La distribution d’électricité et la transition énergétique

06/03/2018
Publication REE REE 2018-1
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La distribution d’électricité et la transition énergétique

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32 ZREE N°1/2018 La distribution d’électricité et la transition énergétique L'ARTICLE INVITÉ JEAN-BAPTISTE GALLAND Directeur Stratégie Enedis Introduction C es dernières années ont été marquées par une nouvelle dynamique environnementale et so- ciétale, avec notamment la conclusion de l’Ac- cord de Paris, le 12 décembre 20151 . Le climat est devenu une priorité mondiale absolue. C’est maintenant au tour des collectivités, des entreprises et des consomma- teurs de prendre le relais. C’est pourquoi la France s’est dotée en quelques années de la loi de transition énergétique2 , des lois NOTRe3 et MAPTAM4 plaçant, en subsidiarité, les régions et métropoles au centre de nombreuses décisions écono- miques et énergétiques. La société civile se voit ainsi confier la réalisation concrète de la transition énergétique dans toutes ses dimensions : effi- cacité énergétique, développement de la production décen- tralisée faiblement carbonée et de la mobilité électrique, mise à disposition des données énergétiques pertinentes pour cha- cun des acteurs... Il s’agit d’un mouvement de décentralisation des choix énergétiques et des usages sans précédent. Dans ce contexte, les réseaux électriques apparaissent comme de formidables « facilitateurs » pour réussir cette tran- sition, marquée, en parallèle, par la révolution numérique. Pour cela et pour prendre en compte les nouvelles attentes des clients et des territoires, les distributeurs deviennent de véritables opé- rateurs du système de distribution (DSO). Ce nouveau rôle est aujourd’hui reconnu par le paquet « Une énergie propre pour tous les citoyens européens »5 de la Commission européenne. 1 L’Accord de Paris adopté le 12 décembre 2015 dans le cadre de la COP 21, signé le 22 avril 2016 à New York, est entré en vigueur le 4 novembre 2016, 30 jours après sa ratification par au moins 55 pays représentant au moins 55 % des émissions de gaz à effet de serre (GES), dont l’Union européenne le 5 octobre 2016. 2 Loi n°2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (TECV). 3 Loi n°2015-991 du 7 août 2015 portant nouvelle organisation territoriale de la République. 4 Loi n°2014-58 du 27 janvier 2014 de modernisation de l’action publique territoriale et d’affirmation des métropoles. 5 Publié le 30 novembre 2016. Vingt ans après l’adoption des premières mesures relatives à l’ouverture des marchés en Europe, cette série de pro- positions législatives dans le cadre de l’Union de l’énergie, vise à préserver la compétitivité de l’Union européenne en prenant en compte tous les aspects de la transition d’énergétique. L’électricité, vecteur de la transition énergétique L’électricité est devenue un produit de consommation ba- nal. Disponible à tout instant et en tout lieu ; certains en ou- blient même la chaine de distribution qui se situe en amont de leur installation domestique. Pourtant, l’électricité est un vecteur énergétique d’une importance stratégique. Avec 483 TWh d’énergie consommée en 2016, elle représente 24 % de la consommation d’énergie finale française (figure 1). Toute rupture dans l’approvisionnement serait considérée comme une crise. De fait, l’électricité a de multiples fonctions et usages dont le nombre ne cesse de croître au fur et à mesure des années. Elle est sans substitut pour de multiples besoins de la vie quotidienne : éclairage, électroménager, télécommu- nications, informatique, Hi-Fi, etc. Elle contribue, en concur- rence avec d’autres énergies, à la fonction de chauffage, qu’il s’agisse de l’espace, de l’eau ou des aliments. L’électricité joue enfin un rôle important dans de nombreux processus industriels. Le secteur de l’énergie contribue à 2 % de la valeur ajou- tée en France en 2015 avec 138 900 emplois et un rôle prépondérant de l’industrie électrique. Cette dernière fournit en outre un apport positif à la balance commerciale française grâce à près de 50 TWh d’exportations. Figure 1 : Consommation finale d’électricité par secteur. Source : Ministère de l’environnement, de l’énergie et de la mer – Chiffres clés de l’énergie – Edition 2016, février 2017. REE N°1/2018 Z 33 L'ARTICLE INVITÉ La transition énergétique prévoit d’amplifier cet apport bénéfique de l’industrie électrique à l’économie du pays. En effet, dans les années à venir, l’impératif de la lutte contre le réchauffement climatique conduira l’électricité, du fait de son mix de production quasiment décarboné, à accroître encore davantage son rôle en se substituant encore plus largement aux énergies fossiles. Dans la pratique, cela passera, dans un contexte