Pour les consommateurs finaux d'électricité, la transition énergétique actuelle se matérialise par des moyens toujours plus nombreux et plus efficaces d'agir sur sa consommation. Portée par le développement de la mobilité électrique, la baisse quasi constante des coûts du photovoltaïque (technologie de production décentralisée par excellence) et des batteries, rend désormais rentable l'installation de systèmes de stockage d'énergie. Ceci est d'autant plus vrai pour les entreprises, par opposition aux ménages privés, en raison d'une consommation à la fois plus importante et différente dans ses caractéristiques. Cet article a pour but de décrire et de mettre en perspective les différentes situations dans lesquelles le stockage d'énergie peut s'avérer être une excellente option pour ce type de consommateurs.
Une facture d'électricité réduite
L'entrée en vigueur le 1er janvier 2018 de la nouvelle Loi sur l'énergie a marqué un virage dans les mécanismes de subventionnement des installations photovoltaïques. La rétribution à prix coûtant (RPC), rétribuant l'injection sur le réseau du surplus de production, cède progressivement sa place à la rétribution unique (RU). Comme son nom l'indique, cette subvention est versée en une seule fois et permet de réduire l'investissement lié à une nouvelle installation. À priori anodine, cette modification des méthodes d'encouragement change radicalement la donne. Là où les anciennes installations bénéficiant de la RPC avaient intérêt à injecter dans le réseau une partie de l'énergie produite, les détenteurs de nouvelles installations subventionnées par la RU sont, eux, poussés à maximiser leur autoconsommation. Profitant d'un coût de production marginal quasi nul, cette production d'énergie peut en effet être valorisée au prix de l'énergie soutirée du réseau si elle est consommée localement.
Il existe néanmoins des situations où il est difficile, voire impossible, de faire correspondre dans le temps la consommation d'électricité avec la production photovoltaïque. C'est notamment le cas pour des entreprises présentant une consommation en ruban, quasi constante de jour comme de nuit, ou pour celles dont la consommation baisse drastiquement durant la pause de midi, au moment où la production photovoltaïque est à son maximum.
Dans de tels cas, le stockage de l'excédent momentané de production en prévision d'un prochain excès de consommation reste le meilleur moyen de maximiser la valorisation de la production locale. Les batteries sont particulièrement adaptées à ce type de stockage, dit journalier. Compacts, présentant un rendement énergétique autour de 90% et une durée de vie d'au moins une dizaine d'années, ces systèmes sont un excellent complément aux installations photovoltaïques. Et ceci d'autant plus que leur impact environnemental est appelé à diminuer drastiquement grâce à la mise en place de filières de recyclage ou de l'utilisation de batteries dites de « seconde vie ». Trop usées pour continuer de répondre aux sollicitations des véhicules électriques dont elles sont issues, ces batteries conservent néanmoins des caractéristiques tout à fait suffisantes pour une utilisation stationnaire. Elles sont alors reconditionnées avant d'être installées dans des bâtiments, de manière similaire à des batteries neuves. En Suisse, des projets pilotes tels que celui mené par La Poste et le Laboratoire fédéral d'essai des matériaux et de recherche (EMPA) vont dans ce sens.
L'utilisation de l'énergie stockée lors de période de faible production n'est pas le seul moyen de réduire sa facture d'électricité. Une partie de l'énergie stockée peut également être réservée en prévision des instants lors desquels la consommation est à son maximum. De cette manière, la demande lors de ce pic de puissance ne sera pas exclusivement assurée par le réseau de distribution. Cette utilisation du stockage, connue sous la dénomination anglaise de « peak-shaving », permet ainsi de réduire la puissance maximale soutirée du réseau et de diminuer d'autant la part de la facture associée à cette grandeur. Elle peut se révéler particulièrement intéressante pour des entreprises dont la courbe de charge présente de fortes variations pouvant être créées, par exemple, par le démarrage synchronisé de machines ou le fonctionnement cyclique de compresseurs, de pompes ou de systèmes de ventilation. De plus, l'installation d'un système de stockage utilisé pour du « peak-shaving » peut également permettre, dans le cadre de l'installation de nouveaux équipements, d'éviter un renforcement du raccordement au réseau potentiellement coûteux.
