Ce colloque était organisé en partenariat avec :

Claire Aïcardi, animatrice du débat, rédactrice en chef Europ'Energies

Les smart grids sont à la mode. Il est tout simplement question de l’avenir de nos réseaux énergétiques, compte tenu entre autres de l’introduction des compteurs intelligents. Les gestionnaires de réseau, les équipementiers et, naturellement, les clients industriels sont à la croisée des chemins. Ajoutons que la thématique qui nous intéresse a une dimension résolument européenne. Les smart grids sont capables d’intégrer intelligemment les comportements et actions des utilisateurs (à la fois producteurs et consommateurs) qui y sont connectés pour fournir efficacement une énergie électrique durable, économique et sûre.

RTE lance aujourd’hui une nouvelle rubrique internet dédiée aux smart grids. Ajoutons que la CRE a elle aussi lancé un site dédié pour nourrir le débat.

1. Introduction : les smart grids, une gestion toujours plus stratégique de l’énergie.

Dominique Maillard, Président du directoire de RTE :

L’enjeu de la coordination

Pourquoi un colloque de plus sur les smart grids ? A lire les revues spécialisées, un événement a déjà lieu tous les quinze jours, ou même toutes les semaines si l’on raisonne à l’échelle européenne. Pourquoi mettre l’accent sur le réseau de transport ? Nous avons avant tout voulu appréhender la dimension industrielle des problèmes soulevés, non pas qu’elle soit absente des autres manifestations, mais parce que nous sommes désireux de raisonner d’après une perspective large. Restreindre l’approche à la problématique des compteurs intelligents est trop réducteur. Certes, le consommateur final a vocation à être impliqué de façon toujours plus active. Les smart grids vont au-delà de cette implication croissante. Il est question d’utilisation toujours plus judicieuse de l’information à la disposition d’un système. L’optimisation de celui-ci implique d’autres outils que le compteur intelligent. L’ensemble des systèmes électriques européens ont vocation à évoluer. En effet, nous assistons à un développement à grande échelle des énergies renouvelables. Naturellement, il s’agit de les insérer dans le réseau. Par ailleurs, les interconnections vont se renforcer en Europe. La facture est établie sur des bases nationales, mais il va bien falloir opérer le réseau d’après la maille pertinente, qui est internationale. L’incident de novembre 2006 a apporté la preuve qu’un système peut prendre des décisions optimisées à son échelle, alors qu’elles ne le sont nullement à l’échelle européenne.

Marier la technique et l’intelligence

Les consommateurs, de toutes tailles, sont désireux d’accroître la maîtrise de leur comportement énergétique, pour peu qu’ils y trouvent leur intérêt. Ce n’est pas là une aspiration nouvelle. Elle ne cesse, néanmoins, de se renforcer. L’interaction entre les acteurs va se transformer, puisque toutes les technologies d’avenir que nous considérons ont pour point commun de générer toujours davantage d’information. Des progrès majeurs ont été accomplis dans la captation et le traitement de l’information, de même que dans la prise de décision technique. D’ailleurs sur le plan technique, on a volontiers recours à une image juste quoique réductrice : il faut marier le courant faible et les courants forts. Les deux catégories ne sont en fait pas vraiment dissociables.

Être intelligent, c’est savoir capter l’information, l’exploiter et l’utiliser à bon escient. Investir dans un système d’information n’est pas tout. Songeons ici à l’importance des outils de marché et d’aspects purement comportementaux. Un exemple illustrera ces considérations théoriques : l’opération Ecowatt conduite par la région PACA et des partenaires. Elle a pour finalité de produire une information au jour le jour lorsque l’on soupçonne le système de ne plus fonctionner de façon optimale, au risque d’occasionner un délestage. Il n’est pas abusif de rattacher cette initiative à la thématique des smart grids. En effet, l’information ne sert jamais qu’à mieux anticiper, à mieux décider. En d’autres termes, on dira que les smart grids incluent une dimension comportementale.

