Méthodologie pour la simulation d’un RCP

Situation actuelle des RCP en Suisse

Les RCP peuvent être appliqués dans différents cas :

•Développement de nouveaux quartiers ou PPE équipés de production solaire PV ;

•Regroupement d’habitations proches d’une zone agricole installant une centrale PV ;

•Rénovation d’un ensemble de bâtiments ou d’une PPE ;

•Établissement d’un microgrid sur des bâtiments existants.

C’est ce dernier cas qui sera traité dans cette étude. On parle de microgrid, car on devra établir un réseau propre au RCP pour connecter les différents consommateurs de ce dernier. Je n’ai pas trouvé de données officielles qui concernent les RCP en Suisse. Il semble pourtant, selon les professionnelles de l’énergie avec lesquelles j’ai pu en discuter, que la version la plus courante des RCP est les PPE. C’est-à-dire que les propriétaires d’un immeuble d’habitation ou d’un bâtiment avec plusieurs ateliers se réunissent en un seul consommateur aux yeux du GRD local. Si cette version est la plus courante, celle-ci présente le moins de complication. Un bâtiment dispose quasiment toujours d’une seule introduction électrique.

Il suffit de supprimer les compteurs existants et de les remplacer. L’autre variante la plus courante est le regroupement de plusieurs maisons lors de la construction d’un nouveau quartier d’habitation. Le réseau n’étant pas encore en place il suffit que les futurs propriétaires s’entendent et acceptent de payer l’introduction électrique de leur bâtiment jusqu’au point commun du RCP. Plusieurs GRD proposent les services de gestion, d’installation et de comptage nécessaires à l’établissement d’un RCP. Mais généralement les sites de ces derniers parlent uniquement des deux versions citées ci-dessus. À ma connaissance le seul RCP existant qui présente de vraies similarités avec le projet présenté dans ce rapport est celui de Penthéréaz dans le canton de Vaud. Je n’ai malheureusement pas réussi à obtenir suffisamment d’informations précises sur ce dernier pour les citer dans ce travail. Page 17/113 Luc Beuret La situation actuelle, quant au développement des RCP peut s’expliquer par différentes hypothèses :

•Le prix de l’électricité est relativement bas et c’est une énergie complètement dématérialisée. Ceci a pour conséquence que ce n’est pas la priorité numéro une des entreprises, malgré le fait que les coûts de l’énergie peuvent être importants selon les activités de ces dernières. •Les GRD sont obligées de laisser un regroupement de consommation s’établir, mais n’ont aucune obligation d’aider à la réalisation de celui-ci. Prendre sur soi la création d’un réseau de distribution entre différents bâtiments peut paraitre fastidieux. Les entreprises spécialisées dans l’établissement d’un tel réseau ne sont pas très nombreuses. Elles travaillent principalement pour les GRD. Du coup si un projet n’est pas favorable à ces derniers, on peut imaginer qu’une entreprise ne veuille pas risquer des griefs des GRD.

•Il n’est pas toujours possible pour les GRD de renoncer à une partie de leur réseau. Car ils peuvent avoir besoin de ce dernier pour alimenter d’autres bâtiments. •Les différents membres d’un RCP doivent être capables de se mettre d’accord. Ils doivent également avoir l’envie de se lancer dans un tel projet. Comme cette possibilité est relativement récente, il y a peu de retours sur expérience et donc le risque de voir le projet ne pas aboutir n’est pas négligeable.

Lors de ce travail, j’ai eu l’occasion de rencontrer le directeur de BKW SA pour la région Jura. Je lui ai demandé quelle était la position des BKW par rapport à la mise à disposition du réseau de distribution. Sa réponse a été la suivante : « Par souci de rentabilité nous n’envisageons ni location ni rachat de notre réseau. Si vous souhaitez mettre en place un RCP, nous ne pouvons vous en empêcher. Dans le cas où vous construiriez un nouveau réseau, nous devrons démanteler le nôtre. » Il est étonnant d’entendre que c’est par souci de rentabilité qu’un GRD refuse de collaborer alors qu’il risque de devoir démanteler, à ses frais, un réseau existant. Autre chose étonnante : BKW a des parts dans des entreprises comme ENGYTECH, qui propose des solutions de comptage et facturation pour des RCP. On peut donc penser que les GRD n’avaient pas préparé l’arrivé des RCP et qu’ils n’ont pas encore tout à fait choisi la stratégie a adopter concernant cette nouvelle possibilité. Il semble pourtant que certains GRD avaient anticipé l’arrivé des RCP dans le paysage énergétique Suisse. Ma collègue économiste a obtenu un entretien, joint en annexe, avec Ludovic Roussin, ingénieur et responsable conseil en Energie chez Sierre Energie.

