Table des matières

 

Introduction

Les micro-réseaux sont un sujet d’actualité en Wallonie. D’une part car il y a une série d’acteurs qui trouvent que l’électricité est trop chère et que toute solution technique doit être étudiée pour voir si elle ne peut contribuer à la baisse de prix. D’autre part, plusieurs acteurs et groupes de pression estiment que les micro-réseaux amèneraient de la concurrence au sein des distributeurs d’électricité, acteurs publics monopolistiques qui tendraient à protéger leur monopole pour s’assurer de plantureux dividendes.

Dès lors, les micro-réseaux sont-ils une aubaine pour la Wallonie ? Sont-ils murs techniquement. Sont-ils rentables ? quelle méthode pour les évaluer globalement ?

Nous allons d’abord les définir. Ensuite nous examinerons les aspects juridiques. Nous passerons en revue les avantages et inconvénients annoncés théoriquement. Nous verrons les résultats des simulations et des réalisations pratiques et l’impact sur les macro-réseaux. Nous examinerons la position des acteurs. Enfin, nous donnerons notre avis personnel.

A. Définition : de quoi parle-t-on ?

Tels que sont définis par la Commission européenne dans le cadre des projets « Microgrids » et « More Microgrids », les micro-réseaux sont des ensembles « qui comportent des systèmes de distribution de basse tension avec des sources d’énergie distribuée, telles que les micro-turbines, les piles à combustibles, les systèmes photovoltaïques, etc., des systèmes de stockage tels que les volants d’inertie, les super-condensateurs et les batteries, et des charges contrôlables, qui ont des possibilités d’être contrôlées vis-à-vis de l’opération du réseau. Les micro-réseaux sont connectés au réseau de distribution mais peuvent également travailler en mode ilôté, en cas de défaut dans le réseau principal » (Hatziargyriou N., 2004).

¹

Un micro-réseau implique donc :

• un ou des consommateurs dans un territoire restreint et délimité ;

• une ou des sources de production (et de stockage) dans ce même territoire ;

• des câbles électriques reliant ceux-ci, avec une possibilité que la circulation de l’électricité soit découplées d’autres territoires ;

• et une gestion de la (plus ou moins grande) synchronisation offre-demande même dans le cas de couplage aux autres territoires via un macro-réseau.

Le micro-réseau se différencie du macro-réseau par sa taille qui ne va pas au-delà d’un quartier, d’un zoning industriel et par l’existence d’un réseau électrique auquel le territoire du micro-réseau peut être raccordé (mais un réseau sur une île isolée, peuplé d’une centaine de maison, sera appelé micro-réseau).

Il y a des liens entre les concepts de micro-réseaux et réseaux intelligents. Le réseau intelligent ou « Smart grid » est un réseau électrique public auquel sont ajoutés des fonctionnalités issues des nouvelles technologies de l’information et de la communication (NTIC). Le but est d’assurer l’équilibre entre la demande d’électricité et l’offre qui est de plus complexe (sources d’énergie renouvelables intermittentes) et ce à un coût réduit grâce au NTIC. Le système électrique « du passé et du présent » avait et a une production largement contrôlable, alors que la consommation l’était/l’est peu. Le réseau intelligent du futur verra une production partiellement contrôlée alors que la consommation fera l’objet d’une gestion active, notamment en renseignant producteur, distributeur et consommateur sur l’utilisation de l’énergie (disponibilité et demande). Pour gérer ces nouveaux besoins et ces nouvelles productions, les réseaux électriques intelligents auront deux caractéristiques :

• ils seront communicants et interactifs ;

• ils permettront d’échanger des données entre les différents acteurs du système électrique pour connaître, contrôler, gérer le réseau et ils prendront en compte les actions de tous les acteurs du système électrique.

Les liens entre les deux concepts sont les suivants :

• dans les micro-réseaux, les sources d’énergies sont le plus souvent des sources d’énergie renouvelables (SER) qui sont également un moteur du développement des réseaux intelligents ;

• la gestion du micro-réseau a besoin de NTIC, comme le réseau intelligent. Autrement dit, pour être « rentable », un micro-réseau se doit d’être un réseau intelligent.

Tous les micro-réseaux électriques se ressemblent-ils ? Non, et on opère une segmentation selon les critères de leur utilité (fiabilité, résilience et efficacité des réseaux, difficulté d’accès à l’énergie, conditions météorologiques dégradées, émergence d’éco-quartiers, réflexion multi-énergie et économies d’énergie, etc.), ce qui donne habituellement les 5 grandes catégories suivantes² :

• les micro-réseaux des zones commerciales, artisanales ou industrielles : ces zones, fortement consommatrices d’électricité, regroupent entreprises et industries aux activités diverses, dont les besoins en énergie ne sont pas tous identiques. L’objectif des promoteurs est la réduction des coûts;

• les écoquartiers : ils fonctionnent peu ou prou sur le même modèle que les micro-réseaux dans les zones commerciales ou industrielles ;

• les micro-réseaux d’entreprise ou de campus universitaire: l’enjeu est d’améliorer la gestion énergétique et éventuellement la réduction des coûts de distribution ;

• les micro-réseaux de « base vie » (camp militaire ou hôpital) : avec ses propres moyens de production et de stockage et ses propres infrastructures de distribution, le micro-réseau garantit une autonomie énergétique fournissant de l’électricité pendant les périodes de coupures de courant sur le réseau de distribution, atout essentiel pour les bases militaires ou les hôpitaux, qui ne peuvent pas laisser des pannes d’électricité les empêcher de s’acquitter de leurs missions.

• les micro-réseaux alimentant des zones isolées car faiblement ou non raccordées aux réseaux électriques ou temporairement coupées du réseau pour cause d’intempéries : le déploiement des micro-réseaux leur permet d’exploiter les ressources énergétiques renouvelables locales et de ne plus dépendre de groupes diesel polluants et coûteux. Les micro-réseaux permettent également à des villes touchées par des intempéries d’éviter d’être totalement privées d’électricité ;

Dans la suite de ce travail, nous n’aborderons pas les « base vie » et les « zones isolées ». En effet, pour les « base-vie », j’assimile cela plutôt à une gestion de groupe de secours (ce qui se fait depuis longtemps en Wallonie), ce qui n’est pas l’objet de notre travail. Pour la problématique des zones isolées, la Wallonie, pays très peuplé, n’est pas un territoire qui comporte ce genre de zone.

Nous n’aborderons pas non plus les micro-réseaux d’entreprise ou de campus universitaire, car c’est un sous-ensemble plus simple des deux précédents : micro-réseau de zones commerciales/multi-entreprises ou de quartier.

B. Identification des acteurs et position réglementaire actuelle

Lorsque l’on parle de réseau électrique en Wallonie, on pense principalement au réseau de transport et au réseau de distribution d’électricité.

Le réseau de transport est géré par ELIA qui assure le transport de l’électricité depuis les centrales de production vers les gestionnaires de réseaux de distribution et les grands consommateurs industriels en passant par le réseau à haute tension de plus de 70 kV.