Insertion des sources d’énergies renouvelables et amélioration de la coordination

Nécessairement, nous sommes aussi à la croisée des chemins dans nos modèles économiques. Il est question de nouveaux dispositifs de traitement de l’information, de nouvelles infrastructures. Très directement, ce sont là de nouveaux investissements à réaliser. Le changement n’est pas opérant à infrastructure et technologie constants. Tous les coûts ne pourront être masqués. Examinons par exemple les implications du raccordement au réseau des sources d’énergie éolienne offshore situées en mer du Nord. A l’horizon 2020-2030, il est tout de même question d’une génération comprise entre 50 000 et 80 000 MW. Les réseaux de courant continu devront être « intelligents » pour être gérables.

Ajoutons que l’intensification des interconnections est lourde d’implications. D’ailleurs, les technologies de stockage de l’électricité font partie intégrante de la problématique des smart grids. Si nous voulons maîtriser l’intermittence des sources renouvelables, nous n’aurons pas d’autre choix que de progresser dans notre capacité à stocker l’électricité. Si au contraire nous en restons là où nous sommes, alors le seul instrument de flexibilité pour conjuguer intermittence de la production d’énergie renouvelable et la variabilité de la demande serait le réseau.

En novembre 2006, nous avons subitement perçu le caractère fondamental de la coordination des réseaux européens. Un centre de coordination commun avec nos voisins a vu le jour avec Coreso. Il n’est pas l’équivalent du centre national de dispatching de Saint Denis dans la mesure où il n’a pas de fonction opérationnelle. Il recueille en revanche des paramètres très significatifs de fonctionnement du réseau. Disons qu’il représente un gain significatif en termes d’observabilité. Grâce aux données apportées par des logiciels communs, une vigie peut alerter à bon escient les différents gestionnaires de réseau. Il importe en effet que les opérateurs puissent dialoguer sur la base d’éléments partagés. Si nul n’a entendu parler de Coreso, c’est que cet organisme travaille bien !

Enfin, le travail de R et D à mener à bien est considérable. C’est par l’expérimentation que l’on peut convaincre le consommateur que l’écart entre la théorie et l’application n’est pas trop grand. Nous ne ferons pas l’économie d’une réflexion exigeante sur la performance économique. Plus nous aurons de démonstrateurs, plus la notion de smart grid, de « réseau intelligent », de « réseau futé » fera sens dans les esprits.

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Quelles opportunités pour les deux extrémités du monde industriel ?
Quelles positions de marché faut-il privilégier ? Quels investissements pour quelle rentabilité ?
Quels nouveaux outils pour piloter la consommation et les achats ?
Energéticiens, traders, banquiers, industriels, quelles solutions imaginer ?

• Nadi Assaf, Délégué général adjoint Gimelec
• Olivier Baud, Président Energy Pool
• Marc Boillot, Directeur Stratégie et Grands projets ErDF
• Laurent Chatelin, Directeur d’Investissement Fonds "Marguerite"
• Emmanuel Rodriguez, Head of Energy Arcelormittal

Claire Aïcardi :

Nous retenons donc que les enjeux de la maîtrise de l’information sont intimement liés au problème du choix d’outils de marché appropriés.

J’ai récemment entendu Philippe Commaret, directeur de l'observatoire énergies d'entreprises avancer les chiffres suivants : il y a environ une décennie, nous disposions de 6 GW de capacité d’effacement en France, alors que nous n’avons plus que 2 GW aujourd’hui. De plus, nos pics de consommation sont bien plus élevés qu’ils l’étaient il y a une décennie, rapportés à notre consommation de base. La demande de pointe s’est accrue deux fois plus vite que la hausse de la consommation. Lorsque cette dernière s’est élevée de 8 %, les besoins de pointe ont cru de 15 %.

En 2020-2025, nous aurons une capacité installée de production d’énergies renouvelables de 25 GW, montant comparable à ce que l’Allemagne produit aujourd’hui. Cela dit, dans une journée, ce pays doit gérer un écart de puissance pouvant aller jusqu’à 10 GW !
Le bilan prévisionnel de RTE mentionne des projets de cycles combinés à gaz. Compte tenu de la sortie du nucléaire décidée par certains pays et de la crise, les décisions finales d’investissement seront-elles prises ? On peut se poser la question.
Que représentent les smart grids en fonction de la position des acteurs sur le marché ? Commençons par interroger le client final.

