Haut de page

Accueil » Acteurs & innovations » Régulation et financement

Pilotes et régulation

L’impulsion de projets pilotes Smart grids est souvent donnée par la réglementation (par exemple, la réglementation européenne sur les compteurs intelligents, la loi Nome mentionnant la potentielle mise en place d’un marché de capacité, etc.) ou par des initiatives institutionnelles de type appel à manifestation d’intérêt – grand emprunt. Les cadres réglementaire et régulatoire doivent poursuivre leur évolution pour favoriser l’investissement via un partage équitable de la valeur des Smart grids entre les divers acteurs et, ainsi, créer les conditions de leur déploiement à grande échelle. Le déroulement des pilotes ou expérimentations fait ressortir les sujets réglementaires.

Des contraintes provenant de la régulation limitent actuellement le développement rapide des Smart grids, en particulier en Europe

Une enquête d’Eurelectric auprès de GRD européens (The Economic Regulation for European Distribution System Operators – Eurelectric – mars 2010) fait clairement apparaître les freins de la régulation au niveau du développement des Smart grids :

Il existe des marchés de niches pour des applications Smart grids déjà rentables pour les acteurs de l’énergie (réseaux isolés, systèmes très contraints - zones où l’équilibre entre l’offre et la demande est difficile à atteindre pour diverses raisons : surplus de production intermittente, demande haute par rapport à l’offre, interconnexions trop limitées, réseaux de transport et de distribution peu efficaces, infrastructures amorties et devant être renouvelées, comptage évolué en cas d’importantes pertes non techniques, etc.). Néanmoins, dans la plupart des cas, les applications Smart grids doivent aujourd’hui être subventionnées pour être généralisées. C’est par exemple le cas du stockage à la maille locale, du pilotage de la demande diffuse au niveau résidentiel en Europe, de l’îlotage et de la reconfiguration automatique, ou de la participation des énergies renouvelables aux services système.

En effet, les mécanismes de marché et les cadres réglementaires ne sont pas encore parfaitement adaptés au déploiement des Smart grids, car tous ne permettent pas :

  • de capturer les bénéfices systémiques des Smart grids c'est-à-dire de quantifier et partager équitablement entre les acteurs les bénéfices engendrés par les Smart grids (par exemple une amélioration de la sécurité, de la sûreté d’approvisionnement, de la fiabilité et de la qualité de fourniture), ou pour l’environnement (ex : baisse des émissions de CO2) ;
  • aux acteurs non intégrés, de capturer la valeur des Smart grids sur leur segment de la chaîne de valeur ;
  • aux nouveaux entrants d’être rémunérés équitablement pour les services qu’ils fournissent.

Ces déséquilibres dans la répartition de la valeur sont dus notamment à la difficulté de quantifier correctement les bénéfices apportés et les investissements réellement nécessaires. Ceci incite à la mise en place de projets-pilotes ou d’expérimentations.

Par ailleurs, il existe des situations contraignantes, engendrées par le cadre régulatoire actuel. Ainsi, la production des centrales « de base » (par exemple en Allemagne, avec les centrales au charbon) est parfois vendue à des prix négatifs en périodes de grand vent, lorsque l’utilisation de l’énergie d’origine renouvelable est prioritaire (principe du « merit order »), afin de ne pas avoir à subir les coûts importants d’un arrêt - redémarrage.

Le système réglementaire français doit évoluer pour créer des conditions favorables au développement des Smart grids

Quelques exemples, identifiés lors du montage des projets-pilotes et sans vocation d’exhaustivité, pour lesquels la question d’une évolution de la régulation se pose.