Le réseau de distribution, est géré par un gestionnaire de réseau de distribution, plus communément appelé « GRD ». Il est chargé d’acheminer l’électricité (à une tension allant de 70 kV à 220 V) jusqu’aux installations individuelles (c’est-à-dire, au départ du réseau de transport haute tension, jusqu’aux habitations, petites entreprises…). Il y a deux grands acteurs dans le domaine de la distribution : ORES (193 communes – 1,3 M clients) et RESA (52 communes – 430 k clients) et 6 autres petits distributeurs (22 communes, 91 k clients)³.

Les autres acteurs sont les producteurs d’électricité, les fournisseurs, les clients et leurs organismes représentatifs, les régulateurs et le pouvoir politique (élus, administration).

Nous allons d’abord faire un aperçu de la législation en Wallonie concernant les micro-réseaux.

B.1 Réseaux privés d’électricité : en principe interdit

On parle de réseau privé lorsqu’une personne physique ou morale, raccordée au réseau public de distribution ou de transport, redistribue de l’électricité, par ses propres installations privatives, à un ou plusieurs client(s) (la législation utilise le terme de « clients avals ») établi(s) sur le site qu’elle gère. Le concept de réseau privé peut recouvrir diverses situations : habitats groupés, campus universitaires, campings, galeries commerciales, parcs de loisirs…

Le décret du 12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché de l’électricité, tel que modifié par le décret du 11 avril 2014 (articles 15bis et suivants) fixe les règles applicables aux réseaux privés d’électricité. Les réseaux privés font l’objet d’une interdiction de principe, tout client devant en principe être alimenté en électricité par un réseau exploité par un gestionnaire de réseau de distribution (article 26 du même décret).

Les réseaux privés sont néanmoins autorisés dans les situations suivantes :

• les réseaux privés dont les consommations des clients avals sont temporaires, d’une durée de douze semaines par an maximum tels les marchés, les événements, les fêtes foraines, …;
• les réseaux privés dont les consommations des clients résidentiels avals ne sont que la composante d’un service global qui leur est offert par le propriétaire du site tels la location de garages, de chambres d’étudiants, de chambre dans une maison de repos ou la location d’une maison de vacances;
• les habitats permanents, dont la liste est arrêtée par le Gouvernement;
• les réseaux privés situés à l’intérieur d’un même immeuble de bureaux.

 

Figure 2 : image d’un réseau privé

Dans le cas de la figure 2, je ne peux acheter l’électricité et la vendre à l’entreprise opérant sur mon terrain. L’entreprise a droit à acheter à qui elle veut et a donc droit à être raccordée directement au réseau public, même via ma ligne privée.

B.2 Réseaux fermés d’électricité : interdit, sauf exception

Le concept de réseau fermé professionnel a été introduit dans la législation wallonne par le décret du 11 avril 2014 modifiant le décret du 12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché régional de l’électricité. Il s’agit d’un régime d’exception, tout client devant en principe être alimenté en électricité par un réseau exploité par un gestionnaire de réseau de distribution (article 26 du même décret).

Le réseau fermé implique une surface géographiquement limitée au sein de laquelle l’électricité est acheminée aux clients via des installations privatives, soit pour des raisons techniques ou de sécurité (par exemple plusieurs entreprises spécialisées dans une étape de la fabrication d’un produit), soit en raison du fait que la majorité des entités présentes sur le site sont juridiquement liées. Un réseau fermé professionnel ne peut distribuer de l’électricité à des clients résidentiels.

 

Figure 3 : image d’un réseau fermé

A la différence du réseau privé, il n’y a pas nécessairement un gestionnaire de site. Par contre les liens entre les entreprises A, B, C et D doivent entrainer une complication (technique) pour le placement d’un réseau public, soit il doit y avoir des liens juridiques entre les entreprises A-B-C-D.

Pourquoi distinguer les réseaux fermés professionnels dans la législation ? L’arrêt « Citiworks »⁴ de la Cour européenne de Justice a considéré qu’un marché entièrement ouvert doit permettre à tout consommateur de choisir librement son fournisseur, et à tout fournisseur de délivrer librement ses produits à ses clients. Cet arrêt érigea en principe absolu le libre accès aux réseaux de transport ou de distribution d’électricité, quelle qu’en soit la taille. Le législateur européen a souhaité apporter une atténuation à ce principe. Il a en effet considéré que dans certains cas l’obligation d’un réseau public pouvait engendrer des charges administratives. La Directive 2009/72/CE autorise les Etats membres à permettre un réseau fermé de distribution quand cela permet d’assurer l’efficacité optimale d’une fourniture intégrée d’énergie exigeant des normes opérationnelles spécifiques, ou bien que le propriétaire du réseau maintient un réseau fermé de distribution d’abord pour son propre usage.

B.3 Impossibilité réglementaire de faire des micro-réseaux en Wallonie ?

On pourrait croire que non en écoutant le reportage d’RTL du 22 février 2017 à 07h36⁵ (nous soulignons) : « On va partir de l’exemple d’Alain qui a souhaité développer un micro réseau électrique, alimenté un zoning économique dans le Hainaut, directement via un parc éolien sans passer par le réseau de distribution d’électricité détenu par l’intercommunale Ores. Mais Alain n’a jamais obtenu le permis d’exploitation par les communes. […]. Aujourd’hui, l’homme dégouté par ce système s’est tourné vers des investissements en France. Pourtant, il existe des dispositifs d’exception prévus pour des projets de ce type. Stéphanie Grevesse, porte-parole de la CWaPE, le régulateur des prix de l’énergie en Wallonie, confirme que les formalités à accomplir ne sont pas encore encadrées. »

On peut en effet lire sur le site de la CWAPE que « Les conditions, modalités et la procédure d’octroi de l’autorisation individuelle seront prochainement déterminées par le Gouvernement. »⁶ Mais un réseau éolien raccordé directement à des entreprises ne rentre pas dans le dispositif d’exception.

Il faut en conclure à une impossibilité actuelle de création d’un micro-réseau pour les cas qui nous occupent : zone commerciales ou artisanales, éco-quartier !

Mais une impossibilité actuelle n’est pas synonyme d’impossibilité future, si les avantages sont ou paraissent plus importants que les inconvénients (l’objet de ce travail), et que le lobbying est efficace. Un nouveau cadre juridique pourrait être approuvé.