La qualité d'approvisionnement
Bien que les chiffres concernant la qualité d'approvisionnement en Suisse soient globalement excellents, des batteries sont installées depuis de nombreuses années dans les bâtiments où une coupure de courant, même de très courte durée, pourrait avoir des conséquences graves, tels que les hôpitaux ou les « data centers ». De faible capacité, ces batteries sont destinées à fournir de l'électricité durant le laps de temps nécessaire à l'enclenchement de systèmes capables de prendre le relais de façon prolongée, des groupes électrogènes dans l'immense majorité des cas.
Ces systèmes, nommés UPS (pour l'anglais « uninterruptible power supply »), sont traditionnellement complètement autonomes et n'ont pour seul rôle que d'intervenir durant les coupures de courant. Ils restent par conséquent le plus souvent inutilisés. Or, des batteries installées conjointement à une installation photovoltaïque dans le but d'augmenter l'autoconsommation peuvent aussi parfaitement remplir ce rôle. De plus grande capacité, elles permettent d'assurer la consommation électrique durant un laps de temps plus long et pour un plus grand nombre d'applications.
Dans un contexte industriel, ce type d'utilisation peut être particulièrement utile pour des chaînes de production robotisées, où une coupure de courant entraînerait la perte de contrôle d'éléments mécaniques se déplaçant à grande vitesse et pouvant potentiellement engendrer des dégâts très importants. À la détection d'une coupure de courant, l'énergie stockée dans la batterie est utilisée pour alimenter la chaîne de production, le temps d'arrêter la production de manière contrôlée et sécurisée.
La valorisation à travers les services systèmes
Il existe une troisième manière de valoriser un système de stockage : la participation aux services systèmes. Ces services, contrôlés par l'opérateur du réseau national Swissgrid, visent à maintenir en permanence l'équilibre entre la production et la consommation, ceci afin de garantir la stabilité de l'ensemble du système de production, de transport et de distribution de l'électricité. Dans les faits, cet équilibre est assuré par l'injection ou le soutirage d'énergie supplémentaire en réaction à la variation de la consommation ou de la production. Ces services systèmes sont organisés en trois catégories, en fonction de la rapidité de la réaction et de la quantité d'énergie en jeu : les services primaires (requérant une réaction rapide mais une relativement faible quantité), les services tertiaires (faisant intervenir de grandes quantités d'énergie sur des temps bien plus longs), et les services secondaires (à mi-chemin entre les deux autres).
Par leur densité énergétique et leur capacité à changer rapidement leur point de fonctionnement, les batteries sont particulièrement bien adaptées à une participation aux marchés des services primaires et secondaires. Pour les entreprises détentrices de batteries, il s'agit d'un moyen supplémentaire de valoriser leur investissement en ne se contentant plus de réduire leurs coûts de fonctionnement, mais en générant également des revenus supplémentaires. Pour cela, les entreprises laissent à des intégrateurs le contrôle partiel de leur système de stockage. Ces intégrateurs mettent alors aux enchères auprès de Swissgrid la capacité d'agir sur l'équilibre du réseau que leur confère le contrôle d'un grand nombre de batteries regroupées au sein de leur parc. Ils reversent ensuite une partie de leurs gains aux entreprises propriétaires des batteries qui peuvent ainsi amortir d'autant plus rapidement leur investissement.
Une utilisation combinée
L'installation de tels systèmes de stockage au plus près de la consommation finale participe clairement à la transition énergétique actuelle, qui voit non seulement la production mais aussi le contrôle du système électrique tout entier se décentraliser. Comme décrit plus haut, cette transition offre aux entreprises de nouvelles opportunités en leur donnant la possibilité non seulement de réduire les coûts liés à leur consommation électrique, mais en générant également de nouveaux revenus. Ces opportunités sont d'autant plus fortes lorsque que les systèmes de stockage sont valorisés par l'intermédiaire de plusieurs services, souvent complémentaires. À l'échelle européenne, de grandes entreprises franchissent déjà le pas. En Allemagne, Daimler a ainsi participé aux projets AREUS et DC-INDUSTRIE qui visaient la mise en place de chaînes de production énergétiquement efficaces et utilisant des systèmes de stockage d'énergie.