  • Le mécanisme du TURPE, qui prévoit déjà une couverture des investissements des infrastructures de transport et de distribution, doit s’adapter au contexte du comptage intelligent : les distributeurs supportent seuls le coût du déploiement des compteurs intelligents, alors que cette infrastructure va également bénéficier aux fournisseurs traditionnels (au niveau des ventes, par les possibilités de lissage de l’équilibre offre-demande à travers notamment une amélioration des prévisions à J+1 et intra-journalières), aux nouveaux fournisseurs de services et au client final (MDE, nouvelles offres, qualité de service, etc.).
  • La question de la propriété de cette infrastructure dans laquelle investissent les distributeurs est également posée, ainsi que les conditions de sa cession éventuelle aux autorités concédantes en cas de changement de la concession avant amortissement complet.
  • Actuellement, les gestionnaires de réseaux (transporteurs et distributeurs) endossent seuls les surcoûts de la gestion du système électrique liés à l’absorption d’énergie intermittente. En effet, il n’est aujourd’hui pas imposé aux producteurs de prévoir ni d’équilibrer leur production. La législation européenne actuelle impose de séparer les activités de production et de réseaux. Les gestionnaires des réseaux de transport et distribution ne sont pas autorisés à posséder et gérer des systèmes de stockage, même si l’électricité stockée est utilisée pour la gestion technique du système et non destinée à être revendue sur le marché. Ils sont d’ailleurs obligés de passer des contrats de réserve avec des fournisseurs de stockage ou de s’approvisionner sur les marchés pour obtenir des services système et autres services auxiliaires).
  • Pour qu’elles soient efficaces, les actions de maîtrise de l’énergie dans les secteurs résidentiel et tertiaire doivent reposer sur un signal de prix clair, reflétant les coûts réels de l’énergie ou l’impact réel de la demande sur le système électrique. Tant pour les expérimentations que pour les déploiements à plus large échelle, ces tarifs restent à développer. Là aussi, des évolutions réglementaires ou des dérogations sont nécessaires, afin notamment, de pouvoir faire des expérimentations dans le cadre des tarifs actuels encore réglementés ou en marge temporaire de ceux-ci afin de tester de nouveaux modèles d’affaires et / ou d’évaluer l’impact des incitations / pénalisations financières sur les comportements énergétiques.
  • Enfin, les marchés de capacité et d’effacement restent à mettre en œuvre, avec les décrets d’application de la loi Nome : cela constituera un premier pas vers la répartition de la valeur en proportion des investissements.

Si l’on souhaite moderniser les infrastructures et, donc, favoriser le développement des Smart grids, une régulation appropriée (en fait un bouquet de mesures réglementaires, fiscales et normatives) doit être imaginée dans une logique d’incitation

Un certain nombre d’évolutions réglementaires peuvent également être envisagées pour inciter au déploiement massif des Smart grids. Quelques pistes :

  • Il faudrait d’abord inciter au contrôle et au décalage de la consommation pendant les périodes de surplus de production (pic des sources intermittentes notamment), comme cela est prévu dans la loi Nome pour les périodes de pointe de consommation.
  • Il serait, également, intéressant d’imaginer un partage des coûts et des risques liés à l’intermittence de la production entre les acteurs : inciter les producteurs d’énergie renouvelable intermittente à équilibrer leur production (dans une limite de ± X %) avec la prévision faite à J-1, à lisser leur courbe de production et à accroître le ratio entre le niveau de production moyen et le niveau de production en période de pointe (par fort vent pour les éoliennes par exemple), en utilisant et mettant en œuvre des moyens de production flexibles, de stockage, de pilotage de la demande ou toute autre capacité de réserve.
  • En outre, autoriser les gestionnaires de réseaux à posséder et à mettre en œuvre des unités de stockage pour des usages réseaux spécifiques permettrait de limiter les pertes et d’améliorer la qualité, la continuité et la fiabilité des services système.
  • Enfin, il convient que les prix de vente, au moment des pics de consommation, reflètent les tensions du système électrique et les prix de marché, afin de soutenir la viabilité des centrales de pointe existantes, du stockage, ou des actions de pilotage de la demande, autant d’éléments dont un système intégrant de plus en plus d’énergie intermittente a cruellement besoin. Pour répondre à l’objectif de sécurisation d’approvisionnement en électricité, la loi portant sur la nouvelle organisation du marché de l'électricité, dite Loi NOME, promulguée le 7 décembre 2010, prévoit la mise en place d’un mécanisme d’obligation de capacité.

Autant de chantiers réglementaires, pour certains largement lancés d’ailleurs sous l’ombrelle de la loi Nome, dont l’aboutissement nécessite à la fois des fondations solides (un mix énergétique cible, une transition claire, de nouveaux tarifs) et un dialogue, notamment au niveau international, entre toutes les parties prenantes, sans oublier les nouveaux acteurs qui participent à la création et au développement de ces nouveaux marchés.


Cet article a été rédigé par Paul Faraggi, Marie Molinier et Philippe Vié, de Capgemini Consulting.

«Page 3 de 3

Rechercher

Se tenir informé

Abonnez-vous à notre liste de diffusion pour être informé régulièrement des mises à jour du site.

S'abonner

Participer au site

Vous souhaitez participer à notre site ou réagir à un dossier, contactez-nous dès aujourd'hui.

Nous contacter

Les forums de la CRE

La CRE organise des forums, associés à chaque nouveau dossier, pour donner la parole aux experts des Smart grids.
Se tenir informé des prochains forums

Nos contributeurs

Notre site se nourrit aussi de vos contributions. Nous tenons donc à remercier "SEDIF" qui fait partie de nos 168 contributeurs.
Découvrir nos contributeurs