C. Avantages et inconvénients des micro-réseaux en Wallonie

La littérature (Freychenon, Mine_Paris_tech⁷, Wikipedia⁸, CRE (opcit)) énumère une série de bénéfices du déploiement des micro-réseaux :

• les micro-réseaux peuvent apporter un service auxiliaire au réseau public de distribution (macro-réseau), en l’aidant à maintenir la stabilité de la tension. Explication : le micro-réseau va être géré pour dépendre au minium du macro-réseau, ou autrement dit la maximisation du profit du micro-réseau implique de solliciter le moins possible l’échange d’électricité entre le micro-réseau et le macro-réseau. Autant que faire se peut, le gestionnaire du micro-réseau va ajuster la demande à la production et au stockage. Dans un réseau classique au contraire, chaque consommateur qui paye son électricité à un prix fixe, ou en tout cas indépendant du coût de production momentané sur le marché, va consommer quand il le souhaite, le prix réel de production et le pic de consommation n’étant pas un critère de choix du niveau de sa consommation. Dès lors le gestionnaire de réseau devra faire appel à des producteurs pour maintenir l’équilibre entre l’offre et la demande en tenant compte de la contrainte de surcharge des lignes, ce qui sera plus compliqué et plus cher en période de pic de consommation. Comme le micro-réseau essaye de limiter l’appel au réseau au moment où l’électricité est la plus chère, il ne participe pas au ou moins aux pics de consommation et rend donc plus facile la tâche d’équilibrage, donc le maintien de la stabilité de la tension ;

• lorsque le micro-réseau travaille en ilotage, cela permet d’alléger le macro-réseau. Explication : le macro-réseau doit être en permanence en équilibre. Le macro-réseau va être sollicité de toute part pour acheminer l’électricité des lieux de production vers les lieux de consommation. L’îlotage retire des producteurs et des consommateurs sans retirer de lignes électriques. Le courant qui allait des producteurs vers le réseau électrique n’y va plus, ce qui laisse de la place pour d’autres flux ;

• en fonction de sa taille, le micro-réseau peut être utilisé avec un rôle d’agrégateur, pour s’ajuster sur les marchés (marché spot, marché d’ajustement et marché de capacités). Explication : plus le micro-réseau englobe des consommateurs, plus, vis-à-vis du macro-réseau, il est un acteur important qui peut agir sur les différents marchés et rechercher le meilleur profit.

• les micro-réseaux permettent de différer des investissements de réseaux, la proximité entre production et consommation permettant d’optimiser l’acheminement de l’énergie. Explication : le micro-réseau va être géré pour dépendre au minium du macro-réseau, ou autrement dit la maximisation du profit du micro-réseau implique de solliciter le moins possible l’échange d’électricité entre le micro-réseau et le macro-réseau. Autant que faire se peut, le gestionnaire du micro-réseau va ajuster la demande à la production et au stockage. Donc le gestionnaire du macro-réseau qui avait une ligne allant vers les clients du micro-réseau ne va pas être sollicité (aussi vite qu’ailleurs) pour augmenter la capacité de cette ligne ;

• les micro-réseaux permettent d’engendrer des économies de coûts de fourniture d’électricité. Explication : la maximisation du profit du micro-réseau implique de l’échange d’électricité entre le micro-réseau et le macro-réseau au moment où l’électricité est la moins chère, c’est à dire en dehors des pics de consommation qui nécessitent la mise en route des unités de production aux coûts marginaux les plus élevés. Ceci va mener à une optimisation de la fourniture d’électricité en fonction des prix de l’énergie sur les marchés et dans le micro-réseau ;

• les micro-réseaux deviennent une alternative plus simple à mettre en œuvre que d’installer en une fois un macro-réseau intelligent. Ils pourraient dès lors jouer un rôle moteur dans le déploiement des réseaux intelligents. En reproduisant à petite échelle un grand nombre d’enjeux liés au déploiement des réseaux intelligents et à l’intégration sur le réseau des énergies renouvelables, ils sont des démonstrateurs de ce que pourraient être de plus grands déploiements de réseaux intelligents ;

• les micro-réseaux permettent de réduire le volume des pertes techniques. Explication : une ligne électrique impose une certaine résistance au courant et cette résistance est proportionnelle à la longueur⁹ (distance entre le point de fourniture et le point de consommation). Pour fournir la puissance au consommateur, le producteur devra la produire et ajouter la puissance nécessaire pour vaincre la résistance, qu’on appelle « perte ». Plus la distance est faible, plus les pertes sont réduites ;

  Une ligne électrique parfaite peut être considérée comme un fil d’impédance nulle. Dans la pratique plusieurs phénomènes physiques entrent en jeu : pertes d’énergie par effet Joule, réponse fréquentielle, courants de fuite. Une étude à l’aide d’un modèle théorique simplifié permet de comprendre l’effet de divers paramètres sur le comportement de la ligne. https://fr.wikipedia.org/wiki/Ligne_%C3%A0_haute_tension 10 La résistance des conducteurs provoque des pertes par effet Joule, principal effet des pertes. Pour les réseaux de distribution belge, une étude faite par SINERGRID (SINERGRID, 2003, p. 9) a estimé que, dans les conditions moyennes c’est-à-dire en 12 kV, avec un cos phi de 0,95, une longueur développée de 14,2 km, une utilisation du départ de 4311 heures, une répartition 66% jour et 34% nuit, le niveau des pertes11 s’élève selon la structure du réseau à: Perte en énergie (kWh) = 1,86% à 1,82% Perte en puissance (kW) =2,41% à 2,81% Il faut également mentionner la possibilité de consommation d’une puissance réactive, qui peut être contrecarrée par de la compensation électrique. L’usage d’électronique de puissance permet de réaliser la compensation de manière économique. Ainsi les compensateurs statiques sont constitués par l’ensemble de condensateurs et d’inductances commandées par thyristors, montés en tête-bêche dans chaque phase. Chacun d’entre eux étant ainsi conducteur pendant une demi- période. La puissance réactive absorbée par l’inductance varie en contrôlant la valeur efficace du courant qui la traverse par action sur l’angle d’amorçage des thyristors. On parle de FACTS (« Flexible AC Transmission system »). Les FACTS ont l’avantage d’être à la fois flexibles et rapides, permettant ainsi d’amortir les oscillations dans le réseau. (https://fr.wikipedia.org/wiki/Compensation_de_puissance_r%C3%A9active )

• un micro-réseau offre notamment un réseau plus sûr et plus fiable en cas d’incident. Explication : en cas d’incident sur le macro-réseau, le micro-réseau se décuple et assure la poursuite de la fourniture d’électricité à ses adhérents. Les adhérents ont donc une assurance supplémentaire de livraison d’électricité par rapport aux clients raccordés au macro-réseau ;

• parce qu’il s’agit d’un projet local, le micro-réseau facilite la création d’initiatives et de nouveaux partenariats entre les acteurs locaux ;

• les micro-réseaux facilitent la sensibilisation du public et l’acceptabilité de mesures d’incitations en faveur d’une bénéfice collectif (comme les économies d’énergie et la réduction des émissions de gaz à effet de serre). Explication : le fait d’être partie prenante d’une action favorise l’acceptation des contraintes due à cette action. Cette idée simple mérite néanmoins d’être questionnée : n’est-ce pas une idée reçue ? Par exemple Aubert Lotarski (page 7) note que (nous soulignons) « L’aspect « partage » se base sur le postulat qu’une mesure partagée est mieux acceptée. En associant les acteurs dans la conception du projet, on favorise l’appropriation et l’acceptation […] » Cette discussion dépasse le cadre de ce travail.