Une opportunité pour l’Europe

Emmanuel Rodriguez :

Nous avons l’opportunité d’intégrer un système européen qui s’est désintégré, en particulier sous l’action du processus de libéralisation. Après une période de séparation commercialisation / trading / client, il est temps de repenser ce système au-delà de l’horizon de 2-3 ans qui est tout au plus celui d’une salle des marchés. Ne manquons pas ce rendez-vous de promouvoir une vision intégrée et intelligente de l’équilibre production/consommation d’énergie. Cette dernière constitue l’élément positif des smart grids. A contrario, on se méfiera du subventionnement à très long terme d’acteurs intermittents « non dispatchables ». On parle d’une capacité supplémentaire de 50 GW, dont on ne sait pas vraiment que faire sur le plan de la gestion du réseau. Avec les smart grids, attachons-nous à repenser les grands équilibres.

Olivier Baud :

Energy Pool est un agrégateur de gros consommateurs (cimentiers, équipementiers, papetiers, etc.). Nous agrégons les besoins de pointe comme les besoins de creux. Notre centre de dispatching peut jouer sur une capacité de régulation de 1 000 MW, à la hausse comme à la baisse. Nos clients sont les gestionnaires de réseau et les consommateurs.

Quelle est notre raison d’exister ? On la trouve dans le coût de la pointe. A quoi sert-il de construire des turbines à gaz fortement émettrices de CO₂ si c’est pour les faire fonctionner 1 000 heures à l’année ? L’intérêt est grand à écrêter la consommation de pointe. Notons que dans le creux également nous suivons les informations produites par RTE toutes les heures. Trop de personnes ignorent que nous n’avons pas besoin de la production éolienne 30 % du temps. Si nous pouvions lisser la consommation, nous n’aurions pas besoin de développer ce type de production d’énergie renouvelable.

Les consommateurs sont invités à savoir saisir la ressource énergétique lorsqu’elle est moins chère. En ce sens, nous sommes entrés dans un monde plus subtil qu’auparavant. Ainsi, un site industriel pourra couper ses machines minutes par minutes afin d’optimiser ses coûts énergétiques. L’usage de la ressource quand elle n’est pas chère participe de la création de valeur industrielle.

Nadi Assaf :

Précisons que GIMELEC est le  groupement des industries de l’équipement électrique, du contrôle commande et des services associés et observons qu’en France, le réseau électrique intègre déjà de l’intelligence. Le transport d’électricité est déjà une fonction « intelligente », ce grâce à d’importants développements en R&D consentis par les équipementiers. En France, le Gimélec représente une filière de 230 entreprises (de la multinationale à la PME), dont le chiffre d’affaires consolidé s’élève à 40 milliards d’euros. Nous sommes présents sur l’ensemble des segments d’activités afférents aux smart grids : transport, production, distribution, bâtiment intelligent, demand response, optimisation des processus industriels.

La smart generation doit pouvoir introduire de nouvelles capacités sur le réseau, de façon rapide et flexible, qu’il s’agisse d’énergies renouvelables ou d’autres types d’énergie.

On sait l’importance de l’efficacité énergétique dans le transport et la distribution. On sait également où se situent les grands gisements d’économies d’énergies : dans le bâtiment.. En définitive, les entreprises du Gimélec détiennent une vision globale des problèmes auxquels les acteurs du marché sont confrontés et elles ont développé  des solutions de gestion d’efficacité énergétique très intéressantes.

Laurent Chatelin :

Le fonds d’investissement Marguerite est un fonds de co-investissement européen dans de nouvelles infrastructures. Il peut typiquement investir dans les smart grids, sur la base des mandats produits par nos investisseurs qui sont essentiellement publics. Le fonds Marguerite a vocation à améliorer la capacité de transport du réseau européen, en aidant des projets de dimension communautaire, en particulier ceux qui agencent des parties clé du réseau augmentant la sécurité d’approvisionnement de tous. On songera par exemple à des pipelines de transport de gaz capable d’organiser un reverse flow, ou encore aux dispositifs de connexion aux plateformes de production offshore.

Pour les smart grids comme pour tout type d’infrastructure, l’inévitable question est : qui va payer ? Les systèmes de transport de l’électricité sont des actifs un peu particuliers. On les dit régulés car c’est le régulateur qui détermine le retour sur investissement.