Néanmoins, il n'est pas forcément nécessaire que chaque entreprise se munisse d'une batterie et d'une installation photovoltaïque. Sous réserve d'un cadre légal adéquat, les différents services mentionnés plus haut peuvent parfaitement être mutualisés à l'échelle d'un bâtiment ou même d'une zone industrielle, permettant à coup sûr des économies d'échelle. Dans cette perspective, les acteurs majeurs du secteur, tels que Romande Energie, ont un rôle important à jouer. Grâce à leur maîtrise de l'entier de la chaîne et à leur large spectre de compétences, ils sont et resteront des interlocuteurs incontournables pour les entreprises prêtes à emboîter le pas de la transition énergétique.
La transition énergétique actuelle permettant à la Suisse de décarboner sa production d’énergie tient sa source des récentes évolutions technologiques, comme décrits dans plusieurs articles précédents. Mais les défis soulevés par ce changement de paradigme ne sont pas tous d’ordre technique, loin de là. Les acteurs du domaine de l’énergie sont également confrontés à des questions concernant les aspects légaux et financiers. Cet article est dédié à l’une de ces problématiques : la rémunération du réseau de distribution au travers du calcul et de l’application du timbre.
Qu’est-ce que le timbre ?
L’électricité est acheminée au travers d’un important réseau permettant de relier les centrales de production aux consommateurs, et ceci à l’échelle du continent. Ce réseau est séparé en deux parties principales : le réseau de transport et le réseau de distribution. En Suisse, le réseau de transport est opéré, sous mandat de la Confédération, par l’entreprise Swissgrid. En ce qui concerne la partie dédiée à la distribution, elle est répartie entre plusieurs centaines de sociétés appelées « gestionnaire de réseaux de distribution » (GRD). Les plus petites de ces sociétés ne desservent que quelques centaines de consommateurs tandis que les plus grandes couvrent des zones s’étendant sur plusieurs cantons.
La planification, la construction et l’exploitation des infrastructures composant les réseaux de transport et de distribution représentent des coûts importants qu’il est nécessaire de couvrir. Ces coûts sont ainsi directement facturés aux consommateurs finaux et intégrés à leur facture d’électricité. Une analogie avec la vie courante permet d’illustrer ce principe : si l’électricité pouvait être comparée à une marchandise physique, la part de la facture dédiée l’acheminement de l’énergie au consommateur final, appelée timbre, serait alors assimilable aux frais de transport associés.
Afin d’éviter la multiplicité des infrastructures, le transport et la distribution de l’électricité sont des activités monopolistiques régulées. Ainsi, même si la libéralisation du marché de l’électricité permet aux plus gros consommateurs de choisir leur fournisseur d’énergie, la partie liée à la distribution de cette énergie reste facturée par le GRD desservant la zone dans laquelle se situe le consommateur. De plus, le monopole dont bénéficient les GRDs sur leur zone de desserte s’accompagne d’une surveillance des tarifs appliqués par l’autorité compétente : la commission fédérale de l’électricité, également appelée ElCom.
Comment est-il calculé ?
Chaque année, les gestionnaires de réseaux de distribution évaluent les coûts associés à leur infrastructure et définissent la manière dont ceux-ci sont reportés sur les consommateurs finaux. Ces informations sont transmises à l’ElCom qui en vérifie la conformité avec les aspects légaux définis dans la loi sur l’approvisionnement électrique (LApEl). Il y est notamment stipulé que la rémunération du réseau ne doit pas dépasser la somme des coûts imputables. Ainsi, de manière passablement simplifiée, le calcul du timbre se déroule de la manière suivante : les GRDs agrègent l’ensemble de leurs coûts et les répartissent aussi équitablement que possible entre leurs catégories de consommateurs (ménages, PMEs, industries, etc.). Ces coûts sont reportés selon différentes composantes qui peuvent être liées à l’énergie soutirée, à la puissance maximale enregistrée durant une période donnée ou encore selon un montant fixe assimilable à un abonnement. L’importance relative de ces différentes composantes varie selon les GRDs et la catégorie de consommateurs concernée.
