L'industrie dénonce le plan d'arrêt solaire "désuet et brutal" sur le toit de Sunshine State

9 novembre 2022 par Sophie Vorrath Laisser un commentaire

Une nouvelle règle qui exigera qu'un grand nombre de systèmes solaires sur les toits du Queensland soient équipés de la technologie du "milieu du XXe siècle" a été critiquée par l'industrie et les organismes de pointe comme obsolète, imprudente et susceptible d'imposer des "coûts supplémentaires importants" aux consommateurs et aux installateurs.

Energy Queensland a révélé qu'à partir du 6 février 2023, les systèmes solaires et de stockage sur batterie neufs et de remplacement de 10 kW et plus seront équipés d'un dispositif de signalisation de génération qui permettra aux opérateurs de réseau de l'État d'éteindre ces systèmes photovoltaïques, à distance, si nécessaire. .

Le dispositif de signalisation de génération, également appelé «contrôle des ondulations», est la réponse d'Energy Queensland au problème de plus en plus pressant des grandes quantités d'exportations solaires diurnes, envoyant une demande opérationnelle si faible qu'elle menace la sécurité du système.

C'est un problème qui nécessite une solution relativement urgente, en particulier dans le contexte d'une réforme historiquement glaciale du marché de l'énergie. Et en particulier pour le Sunshine State, où il y a un peu plus d'un mois, la demande opérationnelle a atteint un nouveau record, l'énergie solaire représentant 42 % de la demande totale d'énergie sur le marché national de l'électricité.

En Australie-Méridionale, où l'énergie solaire sur les toits atteint de brefs moments pour fournir l'équivalent de 100 % de la demande de l'État, des règles d'arrêt de l'énergie solaire et des technologies habilitantes sont en place dans l'État depuis deux ans, parallèlement aux limites d'exportation solaire.

L'Australie-Occidentale a emboîté le pas un an plus tard, en novembre 2021, pour devenir le deuxième État à permettre à l'opérateur du réseau de commander l'arrêt à distance des systèmes solaires résidentiels sur les toits en tant que mesure d'urgence pour maintenir la stabilité du réseau.

Mais alors que l'Australie-Méridionale et l'Australie-Occidentale ont cherché à résoudre le problème en rendant les systèmes solaires plus intelligents et plus visibles pour les réseaux et l'opérateur du marché via des solutions logicielles et les dernières technologies d'onduleurs, le Queensland - l'État le plus dépendant du charbon du pays - a choisi d'utiliser relativement quincaillerie ancienne.

Comme le dit Energy Queensland lui-même, le dispositif marche-arrêt de base qu'il prévoit de rendre obligatoire pour tous les systèmes solaires nouveaux ou mis à niveau de plus de 10 kW, a été utilisé pour gérer la sécurité du système sur le réseau de l'État "depuis près de 70 ans" - principalement pour contrôler la charge, tels que les systèmes d'eau chaude.

Et dans le contexte de ce qui est un problème résolument moderne - que faire de tout ce solaire ultra-bon marché en plein milieu de la journée - c'est une approche que pratiquement personne dans le secteur des énergies renouvelables ou du stockage solaire et des batteries ne soutient.

Dans une soumission à Energy Queensland faite au cours d'une période de consultation particulièrement brève, le Clean Energy Council déclare que s'il comprend la nécessité d'un mécanisme de soutien d'urgence, il "[ne] soutient pas la manière dont le Queensland propose de le mettre en œuvre".

"Energy Queensland propose une approche brutale consistant simplement à éteindre les panneaux solaires photovoltaïques et le stockage des batteries", indique la soumission de la CEC.

"L'interopérabilité est la voie de l'avenir. Le contrôle des ondulations est une technologie du milieu du 20e siècle", indique-t-il, soulignant les approches plus modernes basées sur le cloud déjà utilisées en Australie du Sud et de l'Ouest.

"La fonctionnalité de déconnexion à distance et de reconnexion a déjà été conçue par l'industrie pour être utilisée dans SA et WA. Le Queensland pourrait simplement être ajouté à la plate-forme", indiquent les soumissions de la CEC.

D'autres préoccupations clés signalées par la CEC et d'autres soumissions incluent la disponibilité du matériel nouvellement mandaté, le manque de consultation avec les consommateurs et l'écart par rapport à ce que font les autres États du NEM.

Intellihub, dont la soumission est signée par un groupe de grands acteurs de l'onduleur solaire, dont SMA, Fronius et Enphase, affirme que les plans du Queensland sont "trop ​​restrictifs" et "en décalage" avec d'autres États et susceptibles d'imposer "d'importantes mesures inutiles coûts" clients.