d’amplification des efforts d’efficacité énergétique, par le développement de la mobilité électrique. Le « moins d’électricité par usage et plus d’usages de l’électricité », cher à Marcel Boiteux, prendra alors tout son sens. Formellement, l’ensemble de ces enjeux est développé dans la loi du 17 août 2015 relative à la transition éner- gétique pour la croissance verte (LTECV) : intégration des énergies renouvelables (article 105) ; raccordement de sept millions de bornes de recharge de VE ; appropriation par les usagers de leur consommation d’électricité avec mise à disposition des données de consommation et transmis- sion aux fournisseurs des données en aval du compteur Linky (article 28) ; émergence des nouvelles filières dans le cadre des smart grids avec un rôle essentiel de la dis- tribution pour la définition des périmètres d’effacement et la transmission des informations nécessaires à la sécurité du réseau (article 168) ; expérimentations territoriales de flexibilités et de réseaux électriques intelligents (articles 199 & 200) ; projets des territoires avec un rôle essentiel dans l’émergence des « territoires à énergie positive » (article 1) et mission de service public de la donnée à destination des collectivités et de leurs projets (article 179) ; enfin, interac- tion avec les collectivités pour l’optimisation de l’investis- sement avec création d’un comité du système de la distri- bution publique d’électricité examinant les investissements des autorités concédantes et du concessionnaire (article 153) et remplacement d’un des représentants de l’Etat au conseil de surveillance par un représentant des collectivités territoriales (article 153). 35 millions de consommateurs et 350 000 installations renouvelables étant raccordés au réseau de distribution d’Enedis, ces évolutions placent le distributeur au centre des évolutions. Comme a pu le dire Klaus-Dieter Borchardt, directeur du marché intérieur de l’énergie à la Commission européenne : « Ce siècle sera celui du DSO ». Principales conséquences de ces évolutions pour le distributeur La responsabilité environnementale et énergétique des territoires Les collectivités territoriales ont un rôle déterminant à jouer dans la mise en œuvre de la politique climatique. Ce rôle vient naturellement compléter leurs responsabilités dans les domaines du transport, de l’urbanisme ou du développe- ment économique. La LTECV pose un principe de contribu- tion décentralisée à la transition énergétique : les territoires devront améliorer leurs empreintes environnementale et énergétique. Pour cela, les établissements publics de coopération inter- communale (EPCI) de plus de 20 000 habitants ont cha- cun la charge d’élaborer un Plan climat air énergie territorial (PCAET) d’ici la fin 2018. Quelque 700 EPCI sont concernés par cette échéance. C’est également le sens à donner aux « territoires à énergie positive » ou TEPOS qui, selon la loi, « s’engagent dans une démarche permettant d’atteindre l’équilibre entre la consommation et la production d’éner- gie à l’échelle locale en réduisant autant que possible les besoins énergétiques et dans le respect des équilibres des systèmes énergétiques nationaux ». Du point de vue des distributeurs, les données de con- sommation et de production dont ils disposent pourront être Tableau 1 : Cibles et échéances françaises de la transition énergétique. Emissions de gaz à effet de serre Divisées par 4 de 1990 à 2050 Consommation d’énergie finale Divisée par 2 de 2012 à 2050 Consommation d’énergies fossiles Réduite de 30 % de 2012 à 2030 Part des énergies renouvelables 32 % de la consommation finale brute d’électricité en 2030 et 40 % de la production d’électricité Part du nucléaire Max 50 % de la production d’électricité en 2025 mais avec une capacité de production d’électricité d’origine nucléaire plafonnée à 63,2 GW Parc immobilier 100 % rénové aux normes « bâtiment basse consommation » en 2050 Véhicules électriques 7 millions de points de charge en 2030 Emissions de gaz à effet de serre Réduction de 40 % d’ici 2030 par rapport à 1990 (objectif contraignant) Part des renouvelables 27 % de la consommation d’énergie (objectif contraignant) Efficacité énergétique 27 % d’ici 2030 (objectif indicatif) Tableau 2 : Cibles et échéances européennes. 