• les micro-réseaux permettent de mieux intégrer les énergies de sources renouvelables sur les réseaux et ainsi d’éviter l’installation de centrales thermiques en zones « fragiles ». Explication : comme les micro-réseaux font une gestion de la demande pour que celle-ci colle le plus possible à la production des SER, par essence intermittentes, et que le micro-réseau y ajoute la gestion du stockage, il y a moins besoin d’une centrale thermique pour pallier à tout moment le déficit entre offre et demande. A l’inverse, dans un macro-réseau non-intelligent, la puissance installée de SER doit être doublée de la même puissance installée en thermique pour pouvoir pallier l’absence de production d’énergie renouvelable ;

  Discussion : y a-t-il lieu de postuler que les micro-réseaux vont préférentiellement utiliser des SER ? Ne vont-ils pas plutôt utiliser des sources d’énergies maximalisant le profit ? Lors de la construction d’un micro-réseau, le choix des sources d’énergies pour la production va se faire en fonction du cout moyen du kWh pour différentes technologies, production et stockage inclus. Le coût de production d’électricité par les sources d’énergie renouvelable est différent selon les technologies, mais pour l’éolien terrestre, le coût était déjà compétitif en 2013 par rapport à l’énergie fossile, selon l’étude de l’Institut Fraunhofer (2013, p.2). Selon Bloomberg New Energy Finance (Bloomberg, 2016), le solaire et l’éolien offriront les moyens les moins coûteux de produire de l’électricité dans de nombreux pays au cours des années 2020 et dans la plupart des pays du monde dans les années 2030 pour arriver à 40€/MWh en 2040 pour le solaire. La courbe d’apprentissage pour les SER rendra ces énergies de plus en plus c ompétitives face aux énergies fossiles traditionnelles, telle que le montre le graphique ci-dessus (SRU, 2001, p 6512). L ’Institut Fraunhofer (2013, p.3) arrive à une conclusion identique sur la baisse des coûts de production de l’électricité par les SER et montre au contraire que le coût de production de l’électricité par énergie fossile va augmenter. Le coût de l’éolien terrestre est déjà inférieur au coût de l’électricité produite par les énergies fossiles (observation de limite inférieure de la zone bleue par rapport aux barres de la figure ci-dessous) Selon le bureau de consultance Ernst & Young, le coût des énergies renouvelables ramené au kilowattheure aux États-Unis est aujourd’hui inférieur de 23 % à 60 % à ceux des petites turbines à gaz13. Si on se réfère spécifiquement au coût moyen de l’électricité solaire photovoltaïque a diminué de 80 % depuis 2008 et continue sur cette tendance (voir figure 1). Cette diminution contribue au développement croissant des installations d’énergie renouvelable. Schröde (2013, figure 10) montre bien que se baser sur un coût de production au MWh est un exercice qui repose sur des hypothèses qui ont un impact important sur le niveau du coût annoncé. Il faut notamment prendre en compte le poucentage de charge, en heure par an. Les éoliennes onshore, qui ne peuvent produire 8000 heures/an en raison de manque de vent, ont un cout de production de moins de 50 €/MWh à 4000 h/an et 150 €/MWh à 1000 h/an. Néanmoins, à 4000h/an, elles sont les plus économiques. Dans une étude spécifique sur la Wallonie, le cluster TWEED (2014, p. 41) conclut de son analyse micro-économique que les grandes installations de cogénération biomasse (90 €/MWh) sont à même de rivaliser avec les centrales TGV (74 €/MWh) et surtout les nouvelles centrales nucléaires (102 €/MWh alors même que ce coût n’internalise pas le coût de stockage/traitement des déchets ni celui d’un potentiel d’un accident nucléaire grave). Le grand éolien onshore (80 €/MWh) constitue une autre filière de production d’énergie renouvelable capable de rivaliser économiquement avec les centrales conventionnelles. Il faut néanmoins signaler que la centrale au charbon a un coût de production de 54 €/MWh. Néanmoins, les centrales au charbon et le nucléaire demandent l’installation de puissance de 350 et 1000 MW, incompatible avec un micro-réseau, alors que l’éolien avec 3 MW par éolienne installée est compatible avec la puissance absorbée dans un micro-réseau. Concernant le stockage, les solutions connaissent actuellement un développement significatif dû à l’amélioration des différentes technologies et à la diminution des coûts de production (voir figure 3).

• les micro-réseaux permettent d’engendrer des bénéfices environnementaux. Explication : Dans la mesure ou les micro-réseaux sont principalement alimentés par des SER, et qu’il y a un stockage et une gestion de la demande pour maximaliser l’utilisation de cette électricité, il y aura une réduction de la consommation de combustible fossile par rapport à la gestion d’un macro-réseau.

La littérature mentionne également des inconvénients au déploiement des micro-réseaux :

• en mode d’îlotage, les clients pourraient être desservis par une électricité de moins bonne qualité (tension et fréquence). Explication : la loi des grands nombres n’étant pas d’application dans un micro-réseau comme elle l’est dans un macro-réseau, chaque consommateur raccordé peut induire d’importants déséquilibres offre-demande de puissance et, partant, des difficultés de réglage de la fréquence et de la tension. Le maintien de la stabilité et de la qualité du courant en mode îloté impose des stratégies de contrôle-commande élaborées tenant compte de l’ensemble des paramètres de production, de consommation et de stockage d’énergie ;

Rappel sur le réglage de la tension et de la fréquence : il est essentiel d’assurer la puissance et la qualité du signal électrique. Dans un mode de connections au macro-réseau, les producteurs décentralisés d’électricité utilisent le signal du macro-réseau comme référence. Une fois en mode îlotage, la fréquence du macro-réseau est perdue et des nouvelles technologies de contrôle des producteurs sont nécessaires pour obtenir les valeurs correctes de voltage et fréquences sur le micro-réseau (Alvaro L. et al., 2011). La fréquence d’un réseau interconnecté de transport est essentiellement la même en tout point du réseau. Elle est mesurée et contrôlée en temps réel avec précision afin de la maintenir dans une zone acceptable (± 0,5 Hz autour de 50 Hz). La raison première du contrôle de la fréquence est de permettre la circulation à travers le réseau d’un courant électrique alternatif fourni par plusieurs générateurs. Si l’écart dépasse 2 Hz, outre l’endommagement d’appareils électriques et de générateurs chez les clients14, des dysfonctionnements graves de matériels apparaissent chez les producteurs (en particulier sur les dispositifs de régulation) et, si le déséquilibre est trop important, les groupes se séparent du réseau entraînant inévitablement l’effondrement de tout ou partie du système électrique15. Les raisons d’assurer une stabilité en tension sont similaires à celles de la stabilité en fréquence. Une tension trop haute provoque la destruction du matériel. À puissance égale, une tension trop basse induit un courant plus élevé, donc des pertes par effet Joule plus importantes auxquelles s’ajoutent des risques de surintensité et de destruction du matériel. Sur- et sous-tension peuvent aussi provoquer des problèmes de fonctionnement de l’équipement raccordé au réseau.

