CONTEXTE

• Le décret wallon « Market design » de mai 2022, modifiant le décret « Electricité », prévoit dorénavant qu’une compensation financière soit octroyée au producteur d’électricité verte pour les pertes de revenus résultants des éventuelles limitations d’injection imposées par le gestionnaire de réseau au-delà d’un certain seuil.
• Cette compensation, toujours en attente d’un arrêté d’exécution, devrait permettre de mieux accompagner le développement des sources d’énergie renouvelable en Wallonie tout en soutenant le déploiement d’un réseau fiable et moderne en créant un marché de la flexibilité au niveau local qui :
  • intègre toutes les sources de flexibilité (stockage, DSM,…) ;
  • limite les investissements lourds dans le réseau au strictement nécessaire en imposant aux GRD d’examiner les alternatives au renforcement du réseau lorsque cela est possible ;
  • permet de maximiser l’injection de l’énergie produite à partir de sources renouvelables délocalisées tout en garantissant la sécurité du réseau au meilleur coût.

• Lors des discussions de 2022 avec la CWaPE sur la prochaine période tarifaire, EDORA avait au passage également interpellé le régulateur wallon :
  • sur le coût élevé des raccordements et sur les mesures à prendre pour faire en sorte que les options techniques retenues par les GRD puissent faire l’objet de discussions avec ceux-ci, sous son contrôle, le cas échéant ;
  • sur la problématique des délais d’étude et de raccordement, qui semblent mériter un meilleur encadrement,
  • sur l’opportunité de procéder régulièrement à un benchmarking des coûts de raccordements wallons, par rapport aux régions et pays voisins.

ENJEUX POUR LE SECTEUR

• En Wallonie, les coûts de raccordements des GRD constituent de plus en plus souvent un frein au développement des renouvelables. Les coûts de raccordement semblent élevés et ont significativement augmenté ces dernières années. Les options techniques retenues/imposées par les GRD semblent jouer un rôle important dans la hauteur de ces frais.
• Les délais d’étude excessifs posent également problème, surtout lorsque les frais d’étude sont intégralement préfacturés. Pour ce qui est des travaux proprement dits, les délais sont davantage respectés, mais les porteurs de projets voudraient pouvoir compter sur des délais plus courts, lorsque cela est possible. Quant au problème des réservations de capacités, il faut surtout veiller à ce que les règles soient les mêmes pour tout le monde.
• L’électricité produite entre la mise sous tension d’une nouvelle installation et son autorisation par les GRD est non comptabilisée, engendrant parfois des pertes importantes pour le producteur et une forme de confiscation temporaire de sa production qui n’est pas acceptable. Une solution technique semble dorénavant à portée pour les projets à venir, via la mise en place de POC au niveau d’ORES afin que le développeur de projet puisse valoriser plus rapidement l’énergie produite.
• Enfin, les décrochages d’onduleurs photovoltaïques ont souvent reçu un écho aussi large que dommageable dans la presse ces derniers mois, nécessitant l’adoption rapide de mesures correctrices concrètes dans ce domaine et justifiant, dans cette attente, l’adoption d’un régime d’indemnisation des prosumers concernés.

