Les développeurs d’énergies renouvelables sont confrontés à des retards pouvant aller jusqu’à une décennie pour connecter de nouvelles capacités au réseau électrique, menaçant l’engagement du gouvernement de s’éloigner des combustibles fossiles et d’atteindre les objectifs nets zéro.
Le Royaume-Uni a récemment fixé de nouveaux objectifs ambitieux pour plus que doubler la capacité de production d’énergie renouvelable existante, en ajoutant 50 gigawatts d’énergie éolienne offshore d’ici 2030, 70 GW d’énergie solaire d’ici 2035 et 24 GW d’énergie nucléaire d’ici 2050.
Mais les développeurs disent qu’on leur dit qu’ils devront attendre six à dix ans pour se connecter aux réseaux de distribution régionaux en raison des contraintes sur le réseau de National Grid.
« La majorité des grands promoteurs voient maintenant des projets prêts à être construits retardés en raison de longues files d’attente et de frais excessifs pour accéder au système de transmission », a déclaré Catherine Cleary, ingénieure spécialisée au cabinet de conseil Roadnight Taylor, qui conseille des entreprises telles que British Gas. le propriétaire Centrica et le développeur solaire Lightsource BP sur leurs connexions au réseau.
« Bien qu’il y ait des propositions de nouvelles infrastructures, les longs délais pour cela menacent de faire dérailler les objectifs de zéro net. »
La question de savoir qui paie pour l’amélioration du réseau de distribution d’électricité est cruciale étant donné qu’il est privatisé, le National Grid, coté au FTSE 100, fournissant l’essentiel du réseau de transport central à travers la Grande-Bretagne et alimentant les six monopoles régionaux dont les pylônes, les poteaux, les câbles et les câbles transportent l’électricité jusqu’aux utilisateurs finaux.
Les investissements des monopoles et le montant qu’ils facturent aux consommateurs sont réglementés par le biais de contrôles des prix établis par l’organisme de surveillance Ofgem, qui a subi des pressions pour durcir après avoir été accusé de permettre aux entreprises de réaliser des bénéfices excessifs. Les distributeurs régionaux tirent leurs revenus d’une surtaxe sur les factures des clients, jusqu’à un cinquième de la facture d’énergie domestique typique – soit environ 371 £ par an – allant vers le coût du réseau de distribution.
National Grid affirme qu’il a toujours eu 40 à 50 demandes de connexion par an, mais que ce nombre est passé à environ 400 à mesure que les fournisseurs d’énergies renouvelables ont proliféré. Cela s’ajoute aux volumes importants de demandes provenant des six distributeurs régionaux.
Roisin Quinn, directeur des connexions clients chez National Grid, a déclaré qu’il travaillait avec Ofgem et l’industrie pour résoudre les longues files d’attente, notamment en modifiant les processus afin que les développeurs ne puissent plus utiliser la capacité du réseau avant d’avoir obtenu un permis de construire ou même d’avoir commencé la construction.
La société propose de moderniser le réseau projet par projet, en construisant des sous-stations plus grandes et davantage de lignes aériennes. « Nous prenons des mesures au rythme, avec l’ensemble de l’industrie, pour accélérer le processus pour les clients basés dans des zones où les temps d’attente sont plus longs », a-t-elle déclaré.
Cependant, l’industrie s’inquiète du coût des améliorations du réseau, qui sont nécessaires pour passer d’un système conçu pour desservir de grandes centrales au charbon proches des centres urbains à des développements d’énergies renouvelables plus dispersés tels que les parcs solaires et éoliens.
Alourdir les projets à plus petite échelle avec ces coûts de mise à niveau de la transmission, qui peuvent être de l’ordre de 12 millions de livres sterling par sous-station, rend de nombreux projets non viables, selon Roadnight Taylor. C’est aussi une loterie de codes postaux pour savoir combien ils sont facturés.
Ofgem a examiné les frais de connexion dans l’ensemble du secteur, mais a été « particulièrement silencieux » sur la question des frais excessifs pour les mises à niveau de transmission, a déclaré Cleary.
L’Energy Network Association, qui représente les opérateurs, a déclaré que l’Ofgem devait passer d’un processus réactionnaire à un mandat « d’investissement stratégique anticipatif ».
Si les développeurs d’énergies renouvelables ne paient pas les coûts des mises à niveau, ils pourraient être répercutés sur les consommateurs par le biais de factures ou de taxes, créant un exercice d’équilibre difficile pour le régulateur, qui tient à maintenir les coûts des ménages bas tout en facilitant la transition vers le zéro net.
Les développeurs d’énergies renouvelables sont catégoriques sur le fait que retarder le passage à une énergie à faible émission de carbone augmentera finalement les factures des clients.
Jake Dunn, directeur commercial de Vattenfall, le groupe d’électricité public suédois, a déclaré que les retards « auraient un impact sur la transition vers l’énergie verte et affecteraient les consommateurs car ils seront obligés de payer des prix plus élevés plus longtemps ».
Patrick Smart, directeur des réseaux énergétiques au Royaume-Uni et en Irlande chez le fournisseur d’énergies renouvelables RES, a déclaré qu’il avait plusieurs projets solaires prêts à être connectés cette année, mais qu’il avait reçu des dates de connexion de 2028 ou 2030.
« Le solaire et l’éolien terrestre sont les formes les moins chères de nouvelle production d’électricité et pourtant les projets sont retardés en raison d’un manque de planification à long terme et d’investissements dans les infrastructures électriques », a-t-il déclaré. Le système actuel n’était «pas adapté à son objectif», a-t-il ajouté, et devait «changer – et rapidement – si nous voulons réduire les factures des consommateurs et offrir un net zéro».
Les promoteurs demandent également au gouvernement d’accélérer les procédures de planification.
« L’industrie est prête à livrer au rythme visé par le gouvernement, mais un manque de réflexion conjointe dans le processus a signifié que les parties prenantes évoluent à des vitesses différentes », a déclaré Tara Reale, responsable du développement commercial pour le Royaume-Uni et l’Irlande chez Lightsource. BP.
« Le gouvernement devrait revoir la manière dont les connexions au réseau sont attribuées et réévaluer comment les mises à niveau nécessaires du réseau pourraient être programmées plus rapidement. »
Ofgem a déclaré qu’il publierait des propositions pour la prochaine période de contrôle des prix cet été, ce qui « garantirait que le réseau de distribution est prêt pour la transition nette zéro ». « Notre priorité absolue est de protéger les consommateurs et nous contribuons à créer la bonne infrastructure pour que non zéro prospère », a-t-il ajouté.
Reportage supplémentaire de Leslie Hook