34 ZREE N°1/2018 L'ARTICLE INVITÉ utiles aux études d’efficacité et de planification énergétiques. Pour ce faire, certaines données se verront conférer le statut de données de référence (utilisation fréquente et niveau de qualité essentiel pour un bon usage) et la standardisation des flux ainsi que la collecte des données sera encouragée. Par ailleurs, la mise en œuvre des TEPCV6 et des TEPOS présente l’opportunité de rechercher les meilleures solutions réseau (minimiser le coût du système électrique pour la col- lectivité). Ces solutions pourraient notamment passer par l’optimisation des coûts de raccordement au réseau public et par l’accompagnement du développement de la mobilité élec- trique [gestion de la recharge couplée au réseau (smart-char- ging)], parkings relais (lieux de covoiturage ou d’auto-partage permettant d’utiliser les VE comme instruments de stockage). Les bâtiments à énergie positive (BEPOS) La notion de bâtiment à énergie positive (BEPOS) intro- duite par la LETCV n’a pas encore été précisée par décret. On peut néanmoins se référer au référentiel « Energie-carbone » pour les bâtiments neufs qui précise les notions de bilan BEPOS et de critères BEPOS. Ces critères correspondent à des standards de bâtiments au regard de l’efficacité éner- gétique (kWh/m²), des émissions de gaz à effet de serre (kg CO² /m²) et du recours aux EnR locales. Vis-à-vis du réseau, il conviendra que le bâtiment s’insère au mieux dans l’existant. Au premier ordre, cela signifie que le BEPOS devra, à la fois, être sobre en énergie mais aussi en appel de puissance aux périodes les plus chargées. On peut espérer aller au-delà, si certains usages du bâtiment par nature potentiellement flexibles (eau chaude sanitaire, consommation de chaleur-froid, véhicule électrique) pou- vaient être sollicités pour répondre aux enjeux de synchro- nisation production-consommation et être intégrés à la ges- tion de l’équilibre du système électrique, soit localement soit nationalement. Il semble donc important que les grands pro- jets d’aménagement de BEPOS prévoient une concertation avec les distributeurs afin de convenir, dès leur conception, de leur meilleure intégration aux problématiques du système électrique. Les énergies renouvelables Les LCOE7 (coûts complets de production) des énergies renouvelables (EnR) ont beaucoup baissé ces dernières an- nées, portés par des politiques volontaristes et les effets de série. Dans certains cas, ils atteignent aujourd’hui celui des centrales conventionnelles 6 TEPCV : Territoires à énergie positive pour la croissance verte, notion intro- duite en 2014 (avant la LTECV) visant des territoires d’excellence de la tran- sition énergétique et écologique, bénéficiant d’une convention de soutien à leurs actions avec le ministère chargé de l’écologie. 7 LCOE : Levelized Cost of Energy. S’agissant des cellules photovoltaïques dont la compétiti- vité progresse rapidement, la technologie leader est celle du silicium polycristallin. L’effet de série a déjà beaucoup joué et le recul de la demande mondiale conduit aujourd’hui à un excès d’offre. Dans les pays de la « Sun Belt8 », on observe des prix très bas (appel d’offre Arabie Saoudite à 17 F/MWh en novembre 2017). Le photovoltaïque au sol ou sur grande toiture reste beaucoup plus compétitif que sur petites toi- tures car la part dans le coût hors cellule (cadre, onduleur, pose…) est désormais prépondérante. Pour l’avenir, l’évolution des prix dépendra de la saturation ou non des capacités de production asiatiques (une remontée est possible), des progrès techniques et des effets de série sans qu’il soit possible d’établir avec certitude un prix marginal de développement à horizon 2035. Néanmoins l’atteinte des objectifs de la transition énergétique apparaît réaliste. Les ENR intermittentes renforcent la valeur du réseau, car celui-ci permet le « foisonnement » de la production et de la demande. Néanmoins, en France, du fait de l’ensoleillement et de la structure des consommations, le photovoltaïque introduit une problématique particulière : en effet, il peut conduire à des injections très importantes en milieu de journée sur un élément de réseau BT alors que la demande sur ce même réseau est faible ; et inversement ne pas répondre en hiver au besoin de chauffage nocturne. Outre le besoin de flexibilité sur le système électrique national, se pose alors une probléma- tique d’équilibrage du réseau local de distribution. L’autoconsommation L’autoconsommation rapproche la production de la consommation dans un cadre législatif aujourd’hui clarifié par la loi du 24 février 2017 et son décret d’application du 28 avril9 . Elle présente des opportunités de réduction des coûts du réseau électrique par une amélioration de l’intégra- tion des énergies renouvelables décentralisées. Mais, à y regarder de plus près, certains profils de producteurs et de consommateurs sont plus adaptés à l’autoconsommation que d’autres du fait d’une bonne synchronisation de leurs courbes de consommation et de production. Pour le pho- tovoltaïque, ces profils sont notamment ceux des secteurs tertiaires et industriels, dont la consommation est plutôt ré- gulière, continue et concomitante avec les périodes diurnes de production. 8 États du Sud et de l’Ouest des États-Unis et par extension les pays situés sous la même latitude de part et d’autre de l’équateur. 