Chers membres de la VESE, chers intéressés de VESE

Nous vous informons cette fois-ci au milieu de l’été, une période où la production photovoltaïque atteint son maximum. Parallèlement, les prix du marché de l’électricité sont au plus bas, le prix de marché de référence du deuxième trimestre étant encore de 3,6 centimes/kWh. Dans les zones de réseau comme BKW, où les prix du marché sont payés, la joie de la production du printemps, qui était de toute façon inférieure à la moyenne en raison du temps humide, est donc ternie. 

Les futurs prix nuls ou négatifs sur le marché de l’électricité ont été un thème central de notre congrès de printemps en juin. Avec le développement croissant du photovoltaïque, il faut s’attendre à ce que les prix continuent de baisser, voire deviennent négatifs, en particulier en été (voir aussi le bulletin VESE d’avril). Que peuvent faire les producteurs face à ces perspectives ? Optimiser autant que possible leur autoconsommation, la piloter, la stocker – et enfin, les nouvelles possibilités de commercialisation avec des RCP virtuel et des CEL devraient également aider à atténuer le risque lié aux faibles tarifs de rachat. Ou alors, les producteurs divisent l’installation PV en deux installations (virtuelles) afin de réduire le risque de prix bas de l’électricité grâce à la rétribution unique plus élevée (plus d’informations à ce sujet ci-dessous).

Bonne lecture! Avec cordiales salutations, votre équipe VESE

Rétrospective de l’AG de la VESE et du congrès de printemps

Notre AG a eu lieu le samedi 1er juin et s’est déroulée avec succès.  Lors de la journée de printemps qui a suivi et qui avait pour thème « Les producteurs d’électricité solaire dans le nouvel environnement réglementaire », les producteurs PV ont reçu des inputs passionnants qui ont donné lieu à des discussions animées. L’extension du réseau et la quantité nécessaire pour 35 GW PV ont été un grand sujet. Lars Huber (pv2grid) a souligné que le PV se déroulerait principalement sur les niveaux de réseau 7 à 5, qui sont nettement plus performants que les réseaux de transport. Il a en outre montré qu’une limitation de l’injection, similaire au modèle TOP-40, permettrait d’intégrer globalement beaucoup plus de PV dans le réseau – et ce sans extension supplémentaire du réseau. Il a appelé à poser dès maintenant les bases d’une intégration intelligente au réseau afin d’éviter de coûteux programmes de rétrofit ultérieurs. Le deuxième thème était le marché de l’électricité, présenté par Noah Heinen (Helion Solar). La physique et les marchés ne sont pas couplés, c’est pourquoi la production et la consommation sont indépendantes l’une de l’autre en termes de prix. Noah Heinen nous a également montré l’effet de cannibalisation – plus le PV est développé, plus la valeur de l’électricité solaire diminue. La deuxième partie de la conférence était consacrée à l’acquisition de projets – Andreas Appenzeller (ADEV), Oliver Franz (OptimaSolar Züri Unterland) et Andreas Dreisiebner (Solarspar) y ont discuté de la manière dont les producteurs PV peuvent obtenir de bons projets et de ce à quoi il faut faire attention. Lien vers les présentations.

L’exigence d’une protection RI pour les installations PV est supprimée Conformément à la recommandation RI/IPE de l’Association des entreprises électriques suisses (AES), les installations PV à partir de 30 kVA sont équipées d’une « protection RI» externe – cette protection du réseau et de l’installation protège aussi bien l’installation PV que le réseau électrique contre les situations inattendues. Comme une protection RI est déjà intégrée dans les onduleurs, de nombreux spécialistes ont estimé que l’utilité de cette protection RI externe était discutable. Un projet soutenu par l’OFEN s’est penché sur cette question. La conclusion du consortium de projet est que la protection NA intégrée dans l’onduleur est également suffisante pour les installations de plus de 30 kVA. Une deuxième protection NA externe séparée n’est donc pas nécessaire. Cela permet d’économiser plusieurs milliers de francs lors de la construction d’une grande installation photovoltaïque. Pour en savoir plus, cliquez ici.

Solution innovante pour la répartition des installations PV

Avec les adaptations actuelles de la rétribution unique plus élevée (RUP) pour les installations PV sans consommation propre et les tarifs minimaux désignés dans les projets d’ordonnance relatifs à la nouvelle loi sur l’électricité, de nouveaux défis et opportunités se présentent pour la planification et la mise en œuvre des projets PV.

Répartition optimisée des installations : En raison des conditions-cadres actuelles, notamment de la HEIV et des tarifs minimaux prévus (6,7 ct./kWh selon le projet d’ordonnance pour les installation de 30-150 kW sans consommation propre), les installations PV avec une faible consommation propre sont de plus en plus souvent divisées en deux unités distinctes :

– installation pour consommation propre

– Installation pour l’injection pure

Cette division vise à profiter des avantages HEIV et des tarifs minimaux. Cependant, cela implique souvent des coûts supplémentaires pour des onduleurs, des compteurs et d’autres composants supplémentaires.

Une répartition virtuelle pour réduire les coûts : La coopérative solaire OptimaSolar s’est adressée à pronovo et a obtenu son accord pour une solution pionnière : Une répartition physique de l’installation n’est pas nécessaire. Au lieu de cela, la répartition peut se faire de manière virtuelle. Dans ce cas, l’exploitant du réseau génère deux points de mesure virtuels de la production correspondant à la division de l’installation ainsi qu’un point de mesure virtuel du surplus. Cette répartition virtuelle permet un calcul précis de l’autoconsommation et évite des coûts supplémentaires.

Le défi des exploitants de réseau : Le succès de cette solution dépend en grande partie de la volonté de coopération des gestionnaires de réseau. Alors que des gestionnaires de réseau avancés travaillent déjà avec des points de mesure virtuels, d’autres ne montrent que peu d’enthousiasme pour cette méthode.

Recommandation : Pour que les installations PV avec une faible autoconsommation puissent être réalisées de manière rentable à l’avenir, nous recommandons :

• Intégrer le gestionnaire de réseau à un stade précoce : contacter le gestionnaire de réseau dès la phase de planification afin de discuter de la possibilité de points de mesure virtuels.
• Faire un travail de persuasion : Informer l’exploitant du réseau des avantages de la répartition virtuelle afin d’éviter les surcoûts inutiles dus aux doubles installations physiques.

Cette approche permet de garantir que les installations PV continuent à être exploitées de manière efficace et rentable, sans que les producteurs et les gestionnaires de réseau ne soient confrontés à des coûts supplémentaires inutiles.

Une remarque importante : en divisant l’installation, la part d’autoconsommation peut éventuellement diminuer au printemps et en automne ainsi qu’en hiver. C’est pourquoi, lors de la planification d’une telle installation divisée, il faut calculer soigneusement où se situe l’optimum dans la répartition.

Aperçu des prochaines rencontres en ligne

Mercredi 28 août 2024 : Nouvelles opportunités avec RCP virtuel et CEL  (en allemand)

Intervenant: Lucien Debons, fondateur et directeur de dSYDE

18:00 via Zoom

Cette rencontre en ligne portera sur les communautés d’électricité et les questions suivantes : quand cela devient-il intéressant, quels sont les facteurs qui jouent un rôle important et quelles sont les conséquences pour les installations existantes ? Lucien Debons a programmé un simulateur pour les communautés énergétiques dans le cadre d’un travail de projet pour son CAS Energie numérique à la Haute école (Fachhochschule Ostschweiz) et présente maintenant ses résultats. Plus d’infos et le lien Zoom ici : https://vese.ch/online-treff/