La problématique des interconnexions entre différent pays est très intéressante car elle amène à considérer le type de régulation de l’économie de l’infrastructure partagée. Qui choisit en effet d’importer de l’électricité dans un sens ou dans l’autre ? Dans le cas des fermes éoliennes et de leur raccordement au réseau, on retrouve ce problème de régulation du retour sur investissement, avec notamment l’octroi de prix garantis.

La réflexion sur les modèles économiques est complexe. Dans notre perspective, la maille pertinente n’est pas nationale mais européenne. Immanquablement, les discussions associent plusieurs opérateurs nationaux et comportent une dimension de solidarité entre plusieurs pays de l’Union afin de transporter de l’énergie de façon transfrontalière. En d’autres termes, le choix d’un modèle économique global implique aussi des décisions en matière de solidarité.

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Smart grids et complexité

Marc Boillot :

ErDF est une filiale à 100 % d’EDF qui distribue l’électricité de moyenne et basse tension sur 95 % du territoire français. De notre point de vue, la clé de voûte du changement est à chercher du côté du compteur, nouvelle infrastructure de communication. Le 28 septembre dernier, le Ministre de l’industrie Eric Besson a annoncé la généralisation du nouveau compteur. Il s’agit ni plus ni moins que de la première brique sur laquelle nous allons ériger l’édifice des smart grids. Certes, le compteur n’est pas le seul facteur de changement. Nous aurons dans un avenir proche 200 000 producteurs raccordés au réseau. Alors que ce dernier était agencé de manière descendante, nous aurons à opérer sur une logique horizontale faisant intervenir des flux multidirectionnels. En  conséquence, il nous faudra repenser nos outils pour réaliser des équilibres locaux complexes, compte tenu de la multiplication des petits producteurs. De surcroît, le véhicule électrique rend les besoins en énergie aléatoires. Par définition, les véhicules utilisant l’électricité comme source d’énergie vont se mouvoir et les clients, utilisateurs duréseau, ne seront pas nécessairement localisés de façon fixe. Le défi consistera à ajuster la réponse presque en temps réelle, dans un contexte où le système aura à satisfaire une demande très fluctuante. On peut définir la complexité par le fait que tout bouge continuellement.

Du point de vue d’ErDF, le compteur représente en gros 30 % de la problématique smart grids, le réseau 50 % et l’aval 20 %. Telle est, du moins, notre perception des choses. Rappelons tout de même qu’au niveau européen, pour atteindre l’objectif de la directive de 80 % de compteurs communicants à l’horizon 2020, il faudra dépenser 40 milliards d’euros. Le même montant d’investissement sera nécessaire afin de développer les autres dimensions des smart grids. On voit l’ampleur des enjeux financiers qui se dessinent. Nous ne sommes qu’au début d’un  longchemin. De nombreux démonstrateurs pilotes sont en cours de démarrage. ErDF est heureux des évolutions qui sont en marche car elles remettent les infrastructures au cœur du réseau électrique.

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Résoudre de très difficiles équations de financement

Claire Aïcardi :

Que faut-il construire ? De quels investissements avons-nous besoin ? Nombreux sont les observateurs qui estiment qu’il convient de donner de la valeur à l’effacement. Quelles seraient les conséquences d’une telle valorisation sur l’organisation du réseau ? Globalement, nous sommes face à des changements de très grande ampleur. Récemment, à une conférence de la CRE, on parlait de « mur d’investissement ».

Laurent Chatelin :

On a pu quantifier le besoin d’investissement dans les infrastructures énergétiques à l’horizon 2020 à environ 1000 milliards d’euros, génération, transport et distribution confondus. C’est bien entendu un montant colossal au regard des moyens des Etats, des entreprises du secteur et de quelques fonds d’investissement et de pension. On connaît la situation bilancielle de quelques Etats de l’Union. Certains d’entre eux ont été contraints de replier la voilure dans le financement de grands programmes énergétiques. De même, des grands opérateurs ont atteints leurs limites d’endettement. On les voit mal investir davantage. Dans le contexte financier qui est le nôtre, il est inévitable d’établir des priorités. L’Europe va toutefois mobiliser des fonds supplémentaires, en l’occurrence 50 milliards d’euros, principalement pour le renforcement des infrastructures de transport. Le fonds Marguerite a d’ailleurs compétence pour co-investir avec les opérateurs (à 50/50) en vue de développer de nouvelles infrastructures. Dans des opérations de financement d’une telle ampleur, la dette joue un rôle clé. 