9 Autoconsommation Individuelle : « Fait pour un producteur … de consommer lui-même et sur un même site tout ou partie de l’énergie pro- duite par son installation » Autoconsommation Collective : « Fourniture d’électricité effectuée entre un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs finals liés entre eux au sein d’une personne morale et dont les points de soutirage et d’injection sont situés en aval d’un même poste de distribution d’électricité ». REE N°1/2018 Z 35 L'ARTICLE INVITÉ Pour les autres profils, il faut porter attention au dimen- sionnement et au pilotage pour vérifier que les puissances maximales injectées ou soutirées du réseau sont maîtrisées. En effet, le risque serait que le développement d’une pro- duction locale intermittente raccordée au réseau occasionne des coûts supplémentaires pour le système électrique pour l’une des raisons suivantes : soit la production PV ne coïncide pas avec la pointe du réseau résidentiel qui se situe en hiver notamment en fin de soirée, soit l’intermittence de la pro- duction ne coïncide pas avec la variation naturelle de la de- mande, ce qui accroît les sollicitations du réseau et implique la mise en place d’automatismes supplémentaires. Le stockage Le stockage (en particulier les batteries) connaît une forte actualité depuis plusieurs années. Pour le distributeur, l’enjeu est d’en évaluer la pertinence technico-économique pour ré- soudre des contraintes de courant et/ou de tension sur le réseau, ou fournir d’autres services plus innovants comme le maintien de l’alimentation de poches isolées suite à un évènement climatique (« îlotage »). Du point de vue technique, le démonstrateur VENTEEA a permis d’illustrer qu’il est possible, entre autres services, de piloter de grandes batteries pour lever des contraintes de réseau locales. En basse tension, le démonstrateur NICEGRID a permis de tester l’îlotage de réseaux de distribution en s’ap- puyant sur des batteries. Néanmoins, de nombreuses inter- rogations restent encore en suspens sur la possibilité d’utili- ser des batteries plus distribuées (installées par les clients a priori sans concertation avec le distributeur) pour résoudre efficacement et avec fiabilité ces contraintes. Du point de vue économique : chaque réseau de distri- bution possédant un schéma spécifique, des analyses éco- nomiques au cas par cas sont nécessaires. La plupart des acteurs considèrent néanmoins que si l’autoconsommation a un sens économique, l’autarcie s’appuyant sur du stockage n’en a généralement pas Par ailleurs, l’évaluation et la com- mercialisation de modèles d’affaires « multi-services » reste un sujet d’étude. La mobilité électrique La baisse du coût des batteries, les politiques urbaines anti- pollution (zones zéro émissions), l’engagement des construc- teurs automobiles ainsi que l’intérêt des consommateurs et des collectivités montrent qu’en matière de mobilité électrique (véhicule particulier, utilitaire ou bus), nous sommes désor- mais dans une nouvelle dynamique. Rendre la mobilité propre accessible à tous est d’ailleurs l’un des axes majeurs du Plan climat présenté par le ministre Nicolas Hulot en 2017 et l’une des clés de la réussite de la transition énergétique. Pour relever ce défi, il sera nécessaire de mettre en place des infrastructures de recharge adaptées à plusieurs échelles, de la région au territoire national, ce qui inclut la recharge à domicile mais également l’installation de bornes de recharge électrique rapide. S’agissant des bornes publiques (lentes ou rapides), les politiques passées ont conduit à une répartition territoriale qui n’est pas homogène. Elaborer une stratégie nationale de déploiement de bornes de recharge ouvertes au public pour les véhicules électriques, afin d’assurer la cohérence entre le nombre de voitures, de véhicules utilitaires légers et de deux- roues électriques en circulation et le nombre et la réparti- tion territoriale des infrastructures de recharge ouvertes au public, apparaît dès lors nécessaire. Enedis et les autres ges- tionnaires du réseau public de distribution proposent donc leur contribution aux collectivités pour mettre en cohérence le schéma de développement avec les capacités actuelles ou programmées des réseaux de distribution de l’électricité. A terme, le développement majoritaire de la mobilité élec- trique, en particulier en milieu urbain, le développement des bus électriques10 , ainsi que l’augmentation des capacités des batteries et des puissances de recharge rendront nécessaire la maîtrise de la recharge pour faciliter leur intégration au réseau de distribution. En effet, si pour des trajets domicile- travail, les besoins énergétiques moyens restent faibles11 et 10 En France, la Loi Transition Energétique et Croissance Verte (LTECV) impose un minimum de 50% des renouvellements des flottes avec des motorisations à faibles émissions à partir de 2020, puis de 100% à partir de 2025. 