Cette manière de calculer le timbre, bien qu’appliquée et parfaitement fonctionnelle depuis des dizaines d’années, comporte néanmoins une faille que la transition énergétique actuelle met en lumière. Il existe une asymétrie entre la structure des coûts imputables au réseau de distribution et celle des revenus du timbre permettant de les couvrir. En effet, encore une fois de manière simplifiée, les coûts du réseau sont essentiellement liés à son existence même et ne dépendent que très marginalement de l’énergie qui y transite ou de la puissance avec laquelle celle-ci est acheminée. Or, ce sont ces quantités, mesurables grâce aux différents types de compteurs électriques, qui sont utilisées pour la facturation du timbre. Une baisse de la consommation finale d’énergie ne signifie donc pas une diminution équivalente des coûts imputables au réseau de distribution. Cette asymétrie ne pose pas de problèmes particuliers dans un contexte de consommation stable ou en augmentation mais peut soulever un grand nombre de questions dans le cas inverse.
La problématique de l’autoconsommation
L’autoconsommation, ou consommation propre, illustre parfaitement cette situation, même s’il ne s’agit pas d’une réduction de la consommation d’énergie au sens strict. L’autoconsommation consiste, pour le consommateur final, à produire lui-même une partie de son énergie, et ceci sur le site même de la consommation. Par conséquent, même si sa consommation finale ne diminue pas, la quantité d’énergie qu’il soutire du réseau, et donc sur laquelle s’applique le timbre, est quant à elle réellement réduite. Cette réduction des quantités facturables ne diminue pas pour autant les coûts du réseau. L’équilibre financier est fortement remis en question, les recettes ne couvriront plus les coûts sans que les tarifs subissent une augmentation.
Cette problématique est encore renforcée par les récents changements concernant les mécanismes d’encouragement à l’installation de modules photovoltaïques. Jusqu’en 2017, ce type d’installations étaient subventionnées suivant le mécanisme de la rétribution à prix coûtant (RPC). L’énergie photovoltaïque réinjectée sur le réseau était rachetée à un prix préférentiel, incitant les consommateurs finaux disposant d’une installation à produire autant que possible mais sans pour autant consommer eux-mêmes cette production sur place. Depuis le 1er janvier 2018, ce mécanisme est remplacé par celui dit de la rétribution unique (RU). Comme son nom l’indique, les installations photovoltaïques sont subventionnées sous la forme d’un versement unique proportionnel à leurs coûts. Une fois ce versement reçu, le seul levier à disposition des consommateurs finaux pour amortir les investissements consentis est la réduction de leurs factures d’électricité grâce à la consommation propre de leur production ou la vente de leur surplus d’énergie produite à des tiers plus profitable que le rachat de ce surplus par le GRD, dont le prix de rachat est régulé.
Cette décentralisation de la production et l’autoconsommation d’une partie de celle-ci, phénomène principalement porté par le photovoltaïque, montre ses premiers effets sur la couverture des coûts du réseau. Certains GRDs observent ainsi déjà des baisses de revenus de l’ordre de quelques pourcents. Même si cela peut sembler marginal à première vue, la répétition année après année de ce manque à gagner peut s’avérer problématique au vu des sommes importantes en jeu.
Les gestionnaires de réseaux se doivent donc de réagir afin de maintenir l’équilibre financier qui leur permet de continuer à investir dans un réseau robuste et garantissant la sécurité d’approvisionnement. Néanmoins, cette réaction doit faire l’objet d’une attention particulière. Une simple augmentation du timbre correspondant à la baisse de revenus constatée aurait en effet pour conséquence de renchérir le coût total de l’électricité soutirée du réseau et de renforcer ainsi l’attractivité financière de l’autoconsommation. Cela créerait ainsi un cercle vicieux dans lequel l’augmentation de la consommation propre et l’adaptation du prix du timbre pourraient se retrouver piégées. Les GRDs peuvent également modifier la structure du timbre, actuellement essentiellement basée sur l’énergie soutirée du réseau. La transition vers un timbre axé plus fortement sur la puissance maximale soutirée ou même encore sur un montant fixe assimilable à un abonnement permettrait de pallier le manque de revenu lié à la baisse de consommation mais pas d’éviter le cercle vicieux évoqué précédemment.
