l’énergie écrêtée annuellement ne devrait pas dépasser 5% de la production annuelle de l’installation raccordée.
Le gestionnaire de réseau ne devra aucune indemnité dans le cas où les seuils sont respectés. En revanche, si ces seuils sont franchis, le réseau aura à verser une telle indemnité.
Ces ORI seront cependant encadrées. Ainsi, les réseaux sont tenus à des conditions cumulatives. D’abord l’ensemble de la puissance contractuelle « non garantie » en injection devra être inférieur à 1% de la capacité globale des renouvelables raccordées au réseau au jour de l’offre de raccordement. En outre, l’énergie maximale contractuellement « écrêtable » » sur un an devra être inférieure à 0,1 % de la production des énergies renouvelables raccordées au réseau enregistrée sur l’année précédente.
RTE évalue à 7 milliards d’euros d’ici 2035 les gains en effaçant environ 0,3 % de l’énergie produite annuellement par les installations des filières éolienne et solaire à cette date horizon, dans son schéma de développement du réseau (SDDR) publié en septembre dernier. Un chiffre rappelé par la note commune des organisations professionnelles en novembre 2019.
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