11 40 km/j correspondent à une consommation de 8 kWh/j nécessitant moins de 1 h 30 de charge à 7 kW et moins de 3 h sous 3 kW. Figure 2 : Les deux cas d’autoconsommation prévus par la loi. 36 ZREE N°1/2018 L'ARTICLE INVITÉ offrent une marge pour déplacer la charge vers les périodes où la demande est plus faible, les ordres de grandeur s’ac- croissent très vite dès lors que l’on parle de recharge rapide ou ultra-rapide. Le positionnement, le dimensionnement de la recharge, de même que son pilotage seront alors des en- jeux majeurs (figure 3). C’est dans cette perspective que le décret n°2017-26 du 12 janvier 2017 relatif aux infrastructures de recharge pour les VE pose le principe de la « charge intelligente »12 . Il dispose d’une part que « les points de recharge ouverts au public utilisent des dispositifs de mesure et de contrôle permettant de piloter la recharge », d’autre part que « les professionnels installant un point de recharge non ouvert au public proposent l’installation d’un système de mesure et de contrôle de la charge permettant d’adapter les paramètres de la charge ». Enfin, articuler le développement de l’électromobilité et des infrastructures aux objectifs de développement des énergies renouvelables au niveau national et aux schémas régionaux de planification, en prenant en compte l’inté- rêt d’utiliser les véhicules électriques branchés au réseau comme stockage afin de faciliter l’augmentation de la part des énergies renouvelables intermittentes sur le réseau, ferait de la mobilité électrique non pas un problème mais une solution. Un futur très ouvert « La nature de la distribution change : elle sera plus active que dans le passé(…). Il n’y a pas de solution identifiée à ce jour, mais il s’agit d’être créatifs : la technologie est une réponse mais pas la seule » 12 Définition de la charge intelligente selon le décret n°2017-26 du 12 janvier 2017:«unechargedevéhiculeélectriquecontrôléeparunecommunication afin de répondre aux besoins des utilisateurs en optimisant les contraintes et les coûts des réseaux et de la production d’énergie au regard des limitations du système et de la fiabilité de l’alimentation électrique » Michael Pollit, professeur d’économie à Cambridge, membre du groupe de travail New York REV. Quand la transition énergétique arrivera-t-elle à maturité ? L’avenir est encore loin d’être stabilisé : le développement des énergies renouvelables reste, dans certains marchés, tributaire du soutien public, les batteries électrochimiques n’ont pas encore atteint la maturité technico-économique, l’industrialisation des réseaux intelligents n’est pas achevée et, plus généralement, les nouveaux modèles d’affaire n’ont pas encore démontré leur primauté. Nous sommes au cœur du mouvement. Il est difficile de se projeter. S’agissant du système électrique européen et français en particulier, les réseaux électriques se sont historiquement imposés et restent la façon la plus économique de coordon- ner efficacement des moyens de production diversifiés et de tirer parti du foisonnement entre consommateurs. En France, la péréquation tarifaire et l’obligation de desserte ont permis l’égalité de traitement entre consommateurs. Un « nouveau monde » où la production se ferait au plus près des consom- mateurs ferait rentrer les réseaux dans un champ concurren- tiel et, par voie de conséquence, transformerait le modèle d’affaire du distributeur. La baisse du coût des énergies renouvelables, la globa- lisation de nos fournisseurs d’équipement, la révolution numérique et l’appétence pour une maîtrise locale de la pro- duction font, partout dans le monde, envisager une modi- fication profonde du système électrique. Ainsi par exemple en France, les transits sur le réseau de transport baissent et, certains vont jusqu’à dire qu’Enedis est le « plus gros » auto- consommateur français. C’est pour caractériser ce futur très ouvert, que France Stratégie13 a piloté en 2017 un groupe de travail « prospective de la distribution ». Pour conduire un examen des futurs pos- sibles, deux options « polaires » ont été identifiées. Option 1 : un réseau qui reste centralisé avec des subsidiarités territoriales Dans ce schéma, l’intégration des EnR se fait à un rythme adapté, sur la base d’évaluations technico-économiques dé- pendant de nombreux facteurs : maturité économique des EnR, obsolescence des moyens de production qu’elles sont destinées à remplacer, flexibilité des autres installations de production, hydrauliques par exemple, et des divers para- mètres techniques : localisation des gisements de vent ou de soleil, des centres de consommation, coûts et acceptabilité de la construction de