• Lors de la resynchronisation du micro-réseau avec le réseau public de distribution, des problèmes de stabilité du macro-réseau se posent. Dès lors, les clients du macro-réseau pourraient avoir une électricité de moins bonne qualité (réseau instable). Explication : il faut assurer la stabilité du micro-réseau en toutes circonstances, lorsque le micro-réseau est connecté au réseau principal ou lorsqu’il est déconnecté de celui-ci, lorsqu’il se connecte et se déconnecte. Justement, le micro-réseau se reconnectera lorsqu’il ne sait plus gérer l’équilibre (trop d’énergie produite et plus de possibilité de la stocker, ou trop peu d’énergie produite et plus de réserve). Passer de l’îlotage à l’interconnexion peut induire d’importants déséquilibres offre-demande de puissance et, partant, des difficultés de réglage de la fréquence et de la tension. Un élément favorable néanmoins : le maintien de la stabilité et de la qualité du courant en mode îloté impose des stratégies de contrôle-commande élaborées tenant compte de l’ensemble des paramètres de production, de consommation et de stockage d’énergie : il faut donc un contrôleur du micro-réseau qui assure le contrôle de la tension, du flux d’énergie, le partage ou le délestage des charges. Dès lors, ce contrôleur peut communiquer avec le macro-réseau (s’il est intelligent) et prendre en compte les contraintes du réseau public transmises par un bus de communication ;

• le micro-réseau est-il un réseau privé ou répond-t-il à une mission de service public ? Le micro-réseau entraîne une certaine privatisation des réseaux et cela pose la question de la péréquation des tarifs fixés pour l’utilisation de ces réseaux. Explication : en Wallonie, le réseau de distribution est public. Il est payé par tous les consommateurs qui utilisent le réseau de distribution, proportionnellement à leur consommation. Le tarif est fixé par la CWAPE¹⁶. Si certains consommateurs ont la possibilité de créer leur réseau, moins cher, ils ne vont plus contribuer au financement de l’ensemble du réseau et les investissements passés, fixes, seront à diviser par un dénominateur plus petit, le coût par utilisateur captif augmente.

Enfin, il faut rappeler que les capacités et le prix des technologies de stockage actuelles ne permettent pas, pour la plupart des micro-réseaux en projet, de produire et de stocker suffisamment d’énergie pour pouvoir se passer d’un raccordement au réseau électrique.

D. Un nouvel enjeu : la pression pour un non-développement du réseau de transport

Le modèle actuel du système électrique fait face à des problèmes qu’il ne connaissait pas au moment de sa mise en place. Le modèle économique, organisé autour de la production d’électricité centralisée, n’a de sens que si l’électricité peut être acheminée depuis les centrales jusqu’au consommateur par les réseaux électriques. Or, le réseau public de transport risque de ne plus pouvoir se développer comme avant. L’opposition locale aux nouveaux ouvrages de réseau public de transport d’électricité – tels que les files de pylônes considérées comme peu esthétiques – serait de plus en plus forte (y a-t-il des études qui quantifient ceci ?), ce qui renchérit le coût de la construction des ouvrages ou en repousse la mise en service.

On est face à deux exigences qui peuvent être contradictoires : une plus grande demande électrique et une demande pour une électricité pas chère et un refus de plus de réseau bon marché. Le micro-réseau se présente comme une solution à ce dilemme apparent : il rapproche la production de la consommation et régule la demande, de telle façon que le besoin de nouveaux réseaux soit réduit.

A noter que d’autres solutions existent, notamment celle d’augmenter la capacité des réseaux existants. Lorsqu’une ligne aérienne s’échauffe avec le passage du courant, elle se détend, rapprochant les câbles du sol. Une distance de 10 mètres est exigée. Les conditions les plus défavorables ont été utilisées (vent, température) pour déterminer la capacité maximale de la ligne. Des chercheurs de l’université de Liège ont développé un appareil qui renseigne le gestionnaire sur l’élongation réelle de la ligne, de telle sorte que si les conditions sont plus favorables qu’en théorie, la capacité de la ligne est augmentée¹⁷.

E. Des déclarations aux faits

E.1 : Simulation des gains économiques

Ernst & Youg a conduit une étude dont le périmètre de l’étude est constitué d’une vingtaine de pays représentant 73 % du produit intérieur brut (PIB) mondial et présentant des modèles énergétiques très différents. Cette étude¹⁸ a évalué les impacts du développement des micro-réseaux à l’horizon 2020.

Cette étude conclut à des économies financières pour les consommateurs de l’ordre de 20 à 60 % selon les pays et les secteurs d’activités.

Quatre scénarios ont été étudiés ;

Les résultats de l’étude sont présentés ci-dessous par pays et par secteur (industriel et commercial), en différenciant les quatre scénarios envisagés.

Le secteur commercial présente le plus fort potentiel d’économies (jusqu’à 170 milliards d’euros sur l’ensemble des pays étudiés).

Potentiel d’économies dans le secteur commercial

Source : Ernst & Young

Le secteur industriel a lui traditionnellement bénéficié d’un coût de l’énergie plus avantageux que les autres secteurs. Cela explique les gains plus modestes estimés dans ce secteur.

Potentiel d’économies pour le secteur industriel

Source : Ernts & Young

Ce qui n’est pas dépensé par les consommateurs représente dès lors une perte de revenu pour les producteurs et distributeurs (voir plus loin).

E.2 : Expérimentations

Des expérimentations ont démontré avec succès la faisabilité technique des différentes technologies de micro-réseaux (Hatziargyriou N. 2013). Néanmoins, cette faisabilité technique reste difficile à atteindre. En effet, les fluctuations de la production et du facteur de charge rendent la stabilisation de tels réseaux compliquée. Des systèmes sophistiqués de régulations peuvent être mis en place (Eun-Kyu L. et al, 2016).

KANCHEV (2011) a montré que si un micro-réseau était techniquement faisable, il n’est pas facile d’en démontrer sa pertinence économique « en général ». Selon H Kariniotakis (2013), certains projets ont pu confirmer qu’une réduction de prix de l’électricité pouvait être obtenue pour les consommateurs, que des revenus améliorés pouvaient être obtenus pour les micro-sources et que cela avait permis le report des investissements en infrastructures pour les gestionnaires de réseaux de distribution. Les conditions pour obtenir ces avantages peuvent être atteintes par la mise en place d’un système de type « marché local » au sein du micro-réseau et par l’application de prix d’électricité différenciés en temps réel. Il faut néanmoins optimaliser le dimensionnement et la localisation des micro-sources, ainsi que leur gestion coordonnée en temps réel en fonction des conditions du réseau. Cependant Kariniotakis (2013), bien que s’appuyant 8 expérimentations, ne conclut pas qu’il est possible d’évaluer pleinement les avantages économiques, environnementaux et sociaux en raison de la taille limitée des systèmes concernés. Il faudrait faire des expérimentations sur des projets de plus grande taille.

De plus, la petite taille des projets rend l’îlotage compliqué à conserver sur une longue période : Kariniotakis cite l’expérimentation du micro-réseau du parc de vacances Bronsberger (qui contenait 210 pavillons, dont environ 100 équipés de systèmes photovoltaïques (PV) d’une capacité totale installée de 315 kWc, alors que la charge maximale était d’environ 150 kW) a été maintenu en mode « îlotage » pendant une période maximale de 4 heures.

