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Auteur(s)
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Jean-Luc FRAISSE : Consultant senior à ERDF (Électricité Réseau Distribution France)
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Jean-Paul HORSON : Ex-consultant senior à ERDF
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Lire l’articleINTRODUCTION
Le terme « production décentralisée » qualifie toute production électrique de faible puissance raccordée au réseau public de transport (RPT) en HTB1 ou de distribution (en HTA ou en BT). On se limite ici à la production décentralisée raccordée au réseau public de distribution (RPD) qui est défini et décrit dans le dossier [D 4 800v2].
Depuis l'année 2000, un contexte nouveau est venu donner un essor au développement de la production décentralisée.
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La directive européenne 2001/77/CE du Parlement européen et du Conseil du 27 septembre 2001 relative à la promotion de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables sur le marché intérieur de l'électricité prévoit un objectif de 22,1 % d'électricité produite à partir de sources d'énergies renouvelables dans la consommation totale d'électricité de la Communauté en 2010, avec comme principaux contributeurs pour atteindre cet objectif : l'éolien et l'hydraulique.
Le terme énergies renouvelables (EnR) recouvre une vaste gamme de moyens de production aux technologies variées. En matière de production d'électricité, il s'agit des sources non fossiles comme les énergies éoliennes, solaires photovoltaïques, solaires thermodynamiques, géothermiques, houlomotrices, marémotrices, hydroélectriques ou les énergies issues de la biomasse et du traitement des déchets.
En France, les pouvoirs publics ont choisi d'inciter les industriels à contribuer à la production décentralisée via le tarif d'achat, quand d'autres pays ont eux choisi soit le levier du crédit d'impôt, soit encore celui de l'aide à l'investissement.
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Une obligation d'achat est mise en place pour les installations de production à partir d'énergie renouvelable, les installations d'élimination de déchets, les installations de production combinée de chaleur et d'électricité satisfaisant à des critères d'efficacité énergétique. Les tarifs d'achat associés à ces différentes filières de production sont fixés de façon à être attractifs et ainsi de façon à inciter au développement de la filière. La limite de puissance des installations bénéficiant de l'obligation d'achat est fixée à 12 MW par installation (décret 2000-1196 du 6 décembre 2000) ; cette limite conduit à ce que la quasi-totalité des installations bénéficiant de l'obligation d'achat soit raccordée sur le réseau de distribution, et plus particulièrement sur un niveau de tension HTA.
Le tarif d'achat s'appuie désormais sur :
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un système d'évolution à la baisse du coût de référence, pour prendre en compte l'effet de série des équipements ;
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une formule de révision de prix, qui tient de l'évolution des énergies fossiles et des coûts industriels ;
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une durée de contrat permettant d'assurer le retour sur investissement de l'installation allant de 12 ans pour la cogénération à 20 ans pour l'éolien offshore et le photovoltaïque.
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De nouvelles techniques apparaissent, toujours plus performantes et moins chères. Les tendances générales que l'on rencontre dans le monde des produits manufacturés se retrouvent pour les techniques de production : évolution rapide des techniques de production avec amélioration des performances et de la fiabilité, accompagnée d'une diminution des prix due à l'effet de série. Les fermes éoliennes représentent un exemple probant de la maturité atteinte par une technique qui se traduit par une baisse constante des coûts et une fiabilité aujourd'hui satisfaisante.
ARD : Agence Régionale de Distribution en charge de l'accueil des demandes de raccordement puis de la gestion du contrat d'accès au réseau une fois l'installation raccordée
BT : terme simplificateur désignant la tension alternative efficace comprise entre 50 et 500 V pour la BTA au sens de la norme NF C 18-510, qui fait référence en France en matière de sécurité. À l'international cette tension est également qualifiée de Basse Tension (BT)
CRE : Commission de Régulation de l'Énergie, dénomination légale de l'Autorité administrative indépendante chargée de veiller au bon fonctionnement des marchés de l'électricité et du gaz en France. Cet organisme a été mis en place et ses pouvoirs ont été définis par la loi 2000-108 du 10 février 2000
DNN : Distributeurs non nationalisés (voir ELD)
DTR : Documentation Technique de Référence d'un GRD, parfois encore appelée « Référentiel Technique »
EDF : Électricité de France
EJP : Effacement Jour de Pointe
ELD : Entreprises Locales de Distribution anciennement désignées par DNN. Elles sont au nombre de 170 en France, sont en charge de la gestion des réseaux publics de distribution d'électricité non nationalisés en 1946, et représentant 5 % de la consommation française
ERDF : Électricité Réseau Distribution France, filiale d'EDF depuis le 1er janvier 2008, en charge de la gestion de la majorité des réseaux publics de distribution d'électricité français.