nouvelles lignes, etc. Les réseaux doivent être renforcés et leur gestion, deve- nant plus complexe, doit s’appuyer sur les nouvelles techno- logies numériques, intelligence artificielle et traitement des 13 Rapport final à paraitre. Voir aussi « 2017/2027 - Énergie centralisée ou décentralisée ? - Actions critiques » - E Beeker – janvier 2017 Figure 3 : Appels de puissance associés aux différents modes de recharge. REE N°1/2018 Z 37 L'ARTICLE INVITÉ données massives. Une couche de services de flexibilité se développe au-dessus, sur la base des avancées dans le pilotage numérique des usages (direction suggérée semble- t-il par l’article 199 de la LTECV). Ce scénario suppose de revoir la tarification du transport de l’électricité afin de conserver un modèle intégré et de continuer à faire appel aux moyens de production centrali- sés, tout en développant de grands sites de production EnR (grands champs photovoltaïques, champ d’éoliennes off- shore, …) afin de profiter des économies d’échelle. Option 2 : voie ouverte aux initiatives locales s’appuyant optionnellement sur le réseau pour assurer leur sécurité d’approvisionnement Dans cette option, la possibilité est offerte aux initiatives locales (au niveau des « territoires », ou même des collectivi- tés ou regroupements de consommateurs de tailles diverses) de s’organiser en îlots (ou boucles locales) plus ou moins autonomes, le réseau venant, si les territoires le souhaitent, en appui pour jouer un rôle assurantiel et de complément. Cette deuxième évolution ne revêtirait ni un caractère systé- matique, ni un caractère obligatoire. Les transferts physiques sont techniquement gérés par le réseau qui doit conserver une bonne vue générale du sys- tème pour éviter les congestions et en assurer l’équilibre. C’est une nouvelle voie ouverte dont il faudrait fixer les règles, en particulier via la tarification des différents services offerts par le système centralisé afin de garantir un accès équitable et abordable à l’électricité à tous. Un des écueils à éviter est en effet que le contribuable finance le bénéfice local d’une collectivité qui se transfor- merait en producteur d’électricité non compétitif, en faisant supporter le risque et les coûts du maintien de la sécurité d’approvisionnement au reste de la collectivité. Au total, l’analyse conduite par France Stratégie met en évidence un système à la gouvernance complexe, au nombre important d’acteurs, aux réelles opportunités, mais aussi un futur qui ne saurait être esquissé sans analyse fine du repositionnement des acteurs historiques et de l’arrivée de nouveaux entrants sur une chaîne de valeur en pleine restructuration. Cette analyse méthodique des jeux d’ac- teurs conduite en s’inspirant des approches développées par Michel Godet et l’école française de prospective14 a mis en évidence quatre champs de jeu qui joueront un rôle clé dans l’évolution du secteur : régulation de la distribution, performance et image du distributeur, monopole légal et péréquation et extension du périmètre du distributeur face aux nouvelles opportunités. 14 ANTIDOTE issue 22, 1999 –CSBS publications limited. Gill RINGLAND “Scenario planning” - Wiley 1998. M Godet “Manuel de prospective stra- tégique” – Dunod 1997. Pour une distribution durable Penser l’évolution d’un modèle d’activité répondant à ces futurs possibles est nécessaire dès aujourd’hui. Cela implique de se donner un horizon de temps réaliste. Pour Enedis, cette réflexion a été conduite à 10 ans et à l’aune des missions de service public affectées aujourd’hui aux gestionnaires de réseaux de distribution : délégation de service public qui confie à Enedis 95 % de la distribu- tion d’électricité sur le territoire français (garant d’économie d’échelle), péréquation tarifaire et facturation de l’achemine- ment en logique timbre-poste (garant d’équité et de solidarité entre les usagers et les territoires), modèle concessif (garant d’une gouvernance territoriale décentralisée), unbundling (garant de la mise en œuvre d’un modèle concurrentiel de production et de commercialisation de l’électricité). Des évolutions en cours, Enedis a acquis une conviction : l’électricité se combine naturellement avec le numérique (elle permet le développement de systèmes intelligents) et les sauts technologiques à cet horizon résulteront de l’asso- ciation entre énergie et technologies digitales. Des démonstrateurs d’Enedis et des échanges entre les partenaires européens a résulté le modèle DSO (Distribu- tion System Operator) qui, par rapport au modèle historique, se caractérise en particulier par ses réponses aux nouveaux enjeux client, technique et système électrique. Consommateurs et territoires : encourager l’utilisation rationnelle de l’électricité Par ses fonctions d’opérateur de comptage, d’opérateur de données et