Kariniotakis (2013) estime que le cadre commercial actuel, élaboré dans un contexte de système électrique centralisé, ne permettra pas d’atteindre la rentabilité économique. Le cadre réglementaire n’est pas en mesure de fournir les bons signaux pour permettre le déploiement à grande échelle des micro-réseaux. Selon lui, des changements sont nécessaires.

F. Les micro-réseaux, un bouleversement à venir pour le secteur de l’énergie ?

F.1 Un bouleversement économique pour les acteurs publics gestionnaires de réseaux ?

En Wallonie, les gestionnaires de réseaux sont des acteurs publics : ce sont des intercommunales ou des régies communales. Or Ernst & Youg (op cit.) signale, que, selon son étude, les gestionnaires de réseaux pourraient voir (selon la régulation du pays considéré) leurs revenus baisser proportionnellement aux économies réalisées par les utilisateurs. Ernst & Youg précise que pour les gestionnaires de réseaux publics, la perte de revenus liée à l’expansion de ces réseaux privés pourrait s’élever, selon les pays, à des montants deux à dix fois supérieurs aux économies observées dans les différents secteurs.

F.2 Un bouleversement des finalités des opérateurs publics du réseau de distribution ?

Au-delà des aspects économiques, les micro-réseaux augurent deux bouleversements selon Ernts & Young :

• l’orientation des gestionnaires de réseaux vers un rôle « assurantiel » dans lequel le réseau serait sollicité ponctuellement en cas de défaillance locale. Le glissement vers ce mode d’utilisation des réseaux remettrait en cause les modèles de tarification de l’utilisation des réseaux d’électricité : il faudrait en imaginer de nouveaux ;

• l’arrivée des nouveaux acteurs et une concurrence nouvelle sur la chaîne de l’électricité. En effet, le développement de réseaux locaux abaisse le coût d’entrée dans le secteur jusqu’ici protégé par la lourdeur des investissements qu’il requiert. Une opportunité que de nombreuses entreprises pourraient rapidement saisir.

Selon Ernst & Young (Op cit.), l’impulsion combinée du développement des énergies renouvelables, de nouvelles solutions de stockage et des politiques publiques vont mettre à mal la position monopolistique et incontournable des opérateurs publics de réseau de distribution. De nouveaux modèles d’affaires vont apparaître et les acteurs historiques sont amenés à réagir en proposant entre autres de nouveaux services aux utilisateurs tels le rôle assurantiel. Dans ce contexte, le dialogue entre les régulateurs nationaux et les gestionnaires de réseaux permettra d’établir un cadre favorisant l’émergence de nouvelles solutions énergétiques tout en garantissant la pérennisation du réseau historique, dit Ernst and Young.

G. La position des acteurs

Ores, le plus gros acteur du réseau de distribution en Wallonie, est opposé au développement des micro-réseaux. Il estime qu’il y aura un écrémage du marché : certains opérateurs en situation favorable (gros consommateurs proches d’éoliennes par exemple) auront accès à des couts de réseaux très inférieurs. Ils ne contribueront plus, via la consommation en provenance du réseau public, à payer majoritairement les frais fixes du réseau public, frais qui seront reportés sur les autres consommateurs (communication personnelle).

Néanmoins, en d’autres circonstances, ORES souhaite introduire un tarif capacitaire. En effet, le développement des voitures électriques entrainera des consommations de pointe très importantes (recharge rapide), nécessitant des sections de câble beaucoup plus grosses mais une consommation pas proportionnellement plus importante (communication personnelle). L’impact sur le tarif est que la moyenne de consommation va légèrement croître, entrainant une faible hausse de revenu, qui ne va pas amortir le renforcement de la ligne. Dès lors, le gros utilisateur ponctuel va payer le renforcement. Cette logique est exactement la même que la logique assurancielle dont parle Ernts & Young, à la différence près que les renforcements de ligne sont dans le futur et les investissements passés continuent à être payés par les mêmes consommateurs, sans variation de tarifs occasionnés par la sortie d’acteurs, alors qu’un opérateur qui quitte le réseau public actuel impacte les tarifs sans changer le service.

RESA, l’autre opérateur public, plutôt liégeois, ne m’a pas répondu.

La Fédération des producteurs d’électricité se plaint du monopole qu’exercent les opérateurs publics. Selon eux, le manque de concurrence occasionne des tarifs plus élevés (communication personnelle).

Test-Achat, un organisme de protection des consommateurs, estime qu’il faudrait un tarif unique¹⁹, qu’en comparant avec d’autres pays, le tarif non lié à la fourniture d’énergie est trop cher²⁰, et que le tarif est trop élevé notamment à cause de la rapacité des propriétaires du réseau, les communes : « La question se pose de savoir si cet argent [l’argent provenant du tarif facturé] est suffisamment réinvesti dans les réseaux de distribution. Ne part-il pas dans les poches des collectivités en proie à de graves difficultés financières ? L’analyse de la rentabilité des intercommunales de distribution démontre à suffisance que les dividendes des communes est devenue la priorité, et non la qualité du service aux citoyens et aux consommateurs. »²¹

Les médias pèsent également sur les décisions ? dans ce travail, il n’a pas été fait de recherche méthodique est exhaustive en cette matière. Nous ne reprendrons qu’un exemple : le reportage d’RTL²² déjà cité :

« Certaines intercommunales ont été créées pour gérer le réseau de distribution d’électricité. Cette gestion représente 38% de votre facture. […] Pour protéger leurs revenus, les intercommunales empêchent les initiatives privées et monopolisent le secteur de l’énergie. C’est ce qui empêche de faire baisser votre facture d’électricité. “Pour beaucoup de communes c’est une manière assez confortable d’assurer des revenus complémentaires”, explique Éric De Keuleneer, un économiste. [..] On va partir de l’exemple d’Alain qui a souhaité développer un micro réseau électrique, alimenté un zoning économique dans le Hainaut, directement via un parc éolien sans passer par le réseau de distribution d’électricité détenu par l’intercommunale Ores. Mais Alain n’a jamais obtenu le permis d’exploitation par les communes. Ce serait un exemple de la mainmise de ces communes et des intercommunales sur le réseau, prêtes à supprimer toute concurrence pour préserver leurs dividendes. […] L’attente d’un arrêté du Gouvernement wallon empêche les micro-réseaux de se développer et de devenir une concurrence pour les intercommunales et ainsi, influencer positivement les prix pour les consommateurs.

H. Analyse

H.1 Un problème mal documenté

Différents acteurs actifs en Wallonie prennent position, sans se baser sur des chiffres précis et vérifiés. En matière de rentabilité :

• Il est possible de constater qu’il n’y a pas de certitudes sur la rentabilité en Wallonie des micro-réseaux, faute d’expériences suffisantes menées dans un contexte semblable à la Wallonie.

• Les études faites ailleurs qu’en Wallonie, en particulier souvent dans des zones moins densément peuplées et donc avec des coûts de développement du réseau plus cher, montrent que les micro-réseaux testés sont jugés de trop petites tailles. Les micro-réseaux de plus grandes tailles devraient théoriquement être plus rentables, mais ils n’ont pas été testés.

• Beaucoup d’études qui annoncent la rentabilité des micro-réseaux se basent sur des prix de stockage de l’électricité en diminution, ce qui reste à prouver.