POSITIONNEMENT ET ACTIONS D’EDORA

• En mai 2023, EDORA a organisé un GT Réseaux électriques en présence de représentants des principaux GRD wallons, qui a permis aux membres de leur exposer les problèmes rencontrés.
• EDORA a depuis lors tenu plusieurs réunions de suivi avec divers managers d’ORES, qui ont débouché sur diverses mesures : constitution d’une équipe d’account managers, organisation de réunions « d’avis préalable » afin d’aider les développeurs à sélectionner/prioriser les meilleurs projets en amont de la demande d’étude de détail, en fonction des capacités du réseau, ainsi que de réunions de suivi des projets en cours, etc.
• EDORA a également rencontré les directions des GRD bruxellois et wallons, dans le but d’encore pouvoir dégager l’un ou l’autre compromis sur les ultimes dossiers « réseaux » de la présente législature et de préparer la suivante, en nous appuyant notamment sur les solutions prônées dans notre mémorandum. Deux réunions ont eu lieu avec la direction de Sibelga à l’automne 2023. Côté wallon, nous avons rencontré la direction de RESA en octobre et celle d’ORES en novembre, notamment en vue d’aborder la question des tarifs réseaux applicables aux activités de partage d’électricité au sein d’un même immeuble.
• Dans sa note de positionnement adressée au Ministre wallon de l’Energie au sujet d’un avant-projet de décret modifiant le décret électricité, EDORA a appelé le Ministre à profiter de l’occasion pour essayer (en vain) de faire introduire dans le décret un élément clef de la Recommandation (UE) 2021/1749 du 28 septembre 2021 sur le principe de primauté de l’efficacité énergétique en chargeant les GRD et les fournisseurs d’également promouvoir une utilisation plus flexible de l’énergie.
• EDORA conteste le maintien du caractère non rémunéré pour une partie de la flexibilité pour les filières éolienne et photovoltaïque dont le déploiement devrait être maximisé afin de couvrir au mieux les besoins énergétiques belges.
• EDORA soutient la rémunération à 100% de la flexibilité des unités renouvelables dès leur mise en service.
• En février 2024, le Ministre Henry a soumis au Pôle Energie un projet d’AGW visant à mettre en place un mécanisme d’indemnisation des prosumers raccordés à un réseau BT en cas de limitation d’injection causée par une congestion locale dudit réseau, à concurrence d’un montant de 48,45€/kVA vivement contesté par les GRD, qui le considèrent comme trop élevé.
  Dans son avis largement influencé par EDORA, le Pôle :

• •  rappelle que les objectifs ambitieux de la Wallonie en matière d’énergies renouvelables nécessitent un renforcement des réseaux pour accueillir ces nouvelles productions renouvelables,
  • appelle à tout mettre en œuvre pour permettre aux GRD d’investir dans l’adaptation de leur réseau au moindre coût sociétal,
  • mais reconnaît, dans cette attente, la nécessité d’apporter une réponse aux prosumers qui subissent des décrochages significatifs, en respectant un équilibre entre la compensation accordée et ses impacts, notamment sur la répartition et la planification des investissements que les GRD doivent réaliser dans les réseaux.

PERSPECTIVES ET PLAN D’ACTION

• EDORA entend poursuivre sa bonne collaboration avec les GRD dans l’identification, l’objectivation et la résolution des problèmes liés aux raccordements rencontrés par ses membres.
• EDORA continuera de veiller au suivi des mesures correctrices convenues avec les GRD lors du GT de mai 2023, afin de trouver des réponses à l’ensemble des problèmes soulevés.
• EDORA s’efforcera d’objectiver les coûts et délais de raccordement jugés excessifs ainsi que l’ampleur des volumes d’énergie non comptabilisés (et non rémunérés) dans la période suivant la mise sous-tension de nouveaux parcs.
• Pour faire face à l’accroissement des coûts de raccordement, EDORA examinera avec ses membres deux pistes de solution en parallèle : la première consisterait à promouvoir une socialisation au moins partielle desdits coûts de raccordement ; Et la seconde serait de permettre plus systématiquement aux porteurs de projets de prendre en charge eux-mêmes la concrétisation des raccordements qu’ils requièrent.
• Pour l’énergie perdue, EDORA veillera à ce que la solution proposée par ORES puisse être mise en place pour les projets futurs et à que l’énergie non compensée pour les projets passés puisse l’être.
• Par ailleurs, une version préparatoire de l’AGW T-Flex, qui définit les règles pour un raccordement flexible, a été soumise à consultation par la CWaPE mais n’a pas encore été adoptée. EDORA restera attentive aux propositions réglementaires (arrêté d’exécution) à venir dans la nouvelle version de l’AGW T-Flex, lorsque celle-ci arrivera sur la table du prochain Gouvernement Wallon :
  • donnant une valeur à la flexibilité technique (hors situations d’urgence)
  • intégrant la possibilité de recourir à de la flexibilité commerciale plutôt qu’à des renforcements de réseau dans le calcul du caractère économiquement justifié d’un investissement (en alternative à un renforcement pur et simple par du câblage supplémentaire).