de partenaire des territoires, Enedis, deve- nu DSO, sera en mesure d’accompagner toutes les actions des consommateurs et des territoires qui vont dans le sens d’une utilisation rationnelle de l’électricité. Le compteur Linky Figure 4 : Schématique du modèle DSO. 38 ZREE N°1/2018 L'ARTICLE INVITÉ deviendra le symbole d’une ambition énergétique nouvelle dans laquelle le citoyen devient un acteur « moteur ». Le système de comptage Linky, qui sera totalement dé- ployé d’ici 2021, apporte, dès sa mise en œuvre deux « béné- fices clients » : s UNEQUALITÏDESERVICEAMÏLIORÏEFACTURATIONSANSESTIMA- tion, interventions à distance) ; s UNSERVICEDACCÒSÌSESDONNÏESDECONSOMMATION SUR tous les pas de temps (heure, jour, semaine,…). Ce der- nier service peut être mis en œuvre via un fournisseur, un prestataire de service ou via l’accès par portail Web Enedis. Des réponses aux nouveaux besoins autour de l’utilisation rationnelle de l’électricité sont également apportées : s PILOTAGEDESUSAGESAVALENLIENOUNONAVECUNDISPOSITIF de gestion locale) ; s INSERTIONDESVÏHICULESÏLECTRIQUESCOUPLAGEDESCONSOM- mations d’une borne de recharge privée et d’un apparte- ment, recharge sur candélabre, recharge intelligente… s AUTOCONSOMMATIONINDIVIDUELLEETCOLLECTIVEUTILISATIONDELA plate-forme Linky pour permettre toute opération d’autocon- sommation individuelle ou collective (maison, quartier), etc. Enfin, s’agissant de la protection de la vie privée des consommateurs, Enedis porte une vigilance particulière à la sécurité des données. Celles-ci font l’objet d’un chiffrement sur toute la chaîne et le système d’information respecte stric- tement le référentiel de sécurité certifié par l’ANSSI ; il est régulièrement audité. Réseaux : adapter la planification et la gestion aux situations locales Historiquement, pour gérer son réseau, l’opérateur de distribution s’appuyait surtout sur la phase de dimension- nement du réseau (niveau de tension, section des conduc- teurs, longueur des lignes) destinée à garantir la qualité de fourniture dans un contexte d’évolution de la demande. C’est la stratégie connue sous le nom de “fit-and-forget” : une fois le réseau convenablement dimensionné de façon à répondre à un optimum coût-qualité pour la collectivité, les usagers consomment ou produisent selon leur bon vouloir dans la limite de la puissance qu’ils ont souscrite. Hormis en situation dégradée, aucune action n’est requise de leur part pour garantir une alimentation de qualité. De fait, dans la structure actuelle, les réseaux BT ne dis- posent d’aucun moyen de pilotage et sur les réseaux HTA, l’opérateur dispose de seulement quelques degrés de liberté (régleur en charge pour maîtriser la tension au jeu de barres HTA malgré les fluctuations côté HTB, bancs de condensa- teurs HTA pour réduire les chutes de tension dans le transfor- mateur et respecter les consignes du gestionnaire de réseau de transport (GRT) et interrupteurs de reconfiguration pour optimiser ses schémas d’exploitation). Visant une gestion de la transition à un coût optimisé, le modèle DSO fait évoluer le dimensionnement du réseau. Il le fait reposer sur une approche probabiliste tirant parti de tous les leviers disponibles et pertinents économiquement (nouveaux équipements, flexibilités). Le distributeur choisit alors la meilleure combinaison des trois solutions : renforcer le réseau (davantage de postes, départs plus courts, transforma- teurs et lignes surdimensionnés), investir dans de nouveaux équipements, des systèmes de surveillance et de contrôle commande (transformateurs BT avec régleur en charge, stoc- kage) et, dans une approche plus globale, utiliser les flexibilités apportées par les producteurs et les consommateurs dès le choix de l’architecture et le dimensionnement des installations. Figure 5 : Comment gérer un système de distribution dans le modèle DSO. REE N°1/2018 Z 39 L'ARTICLE INVITÉ En symbiose avec les autres parties prenantes du système électrique (fournisseurs, agrégateurs, producteurs, consom- mateurs), les interactions et les échanges d’informations (capteurs, prévisions de production et de profil de consom- mation, disponibilité des flexibilités) sont renforcés en fonc- tion des problématiques rencontrées. D’un point de vue opé- rationnel, l’application des solutions se fait de manière ciblée suivant les besoins de la zone. Système électrique : coordonner l’action TSO - DSO Les nouveaux moyens de production renouvelable offrent moins de possibilités de pilotage que les moyens tradition- nels et sont très majoritairement raccordés au réseau de dis- tribution. A mesure de l’accroissement de leur part relative dans le parc français, la gestion du système électrique en viendra à s’appuyer de plus en plus sur des flexibilités de la demande des consommateurs, dont le développement, du fait