Un autre problème est de traiter le sujet de manière générale et conceptuelle, alors qu’il y a des données précises. Par exemple, le reportage d’RTL qui déclare que « la mainmise de ces communes et des intercommunales sur le réseau, prêtes à supprimer toute concurrence pour préserver leurs dividendes » ne donne pas le niveau des dividendes : il représente 4,9% de la facture finale²³.²⁴ Et représente pour la commune d’Ottignies-LLN environ 1/40^ème des recettes, ce qui n’est pas négligeable mais n’est pas vital au point d’avoir inévitablement un parti-pris mettant en danger l’intérêt général.

Enfin, on constate un parti-pris sur le fait qu’un marché libre serait plus efficace qu’un marché régulé. Ceci n’est pas documenté : en quoi un régulateur indépendant ne serait-il pas aussi efficace qu’un marché libre pour un tarif bas pour l’utilisation du réseau ?

H.2 Un défaut de méthode d’évaluation

Pour pouvoir fournir une réponse incontestable à la question du bienfait des micro-réseaux, il faut non seulement des données valables, on en a parlé ci-dessus, mais il faut également une méthode valable.

H.2.1 Évaluer par rapport à un objectif économique et des acteurs

L’évaluation de l’intérêt des micro-réseaux se focalise d’abord sur son intérêt économique : est-ce avantageux économiquement ? Mais la question nécessite d’être prolongée pour qu’elle soit complète : pour qui ?

• Pour les consommateurs ? Ceci présupposerait que tous les consommateurs sont à mettre à la même enseigne !

  • Si on parvenait à démontrer qu’il est possible de développer des micro-réseaux rentables en Wallonie, ce serait rentable pour la firme qui les développe et pour ses clients.

  • Par contre, les autres consommateurs seraient pénalisés. En effet, les propriétaires actuels du réseau électrique, en l’occurrence les communes, verraient leurs rentrées se réduire. Contrairement à aux idées reçues, ce ne sont pas les dividendes qui diminueraient. Examinons le cas des 197 commune qui, depuis 2017 sont propriétaires à 100% du réseau de distribution ORES avec 1,7 milliards de fonds propres et qui veulent des dividendes payés par le tarif. Il faut bien comprendre que si ce n’était pas les communes qui avaient investi 1,7 milliards dans ORES, cela aurait été un privé, qui aurait également exigé des dividendes. Et si les fonds propres étaient réduits, l’argent nécessaire pour financer l’actif serait emprunté, ce qui aurait donné lieu à intérêt, ceux-ci aurait également été intégrés dans les tarifs. En résumé, les câbles du réseau doivent être financés par quelqu’un (fonds propres publics, fonds propres privés ou dette) qui va demander une rétribution pour cette mise à disposition d’argent, et cette rétribution est accordée par le régulateur et répercutée dans les tarifs. Le problème vient du fait que la rétribution des capitaux investis, dividendes ou intérêts, est fonction des investissements réalisés et n’est pas fonction de la consommation. Mais la rétribution des capitaux investis est facturée via le tarif qui lui est fonction de la consommation. Si des clients quittent le réseau public pour être alimentés par un réseau privé, ils ne vont plus contribuer à la couverture des frais fixes, et le régulateur va augmenter le tarif pour les autres clients. Mais, même en supprimant les dividendes des intercommunales, tous les frais « fixes » (par « fixe », on entend « non lié à la consommation ») autres que les dividendes et intérêts seraient reportés sur moins d’utilisateurs, donc pour tous les autres consommateurs, ce serait moins avantageux.

  • On voit donc qu’il est impossible de raisonner par une seule catégorie de consommateurs. Au contraire, il y aurait des consommateurs gagnants et des consommateurs perdants. En admettant qu’il faille juger par rapport à ce seul élément (gagnant-perdants économiquement), on pourrait faire une analyse coût-bénéfice (faire donc la somme de tous les gains et de toutes les pertes), et voir de quel côté penche la balance. Ceci soulève plusieurs objections :

• • • La valeur des pertes est vécue subjectivement comme deux fois plus importante que la valeur des gains (l’aversion à la perte, (Tversky & Kahneman, 1974)). Si l’objectif utilitariste est maximiser le bonheur moyen, la formule serait alors de soustraire deux fois les pertes aux gains.

    • N’y a-t-il pas à prendre en considération le sort des plus faibles ? Un gain pour un acteur déjà favorisé est-il équivalent à (deux fois) une perte pour un acteur en difficulté ?

• Pour les producteurs ? le prix de l’électricité représente environ 30% de la facture des consommateurs ménagers selon test-Achat et le coût du réseau de distribution représente environ 37% de la facture²⁵. Dans le graphique 1 de l’offre et de la demande (voir ci-dessous) inspiré de Kirschen (2006, fundamentals ok markets, dia 29), on constate qu’une diminution du prix de l’électricité grâce à une réduction de la facturation des autres coûts que ceux des producteurs, augmenterait les quantités vendues. Et ceci augmenterait le profit des producteurs.

Graphique 1 : Profit des producteurs en cas de réduction (suppression) des autres couts de distribution d’électricité

H.2.2 évaluer en prenant en compte tous les coûts

Un second élément est de prendre en considération tous les coûts et principalement leurs variations en fonction des stratégies des acteurs. La plupart du temps, les raisonnements économiques sont faits « toutes choses égales par ailleurs ». Le consommateur, face à l’opportunité de développer un micro-réseau, va réfléchir ainsi :

Cout du réseau public	Cout du réseau public +micro-réseau
X kWh * Y € réseau distribution/KWh = Z €	X1 kWh * Y1 € micro-réseau/kWh = Z1 € X2 kWh * Y € réseau distribution/KWh = Z2 € Z1 + Z2 = Zn € (avec X1 + X2 = X)
Zn < Z ? Si oui : développer le micro-réseau

L’opérateur public ne va pas rester indéfiniment sans réaction face à cette situation. La première chose qu’il va faire est de développer un tarif « assurantiel ». L’utilisateur payera pour avoir la possibilité d’utiliser le réseau public. Et le prix de l’assurance sera calculé de telle sorte que les frais fixes de pose de la ligne et les frais d’entretien soient couverts. Comme les frais variables sont réduits, le prix assurantiel sera probablement d’un ordre de grandeur comparable au prix initialement payé…

Cout du réseau public	Cout du réseau public +micro-réseau
X kWh * Y € réseau distribution/KWh = Z €	X1 kWh * Y1 € micro-réseau/kWh = Z1 € X2 kWh * Y € réseau distribution/KWh = Z2 € Assurance réseau Z3 € Z1 + Z2 + Z3 = Zn € (avec X1 + X2 = X)
Zn < Z ? Si oui : développer le micro-réseau

De plus, si la société dans son ensemble accepte la concurrence pour la distribution de l’électricité, les opérateurs publics vont revendiquer de pouvoir faire des tarifs différents. C’est le cas dans le domaine de l’eau : pour éviter que les gros consommateurs creusent des puits et s’alimentent eux-mêmes en eau, l’opérateur public peut faire des rabais sur le tarif de production et de distribution (code de l’eau article D 228 qui stipule que « Le tarif appliqué peut s’écarter de la structure tarifaire ci-avant pour les volumes de consommations annuels situés au-delà de 25.000 m3 par réduction du coefficient appliqué au CVD [Décret 23.06.2016] »²⁶). Il le fait tant qu’il couvre ses frais variables, de telle sorte que le consommateur avec un gros volume contribue à la couverture des frais fixes. Le même phénomène se passera en électricité : le distributeur baissera son prix si la totalité passe par son réseau et montera son prix si une partie passe par le réseau.