À cette problématique économique s’ajoute également une problématique sociale. En effet, tous les consommateurs finaux ne sont pas égaux face à la consommation propre. L’installation de panneaux photovoltaïques et la consommation propre de leur production est actuellement plus aisée pour les propriétaires, même si quelques solutions destinées aux locataires existent. Ce constat s’applique aussi bien aux ménages qu’aux entreprises. De plus, l’intérêt économique de la consommation propre varie également avec le mode de consommation. Pour une même quantité d’électricité consommée, une entreprise dont la consommation se concentre sur les heures d’ensoleillement aura un intérêt bien plus fort à investir dans une solution d’autoconsommation qu’une entreprise avec une consommation mieux répartie sur l’ensemble de la journée. Ainsi, en cas d’augmentation des tarifs du timbre pour couvrir les coûts du réseau de distribution, la possibilité d’un transfert de charge vers les consommateurs finaux n’ayant pas la possibilité ou l’intérêt d’autoconsommer existe. Cette modification de la répartition de la couverture des coûts du réseau de distribution pourrait ainsi non seulement opposer locataires et propriétaires mais également ménages et entreprises ou encore régions rurales et urbaines. Cette situation serait d’autant plus problématique que la répartition équitable des coûts du réseau est une exigence légale inscrite dans la LApEl.
Les solutions
Même si la situation peut s’avérer compliquée pour les GRDs, ils ne sont pas totalement désarmés face à cette problématique. Le cadre légal leur laisse la possibilité de définir des groupes de consommateurs en fonction de la similitude des profils de consommation. Cette liberté leur permettrait donc d’appliquer des tarifs de timbre différents en fonction de la présence ou de l’absence d’autoconsommation sur le site de la consommation finale. Cette solution réduit certes l’impact des mesures d’incitation de la Confédération, mais évite, ou du moins limite, la problématique du transfert de charge entre les groupes de consommateurs.
L’évolution des technologies de l’information fait également partie des solutions envisageables. Les progrès dans ce domaine permettent aux gestionnaires de réseaux de multiplier les mesures et d’obtenir une vision beaucoup plus fine des flux d’énergie transitant dans le réseau. S’inscrivant dans le contexte général de la digitalisation de l’énergie, cette nouvelle situation permet aux GRDs d’opérer le réseau de manière intelligente et de réduire les marges de dimensionnement des différentes infrastructures, réduisant les coûts sans impacter la sécurité d’approvisionnement, également exigée par les textes légaux.
L’électrification de la mobilité et du chauffage, au travers des pompes à chaleur, pourrait également apporter un élément de solution. Ces tendances représentent une augmentation de la consommation finale d’électricité et de la quantité d’énergie sur laquelle le timbre est appliqué. Si des solutions technologiques permettant de répartir temporellement cette consommation sont utilisées, elles permettraient ainsi de réduire les coûts de renforcement du réseau de distribution, cette augmentation de la consommation pourrait contrebalancer la réduction due à l’autoconsommation.
Conclusion
La question des coûts du réseau de distribution et de leur couverture dans le contexte de la décentralisation de la production reste actuellement une question ouverte. Bien que les problèmes rencontrés par les GRDs restent actuellement encore relativement modestes, cette question fait l’objet de discussions entre la branche, représentée par l’association des entreprises électriques (AES), et l’autorité de régulation et les partisans du photovoltaïque, représentés par Swissolar, depuis de nombreuses années.
Cette situation illustre parfaitement l’immense complexité de la transition énergétique qui comporte non seulement des défis technologiques mais également économiques et sociaux et remet en question des équilibres datant d’une centaine d’années.
Comme souvent lors de situations faisant intervenir autant d’intérêts potentiellement divergents, il y a fort à parier que seules des solutions multiples permettront d’atteindre l’objectif de décarbonisation de la production d’énergie tout en respectant les différentes contraintes du système. Des ajustements devront être apportés au cadre légal et de nouveaux modèles d’approvisionnement en électricité verront peut-être le jour. La seule certitude est qu’une solution globale est nécessaire car l’intégration à large échelle des énergies renouvelables, et donc des objectifs de la Stratégie énergétique 2050, ne pourra se faire qu’en maîtrisant les coûts de leur intégration dans le réseau.
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