de la désindustrialisation, se concentre, là encore, sur le réseau de distribution. La conséquence de ces évolutions du système électrique français est qu’il devient de plus en plus né- cessaire d’analyser la relation TSO-DSO en termes de coordination dans une perspec- tive d’optimisation du système national plutôt qu’en termes de relation client-fournisseur. La cohérence des signaux économiques tout au long de la chaîne devient essentielle : tout signal à l’interface TSO-DSO doit trouver sa réponse, soit dans les moyens gérés par le DSO, soit dans un signal « en miroir » vis-à- vis d’un utilisateur, consommateur ou pro- ducteur, du réseau de distribution faisant en sorte d’assurer la cohérence du système15 . Caler un ensemble de signaux économiques appropriés et cohérents (règles de souscrip- tion TURPE, règlement des écarts, gestion du réactif) est une condition nécessaire de cette coordination. Parmi ces signaux figurent ceux qui per- r r mettront la mobilisation de flexibilités chez les consommateurs ou producteurs. Remar- r r quons tout d’abord que ces moyens sont coûteux. S’ils peuvent être utiles sur plu- sieurs segments du marché et intervenir sur différents services système, ils se dévelop- peront d’autant mieux. Il est donc essentiel 15 Cette question dépasse le cadre national, c’est la raison pour laquelle Enedis fait partie des acteurs à l’origine de la réflexion européenne d’ensemble sur le partage des risques et le modèle d’organisation entre TSO et DSO (DSO-TSO platform). de construire un système pensé globalement pour pouvoir donner à cette flexibilité la possibilité d’intervenir partout. Une solution envisagée par le modèle DSO dans ses fonctions de facilitateur du marché, d'acteur de la sûreté du système et d'opérateur de données, est de définir une base commune d’utilisation de la flexibilité, puis de hiérarchiser les priorités et de poser des règles pour traiter les conflits d’usage. Un socle logiciel commun sur lequel des algorithmes différents seraient ajoutés en fonction du lieu, de la saison assurerait le back-office de cette coordination. Ces trois exemples ne sont illustratifs que de trois change- ments en cours du modèle d’activité des distributeurs. Bien d’autres sont à venir. Conclusion « La créativité, c’est quand 1 + 1 = 3 Pour cela : Demandons pourquoi plutôt que quoi ? Provo- quons la diversité (...) Comprenons la valeur de l’autre. Ap- prenons de l’inconnu au lieu de se référer à des certitudes. Comprenons qu’il y a toujours un contexte plus grand (…) ». Bertrand Picard- Objectif Soleil - 2017 Les réseaux de distribution sont et seront au cœur de la transition énergé- tique. Un ensemble très ouvert de futurs est envisageable. Au premier ordre on peut interpréter ces évolutions comme une opportunité pour faire valoir les savoir-faire technolo- giques des équipes d’Enedis. En fait, les rôles que les élus et le régulateur confie- ront aux acteurs du service public de distribution conditionneront également largement l’évolution du secteur. Donner, dans une vision élargie, la pos- sibilité de s’exprimer à l’esprit de service pu- blic qui anime les hommes et les femmes des entreprises de distribution, favoriser la recherche, l’innovation, l’imagination com- merciale en lien avec les autres parties pre- nantes du système électrique16 sera décisif pour que la transition rende l’énergie abor- r r dable pour le plus grand nombre, réduise les émissions de CO2 et améliore encore la sécurité d’approvisionnement. C’est dans cet esprit créatif que les équipes d’Enedis dessinent progressive- ment le modèle DSO. Q 16 Collectivités territoriales, fournisseurs, produc- teurs, transporteurs, clients, et aussi promoteurs, fabricants de matériel électrique, constructeurs automobiles, opérateurs de mobilité, etc. Jean-Baptiste Galland est direc- c c teur Stratégie chez Enedis où, après avoir été responsable du programme Smart Grids, il a contribué à la réflexion sur l’évolution du modèle du distributeur en lien avec la Tran- sition énergétique. Il a effectué toute sa carrière dans le groupe EDF et a été notamment été en charge du département Tarifs du service des Etudes Economiques Générales avant de rejoindre en 1990 la direction de la Distribution où, pendant 10 ans, il a géré des activités techniques et commerciales électricité et gaz dans plusieurs régions. Il a ensuite rejoint la direction Finance où il a préparé le contrat entre l’Etat fr ançais et le groupe EDF, qui a ouvert la voie en 2005 à l’ouverture du capital. Il a ensuite rejoint EDF-Energy au Royaume-Uni où il a développé des investissements couvrant toutes les technologies de la production d’élec- c c tricité et du gaz. Il a créé et a été Président d’EDF Energy Renewable. Jean-Baptiste Galland est diplômé de l’ENSAE, de Paris IX Dauphine et de Mc-Gill.