GRD : Gestionnaire des Réseaux de Distribution d'électricité, dénomination légale du distributeur d'électricité, quand il s'agit des missions qui lui ont été attribuées par la loi 2000-108 du 10 février 2000
GRT : Gestionnaire des Réseaux de Transport d'électricité, dénomination légale du transporteur d'électricité, quand il s'agit des missions qui lui ont été confiées dans le cadre de la loi 2000-108 du 10 février 2000
HTA : tension alternative efficace comprise entre 1 000 V et 50 000 V au sens de la norme NF C 18-510, qui fait référence en France en matière de sécurité. À l'international, cette tension est souvent qualifiée de Moyenne Tension (MT)
HTB : tension alternative efficace supérieure à 50 000 V au sens de la norme NF C 18-510, qui fait référence en France en matière de sécurité. À l'international, cette tension est souvent qualifiée de Haute Tension (HT) ou très Haute Tension (THT)
HTB1 : tension alternative efficace supérieure à 50 000 V et inférieure à 150 000 V
PDL : Point De Livraison d'un utilisateur du réseau. Il se situe généralement en amont d'un appareil de séparation du réseau et d'un point de comptage. C'est le point frontière entre le réseau public et le réseau privé d'un utilisateur. C'est là que sont contractualisés les engagements réciproques du distributeur et de l'utilisateur, notamment en matière de qualité
PDR : Point de raccordement
PPI : Programmation Pluriannuelle des Investissements de production d'électricité
PTF : proposition technique et financière adressée à un demandeur de raccordement par le GRD
RAG : Réseau d'Alimentation Général
RPD : Réseaux Publics de Distribution d'électricité, dénomination légale des réseaux de distribution d'électricité français. En France, les réseaux de distribution sont depuis 1946, date de la nationalisation des réseaux électriques, la propriété des collectivités locales et
sont concédés, soit à ERDF (Électricité Réseau Distribution France, filiale d'EDF), soit à des Entreprises Locales de Distribution (ELD). C'est le domaine des tensions HTA et de BT
RPT : Réseau Public de Transport, dénomination légale du réseau de transport d'électricité français. En France, il est la propriété de l'état français et est exploité par RTE-France (Réseau de Transport d'Électricité – France, filiale d'EDF). C'est le domaine des tensions HTB
RTE : filiale d'EDF en charge des Réseaux de Transport d'Électricité
ZDE : Zone de Développement Éolien
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VERSIONS
- Version courante de nov. 2014 par Jean-Luc FRAISSE, Laurent KARSENTI
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Présentation
Textes législatifs et réglementaires
En anglais
1. Évolution, perspectives et problématiques
Jusque dans les années 1990, les petites centrales hydrauliques, localisées dans des zones très spécifiques, représentaient pratiquement l'ensemble de la production décentralisée sur les réseaux publics de distribution (RPD) français. La tarification d'achat était très calée sur la théorie des coûts marginaux, qui a été à la base de la tarification générale de vente d'EDF (Électricité de France) depuis sa création. De ce fait, la tarification d'achat calée qu'elle était sur les prix de revient de la production centralisée était déconnectée des filières de production décentralisée et de leurs coûts d'établissement et d'exploitation.
La première vague de développement de la production décentralisée est la conséquence de l'application par EDF du tarif « EJP » (effacement jour de pointe). Ce tarif basé sur les coûts marginaux était en fait le premier effort des pouvoirs publics pour assurer, à un producteur décentralisé, la rentabilité de son investissement en production. Son principe était de présenter un prix de vente très intéressant durant les heures normales, mais par contre très élevé durant les 18 heures de pointes des 22 jours « EJP », incitant ainsi les clients l'ayant souscrit à s'effacer durant ces heures. Le niveau de ce tarif de pointe a poussé certains industriels à s'équiper en autoproduction électrique, pour relayer EDF durant les heures d'effacement. Très rapidement, ces mêmes industriels ont souhaité écouler leurs surplus de production sur le réseau de distribution, pour autant que le tarif de rachat qui leur soit consenti soit en rapport avec le tarif de pointe « EJP », rentabilisant ainsi leur investissement. Un arrêté ministériel de 1995 leur reconnaissait ce droit. Il s'en est suivi tout naturellement une première vague de demande de couplages au réseau.
En 1996, les pouvoirs publics ont décidé de favoriser le développement de la cogénération, via un tarif incitatif, indexé sur le coût des combustibles fossiles et offrant une visibilité de 12 ans aux industriels intéressés. Ce sera la seconde vague de développement.
1.1 Évolution de la production décentralisée de 2000 à...
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