Cout du réseau public	Cout du réseau public +micro-réseau
X kWh * Y2 € réseau distribution/KWh = Znn € Avec Y1 < Y2 < Y < Y3 et Znn > frais variables du distributeur	X1 kWh * Y1 € micro-réseau/kWh = Z1 € X2 kWh * Y3 € réseau distribution/KWh = Z4 € Assurance réseau = Z3 € Z1 + Z4 + Z3 = Zn € (avec X1 + X2 = X)
Zn < Znn ? Si oui : développer le micro-réseau

Les consommateurs sont prêts à payer très cher pour éviter les coupures d’électricité. Indépendamment d’une situation de monopole, tout opérateur qui peut assurer cette assurance a une grande faculté de fixer son prix.

H.2.3 Evaluer avec plus de critères que le seul critère économique

Le point « C » de la présente note identifie des avantages sociaux et environnementaux en plus d’avantages économiques. Comment les prendre en compte pour arriver à une évaluation globale ? On se trouve en effet devant la difficulté de comparer des avantages et inconvénients d’items qui sont exprimés dans des unités différentes.

Une première solution est de tout monétariser et de faire une analyse coût-bénéfice (Erdlenbruch K. et al., 2008). L’évaluation des avantages se fait par le consentement à payer, cette méthode n’est valable que pour évaluer le bénéfice des générations actuelles, mais ne permet pas de prendre en compte les générations futures car les préférences en sont pas nécessairement constantes dans le temps et dans l’espace (McCauley, 2006). La détermination du prix unitaire des différents éléments des capitaux est relative et peu liée à des affects humains qui s’avèrent méthodologiquement peu liés à la valeur du capital (Gasparatos et al., 2008 : 249). Elle a également l’inconvénient de rendre économique les aspects sociaux et environnementaux, ce qui n’est pas nécessairement souhaitable. Enfin, elle rend parfaitement substituable tous les éléments, ce qui est discutable.

Une autre solution est de faire une analyse multicritère. Celle-ci comporte 4 étapes (Ben Mena, 2000) :

• description détaillée des scénarios ;

• établissement de la liste des critères ;

• établissement du tableau des performances ;

• agrégation des performances par la somme pondérée des notes.

L’analyse multicritère permet de modéliser les aspirations des parties en fonction de critères choisis et pondérés par ces derniers (Laaribi, 2000, cité par Previl & al 2003). La pondération des critères est valable pour la génération actuelle, mais ne prend pas en compte les générations futures, ce qui représente une limitation. De plus, elle rend parfaitement substituable tous les éléments, ce qui est discutable.

Une autre méthode consiste à ne pas tout ramener immédiatement à un seul critère, mais d’évaluer chaque critère séparément, et de veiller à ce que chaque critère dépasse un seuil minimal, valable pour les générations actuelles et futures. Une fois ces seuils atteints on peut alors réaliser une analyse multicritère. En prenant en considération les 3 capitaux du développement durable, cette méthode revient à pratiquer de la durabilité forte.

	Figure 1 : situation finale des capitaux en durabilité faible La durabilité est atteinte si l’ensemble du capital est conservé d’une génération à l’autre, quel que soit la répartition entre les capitaux, pouvant aller jusqu’à la disparition du capital environnemental.
Figure 2 : situation initiale des capitaux
	Figure 3 : situation finale des capitaux en durabilité forte Trois principes (Roegen G., 1979 ; Daly H., 1991) sont à la base de la durabilité forte : le taux d’exploitation des ressources naturelles doit être égal au taux de régénération de ces ressources ; le taux d’émission des déchets doit correspondre à la capacité de leur assimilation par les écosystèmes ; l’exploitation des ressources naturelles doit être équivalente à leur substitution par des ressources renouvelables ou par d’autres types de capital. Dans cette hypothèse, le stock de capital naturel ne doit pas baisser. Daly soutient que capital naturel et capital artificiel sont complémentaires et non substituables27 (Leininger-Frezal C., 2009).

Je suis personnellement favorable à une évaluation de tous les projets, dont le développement des micro-réseaux, selon l’angle de vue du développement durable, ce que Ballet exprime ainsi : « Il faut que les générations futures détiennent au moins autant de ressources, sous la forme de capital ou de potentialités diverses, que la génération actuelle » (Ballet et al, 2004). C’est la métaphore de l’héritage qui est utilisée : la génération actuelle reçoit de la précédente un capital et devrait transmettre à la génération suivante un capital supérieur. Le capital à transmettre est la somme de trois sous-capitaux : économique, social et environnemental. En prenant la perspective de la durabilité forte, il faut en plus assurer la transmission minimale d’un capital environnemental.

Il faut dès lors mettre au point un test de durabilité. Ce test sera constitué des trois sous-capitaux, eux-mêmes divisés en sous-sous-capitaux (pour le contenu des sous-sous-capitaux, voir Strange T. & Bayley A., 2008). Concernant l’environnement, pour chacun des sous-sous-capitaux, il y aura un seuil minimal à atteindre, assurant la durabilité forte.

Développer un test de durabilité complet et l’appliquer pour pouvoir juger de l’intérêt du développement des micro-réseaux en Wallonie dépasse le cadre de ce travail.

I. En conclusion

Dans ce travail, on a pu voir que les micro-réseaux ont théoriquement des avantages économiques, sociaux et environnementaux. Les avantages cités sont plus nombreux que les inconvénients.

On a également vu que les essais pratiques sont peu nombreux. Ces essais ont pu démontrer que la technologie existe pour faire fonctionner des micro-réseaux. Par contre les essais ont souvent porté sur des micro-réseaux de petite taille, trop petite pour en démontrer l’efficacité économique réelle pour leurs clients, surtout dans un environnement comme celui de la Wallonie.

On a également montré que l’efficacité économique des clients des micro-réseaux peut être contradictoire avec l’avantage économique de tous les autres consommateurs raccordés au réseau de distribution.

On a attiré l’attention sur un sujet trop peu débattu : la concurrence sur les tarifs du macro-réseau par des opérateurs de micro-réseaux ne laisserait pas l’opérateur du macro-réseau sans réaction. Il pourrait demander à pouvoir adapter ses tarifs au cas par cas. Mais surtout, il pourrait fixer le prix de l’assurance de fourniture à un niveau tel que les micro-réseaux ne seraient quasi jamais rentable, en Wallonie du moins.

Enfin, on a suggéré que l’évaluation du développement des micro-réseaux se fasse en référence à la durabilité forte. L’esquisse a été posée, mais la réalisation de cette évaluation reste à développer.

 

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