1. Stockage

Les moyens de stockage, en augmentant le soutirage en période de faible consommation (ou de forte production) pour ensuite réinjecter sur le réseau électrique l’énergie stockée en période de forte consommation (ou de faible production), sont des solutions de flexibilité supplémentaires pour le réseau. Il existe de nombreuses technologies de stockage permettant de stocker de l’énergie sous différentes formes : mécanique, électrochimique, électromagnétique, thermique, etc. Le stockage mécanique est utilisé depuis les années 70 en France au travers des STEP^[1] pouvant injecter jusqu’à 6 GW d’électricité à la demande (soit environ 10% de la consommation moyenne française). Le potentiel de développement de cette filière est toutefois aujourd’hui limité.

Les batteries électrochimiques sont aujourd’hui la solution la plus compétitive pour compléter les STEP, compte tenu notamment de la baisse rapide de leurs coûts.

2. Aval compteur et pilotage de la recharge

Le chauffage électrique et l’eau chaude sanitaire sont les deux principaux postes de consommation d’un logement domestique. Dans notre pays, l’eau chaude sanitaire fait déjà l’objet depuis plusieurs décennies d’un dispositif de pilotage spécifique. Dans plusieurs millions de logements en France, le ballon d’eau chaude est asservi au compteur électrique et se déclenche pendant les périodes les moins chères, par exemple aux heures creuses.

Aujourd’hui, il devient possible de piloter la plupart des équipements, en vue de réduire la consommation d’énergie ou de mieux la gérer. La recharge du véhicule électrique, la climatisation, le chauffage sont ainsi autant d’usages qui peuvent être pilotés en fonction de différents signaux. Le pilotage est une source d’économie pour l’utilisateur, sans perte de confort, et participe à la stabilité du système électrique.

3. Les Offres de Raccordement Intelligentes (ORI)

Les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution peuvent contractualiser des limitations préventives ou curatives de production ou de consommation au moment du raccordement à leur réseau de nouveaux utilisateurs. Ces limitations peuvent être temporaires, en attente de renforcements de réseaux, ou permanentes, en contrepartie d’un raccordement moins coûteux.

Les limitations temporaires ont vocation à être levées après que les renforcements de réseau nécessaires ont été réalisés ; la convention de raccordement précise le délai maximal avant la levée de toutes les limitations. Ces limitations ne sont pas rémunérées explicitement, mais permettent de diminuer les délais de raccordement, dans la mesure où le producteur ou le consommateur peut être raccordé avant la réalisation de la totalité des ouvrages liés à son raccordement. Ce dispositif contractuel est utilisé, majoritairement pour des producteurs, depuis de nombreuses années.

Les limitations permanentes prendront la forme d’« offres de raccordement intelligente » (ORI), permettant de réduire les coûts et les délais de raccordement, en échange de limitations ponctuelles de production ou de consommation, sans limitation dans le temps. Mises en œuvre à titre uniquement expérimental aujourd’hui, ces offres de raccordement nécessiteront un cadre règlementaire spécifique pour être déployées à plus grande échelle. En effet, le cadre règlementaire et contractuel doit définir notamment le périmètre des contraintes pouvant mener le gestionnaire de réseaux à limiter ponctuellement l’injection ou le soutirage du site.

Dans les deux cas, les limitations sont mises en œuvre soit préventivement, soit lorsqu’un incident survient sur le réseau, à l’aide d’un automate. Cette dernière solution est privilégiée lorsqu’elle est possible, dans la mesure où elle permet, en s’approchant des contraintes des réseaux au plus proche du temps réel, de diminuer fortement les volumes d’énergies non injectées ou non soutirées.

4. Le développement de flexibilités locales

Les réseaux de transport et de distribution d’électricité peuvent voir apparaître des contraintes du fait des injections et des soutirages et de leur localisation. Ces contraintes peuvent apparaître lorsque l’intensité qui circule dans des lignes ou des transformateurs est trop importante, ou lorsque la tension sur le réseau sort des limites admissibles, etc. Pour éviter l’apparition de ces contraintes, les gestionnaires de réseaux réalisent en général des investissements permettant de renforcer les réseaux.

Dans certains cas, et notamment lorsque les configurations dans lesquelles pourraient se produire des contraintes sont rares, il peut être plus économique de faire appel à des flexibilités locales, c’est-à-dire de contrôler temporairement l’injection ou le soutirage de certains sites dans la zone concernée, pour repousser dans le temps voire éviter les investissements.

La mise en place d’un cadre pour la mise en œuvre de flexibilités locales représente un potentiel d’économies au bénéfice des consommateurs contributeurs du TURPE. Plusieurs cadres ont été définis ou sont en cours de développement pour la mise en œuvre des flexibilités locales.

4.1. Ajustements automatiques de la production ou de la consommation

En cas de congestions sur le réseau HTB, RTE peut faire appel à des limitations automatiques de production ou de consommation. La CRE a approuvé fin 2017 des règles permettant l’activation automatique de flexibilités sur le mécanisme d’ajustement. Ces dispositions peuvent concerner aussi les producteurs raccordés en HTA sur le réseau de distribution pour des contraintes sur le réseau de transport.

Dans ce cadre, une convention doit être signée entre RTE et l’utilisateur pour définir le prix d’activation, calé en principe sur le niveau du coût d’opportunité de l’acteur (pour un producteur EnR bénéficiant d’un dispositif de soutien, cela correspondrait au niveau du prix de vente perdu).

Tout utilisateur à même de résoudre la contrainte, même déjà raccordé, peut participer au mécanisme. L’activation est déclenchée automatiquement à la suite d’un incident sur le réseau de transport.

4.2. Dimensionnement des S3REnR

Certains schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) – et notamment les prochains schémas, en application de la méthode de dimensionnement optimal validée par la CRE dans le cadre de l’examen du schéma décennal de développement du réseau de RTE – prévoient un dimensionnement des ouvrages de réseau inférieur à la somme des capacités d’accueil de la production EnR. Ce dimensionnement permet d’éviter la création ou le renforcement de certains ouvrages qui ne seraient nécessaires que de façon très occasionnelle, et de réduire les coûts d’investissements. En contrepartie, la mise en œuvre de ce dimensionnement optimal nécessite de réduire les injections de certains producteurs EnR sur le réseau dans ces conditions particulières.

En ce qui concerne les activations permettant de répondre à des contraintes sur le réseau de transport, le cadre des ajustements automatiques décrit précédemment peut d’ores et déjà être employé. Les modalités sont en cours d’élaboration pour les contraintes sur les ouvrages des réseaux de distribution.