Le groupe industriel avertit que les coûts de la « technologie obsolète » pourraient varier entre 300 $ et 1 000 $ lorsqu'une configuration supplémentaire est requise - un coût qui sera répercuté sur le consommateur final tout en grugeant les marges déjà serrées des installateurs.

Le groupe avertit également, tout comme le CEC, que la technologie, bien qu'assez basique, n'a pas fait ses preuves pour fonctionner avec les onduleurs solaires et à batterie, et pourrait causer des problèmes qu'il incombera à l'industrie de rectifier, notamment la confusion et la frustration des clients.

"Il s'agit d'un processus non testé", indique le mémoire de la CEC. "Cela pourrait fonctionner parfaitement à chaque fois, mais cela semble hautement improbable, et il serait imprudent de faire cette hypothèse.

"La désactivation des onduleurs à batterie aura des conséquences inattendues sur l'utilisation des batteries comme sources d'alimentation de secours", ajoute-t-il.

"Le document de consultation ne fournit pas de justification pour éteindre les batteries des clients ainsi que leur générateur solaire photovoltaïque."

Eddie Springer, fondateur et PDG du principal installateur de PV et de batteries Springer Solar, a déclaré dans sa propre soumission à Energy Queensland que le mécanisme de backstop proposé est "une mesure désuète et brutale".

Dans des commentaires supplémentaires de SolarEdge ajoutés à la soumission de Springer, le fabricant mondial d'onduleurs déclare que se précipiter à travers un tel mécanisme est risqué et "très discutable".

"Éteindre un onduleur en milieu de journée sans aucune visibilité par le réseau de la charge derrière le compteur arrêtera non seulement toute exportation PV, mais introduira également sur le réseau toutes les charges derrière le compteur que le système a été fournir », déclare SolarEdge.

"Cela pourrait entraîner d'énormes fluctuations de tension et de fréquence qui pourraient alors provoquer le déclenchement en cascade d'autres onduleurs et générateurs sur le réseau.

"Le risque ici est important et injuste alors que d'autres options de contrôle plus supérieures non seulement existent, mais ont été essayées et testées et se sont déjà avérées bien fonctionner en Australie", poursuit la communication.

"La proposition est également une solution à très court terme qui n'a aucun avantage à l'épreuve du futur."

De son côté, Energy Queensland semble avoir pris sa décision. Sur le site Web du mécanisme de soutien d'urgence ici, il est indiqué qu'après avoir examiné les commentaires - la consultation a été lancée en septembre - il a décidé de poursuivre le mécanisme comme prévu, à partir de février 2023.

Les sociétés de réseau publiques Energex et Ergon Energy ont leurs propres pages Web - ici et ici - soutenant cette décision et expliquant quelles connexions d'onduleurs sont nécessaires pour installer le matériel mandaté à partir de la date de février.

Ce que les acteurs de l'industrie comme Springer aimeraient voir de la part des entreprises énergétiques du gouvernement de l'État, c'est plus de temps, plus de consultation et plus d'options.

"Pour des entreprises comme la nôtre… nous avons des emplois vendus dans six mois et ils introduisent une nouvelle exigence que nous n'avons pas eu le temps de planifier, pas de temps pour coûter et pas de temps pour tester."

Springer dit que l'autre préoccupation majeure de l'industrie est les effets d'entraînement que cet instrument contondant pourrait avoir sur les systèmes de leurs clients, dont certains pourraient avoir plusieurs onduleurs et des contrôles d'énergie intelligents finement réglés en place.

Il dit qu'il n'y a aucune garantie que les clients sauront ce qui se passe lorsque leurs systèmes solaires sont soudainement éteints, et aucun test pour rassurer l'industrie que les systèmes se rallumeront de manière transparente.

Springer dit qu'un scénario où les clients sont paniqués par l'arrêt, ou leurs systèmes ne reviennent pas correctement en ligne, pourrait finir par ajouter de nouvelles pressions sur les coûts et la main-d'œuvre aux entreprises qu'elles ne peuvent tout simplement pas absorber.

"Il doit y avoir un meilleur moyen", a-t-il déclaré à One Step Off The Grid. "Nous utilisons la technologie des années 50. Il doit y avoir un meilleur moyen qu'un gros bouton rouge qui claque et arrête tout.

"Nous voulons plus de temps et plus de consultations ; et l'assurance qu'ils utiliseront ce filet de sécurité en dernier recours absolu", a déclaré Springer. "Ce ne peut pas être le premier mécanisme de contrôle que nous mettons en œuvre."

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Sophie est rédactrice en chef de One Step Off The Grid et rédactrice en chef adjointe de son site sœur, Renew Economy. Sophie écrit sur l'énergie propre depuis plus d'une décennie.

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