Emmanuel Rodriguez :

Ne nous leurrons pas. Jusqu’en 2020, les politiques européennes de subventionnement des énergies vertes vont couter plusieurs dizaines de milliards d’euro par an. Qui va payer, in fine ? On nous répond : ceux qui vont bénéficier des infrastructures. Le consommateur final ne peut que craindre les implications d’une telle réponse.

Olivier Baud :

Les gros consommateurs sont tout disposés à apporter leur pierre au financement des smart grids, par leur capacité d’effacement. L’intensification de la modulation des comportements ne coûte rien. Piloter économiquement une usine sidérurgique ou une papeterie réclame avant tout beaucoup d’intelligence. Si des mécanismes incitatifs pertinents voient le jour, alors les comportements se modifieront très rapidement. Les gros consommateurs produisent de manière raisonnée, en continu. Ils ne sont pas des consommateurs de pointe. Chacun sait que les pics de pointe s’expliquent par la consommation résidentielle. Par conséquent, il y a lieu d’inciter les utilisateurs intensifs à apporter une solution partielle à la pointe en s’effaçant. Il suffirait de poser un business model dans lequel le consommateur est rémunéré en fonction de l’effort d’effacement qui est le sien. Recourir à des turbines à gaz pour satisfaire la demande de pointe est très onéreux et émet intensément du CO₂. Pourquoi les faire fonctionner outre mesure quand les gros consommateurs sont capables d’apporter une contribution d’effacement cumulée de 7 GW en période de pointe ? Nous savons que la consommation de pointe devrait monter, en 10 ans, à 15 GW. Au moins l’effacement permet-il pratiquement de diviser par deux l’ampleur du phénomène. Un gros consommateur est tout à fait enclin à s’effacer si un dispositif incitatif l’amène à le faire. On doit donc raisonner d’une part en termes de coût complet de production d’électricité supplémentaire à la pointe et à comparer à la rémunération de l’effacement. En France, notre système était plutôt excédentaire jusqu’à aujourd’hui, c’est en train de changer. Il faudra du courage pour aller au-delà du paradigme classique. Insistons sur le fait que l’intensification du recours à l’effacement ne réclame aucun investissement onéreux !

Laurent Chatelin :

Réfléchissons bien avant d’installer de nouvelles capacités. L’horizon des investissements à réaliser est très long. Nous raisonnons à 20 ans, en rapport avec la durée de vie des infrastructures. D’une part il nous faut considérer les équilibres de marché de long terme, d’autre part nous avons à suivre des marchés spot en vue d’éclairer nos décisions d’investissement. Un investisseur s’engageant dans la construction d’infrastructures apprécie hautement de pouvoir bénéficier d’une visibilité à long terme. Il n’est pas évident d’évaluer ex ante quel sera l’impact des comportements d’effacement sur les 20 ans à venir. Gardons à l’esprit que nous superposons une pluralité de vues dans nos calculs, à plus ou moins long terme.

Marc Boillot :

Nous pouvons effectivement innover en matière de comportement. Toujours est-il qu’il n’existe pratiquement pas d’expérience réussie d’organisation de l’effacement résidentiel. L’addition des capacités industrielles d’effacement peut, en revanche, apporter une contribution significative à l’optimisation de notre système électrique. L’accompagnement de l’évolution des comportements de la clientèle comporte une dimension tarifaire. En tout état de cause, ErDF joue déjà un rôle décisif grâce à Linky. En effet, Linky  rend possible la localisation de capacités d’effacement et la certification de leur usage. Rappelons que l’installation de Linky représente un investissement de 4,3 milliards d’euros. Nous estimons que le business plan qui sous-tend un tel effort financier est équilibré, grâce en particulier aux gains de productivité induits par le nouveau dispositif. A cet égard, la généralisation de Linky devrait réduire :

• des deux tiers les pertes techniques et la fraude ;
• d’un tiers les petites interventions sur site.