Cette entreprise propose ainsi ses services pour mettre en place un RCP, au niveau matériel. Mais également des prestations de service pour accompagner les porteurs de projet à réaliser un RCP et au niveau de la gestion, une fois que ce dernier aura été établi, c’est-à-dire la gestion, la mesure et la facturation de l’énergie. Ma collègue lui a demandé si les demandes pour ce genre de produit étaient en augmentation depuis l’entrée en vigueur de la loi, 1er janvier 2018. Voici sa réponse : « Oui, ce que je dois dire, c’est que les installateurs de la région ont été un peu embêté du fait qu’on se mêle du business solaire et qu’on propose des solutions. Ils n’ont pas tendance à nous suggérer comme partenaire pour accompagner les clients. Je pense alors qu’il y a des projets qu’on ne voit pas passer avant que l’on reçoive l’annonce d’un nouvel RCP au GRD. Je n’ai pas de chiffre en tête mais c’est évident qu’il y a eu une augmentation, pour donner un ordre d’idée, nous avons 1 à 2 nouveau RCP par semaine. »

Analyse Globale

Dans ce chapitre, j’analyse les résultats de manière globale, c’est-à-dire sur l’ensemble des entreprises concernées. Pour chaque variante, j’ai cherché à connaitre les coûts annuels pour la fourniture d’électricité et l’investissement total nécessaire. Pour arriver à ces résultats, j’ai additionné les valeurs des tableaux 24 à 29. J’ai également calculé un temps moyen de retour sur investissement pour chacune variante. Pour y parvenir, j’ai fait la moyenne des durées d’amortissement contenues dans les tableaux cités ci-dessus. Le meilleur scénario, tel qu’il ressort de ce travail, dans le cas de la création d’un réseau propre au RCP est la variante 2 en moyenne tension, soit avec l’achat d’un transformateur. Mais c’est également celui qui demande le plus d’infrastructure et de technique, ce qui en fait le plus coûteux au niveau de l’investissement. Pour des entreprises qui ne disposent pas d’installations photovoltaïques dans la variante 1, la différence de gains annuels est plus importante, car les économies engendrées par l’autoconsommation viennent s’intégrer dans la baisse de coûts annuels.

Pour les entreprises dont les potentiels installations PV affichent une production égale ou supérieure à la consommation du bâtiment, Christian Aubry SA et RéraTechnique SA, l’essentiel des gains annuels provient de la vente d’énergie. Pour toutes les autres, c’est la baisse des coûts de l’énergie qui représente la plus grande partie des gains annuels. Le meilleur exemple qui illustre cette constatation est celui de TG mécanique SA. Dans les deux variantes, elle a une installation PV, mais les gains sont bien plus importants si le prix moyen de l’énergie est le plus faible. C’est ce qui se passe dans la variante 2 en moyenne tension. Le temps d’amortissement moyen dans le scénario où toutes les entreprises investissent dans une centrale PV sans le RCP est le même que dans la meilleure variante de l’achat du réseau. Par contre les coûts annuels sont plus importants de 28’300 CHF/an au total soit un quart de plus que la variante 2 raccordé au niveau 5.

Cela montre qu’il y a un réel intérêt pour des entreprises de se réunir en un RCP. Ceci, même si l’investissement nécessaire est plus important de 190’000 CHF, soit 39 % que dans le cas d’installation solaire individuelle. La location partielle du réseau est une option intéressante dans le sens où elle demande moins, voire pas du tout d’investissement pour le réseau, (voir chapitre 5.4). Cela représente pour l’ensemble des entreprises 29 % d’investissement en moins que la création d’un réseau propre avec une station de transformation. Elle permet de baisser les coûts annuels de 10’900 CHF, soit 8% de moins qu’un scénario sans RCP. La location totale est moins intéressante, car les prix de vente des surplus solaires sont plus faibles et les prix moyens de l’énergie plus élevés. Les scénarios de location ont été simulés dans la variante 2, dans l’optique où chaque bâtiment est équipé d’une installation photovoltaïque. Ma collègue économiste a réalisé une estimation des coûts qu’engendrerait le rachat du réseau actuel à sa valeur actuelle net. C’est-à-dire après la soustraction de l’amortissement déjà réalisé par BKW. Les résultats de Manon Cauderay se trouvent en annexes (voir annexe 9). Le coût total de rachat serait alors de 148’650 CHF soit après 31’000 CHF d’investissement en moins de la part des membres du potentiel futur RCP. Cette faible diminution s’explique par le fait que le réseau est relativement récent. Le bâtiment actuel de Tg mécanique SA date de 2011 soit l’âge du réseau.

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Table des matières

1.Introduction
1.1. Objectifs du travail
1.2. Motivations
1.3. Notions théoriques
2.Contexte
2.1. Présentation du projet
2.2. Disposition légale des RCP
2.3. Situation actuelle des RCP en Suisse
3.Méthodologie pour la simulation d’un RCP
3.1. Données de consommations
3.2. Données de production
3.3. Bilan, Autoconsommation, Injection
3.4. Répartition de l’injection
3.5. Calculs des coûts de l’électricité
3.6. Tarif dynamique
3.7. Définition du périmètre de la RCP
3.8. Investissements et résultats financiers
4.Entreprises concernées
4.1. TG mécanique SA
4.2. Multietch SA
4.3. Brasserie des Franches-Montagnes SA
4.4. Carrosserie Daddy SA
4.5. Christian Aubry SA
4.6. RéraTechnique SA
4.7. Règlement du RCP
5.Simulation d’un RCP
5.1. Variantes étudiées
5.2. Création d’un réseau propre au RCP
5.3. Location du réseau
5.4. Tarifs utilisés
5.5. Résultats
5.6. Analyse Globale
6.Réalisation d’une installation photovoltaïque
6.1. TG mécanique
6.2. Toiture
6.3. Définition des zones
6.4. Orientation des panneaux
6.5. Appel d’offres
6.6. Solution retenue
6.7. Coûts de l’installation
6.8. Évolution de la consommation
6.9. Prévision de rentabilité
7.Conclusion
7.1. Dimensionnement d’une installation solaire
7.2. Regroupement de consommation propre
7.3. Conclusion personnelle
7.4. Limite de l’étude
Remerciements
Données
Bibliographie
Annexe