Nadi Assaf :

Compte tenu du montant annoncé de l’investissement sur le déploiement du compteur communicant et de l’effort à consentir, les spécifications de Linky auraient pu être améliorées en incluant de la MDE. ErDF annonce un investissement de l’ordre 4 milliards pour le compteur communicant.  Par ailleurs RTE investit de l’ordre de 1,5 milliards dans le réseau chaque année. Hors Linky, ErDF investit 2,5 milliards. Ces montants donnent une idée de l’ordre de grandeur des financements à mobiliser annuellement d’autant que les modèles économiques sont complexes. Chaque pays organise son système, sur la base de règles opératoires depuis des décennies, même si le cadre général de régulation a vocation à changer dans les années à venir sois l’impulsion de Bruxelles. Il y a des modèles économiques et des modèles d’affaires que le marché doit trouver. La perspective des démonstrateurs devrait apporter un éclairage quand les résultats en seront connus.

Marc Boillot :

Dans le cadre de l’ouverture des marchés, il fallait un compteur permettant de changer rapidement de fournisseur. Autant dire qu’il fallait un compteur pour télé-relevé. Ensuite, sous la responsabilité du Ministre Borloo, l’opportunité d’intégrer des fonctionnalités de MDE a été étudiée. De très nombreuses réunions ont été conduites sous l’égide de la CRE. Le processus de discussion a débouché sur un compteur évolué comportant un emplacement pour un module de radio-communication avec des équipements domestiques (appareils électroménagers, de chauffage ou autres). Un  comptage plus moderne  peut permettre à un fournisseur de sophistiquer ses grilles tarifaires. Le compteur développé aujourd’hui offre de très nombreuses possibilités : une dizaine de plages horaires sont à disposition, le client pouvant définir les plans de consommation qui lui conviennent le mieux. Ce qui relève de l’aval concerne  toutefois le  domaine dérégulé.

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Capacités : l’Europe à la croisée des chemins

Claire Aïcardi :

A propos du marché de capacités, le Ministre Besson a rendu public le modèle promu par RTE, après concertation des acteurs. Peut-il fonctionner tel quel ou faudra-t-il revoir les tarifs réglementé à la hausse ?

Emmanuel Rodriguez :

Concevons les smart grids comme une voie à emprunter pour tendre vers un système authentiquement intégré, c'est-à-dire où le bénéfice économique est mesuré à l’échelle du système et non en faisant la somme des gains des différentes parties. Nul ne contestera que les enjeux financiers de la discussion investissement versus effacement sont énormes. L’absence « d’euro-saisonnalité » du tarif ne reflète pas la réalité du problème de gestion de la demande. Malgré des initiatives de rapprochement des opérateurs européens, force est de constater que tous n’opèrent pas de la même manière. Certains systèmes sont pilotés à 15 minutes, d’autres à 30 minutes. Il ne servirait à rien d’affirmer péremptoirement que la bonne unité de mesure est de 15 minutes, de 30 minutes ou d’une heure. C’est tout le système européen d’interconnexion et de régulation des congestions qui est à penser. Pourtant, les décisions de mix énergétique demeurent nationales ! Quelques pays ne se sont pas privés de choisir de manière radicale. L’Allemagne importera-t-elle de l’électricité d’origine nucléaire pour les 50 prochaines années ? La question mérite, pour le moins, d’être formulée. Des multinationales industrielles arbitrent constamment d’un pays à l’autre. Les commandes à réaliser dans un pays sont susceptibles d’être basculées promptement vers un site d’un autre pays. Or, sur le plan énergétique, on trouve des réseaux qui ne sont même pas intégrés au plan national. L’inefficience est flagrante puisque des frontières étatiques abritent une dualité de systèmes d’approvisionnement énergétique. Lorsque l’on évoque les smart grids, il est question de fluidifier les décisions. Bon nombre de pays s’interrogent sur leurs capacités. Pourtant, il n’est pas certain qu’ils le fassent de manière coordonnée. Les régulateurs veulent-ils d’une approche coordonnée ? Il est pour le moment bien difficile de répondre à cette question.

S’agissant de l’effacement, un danger nous guette : celui d’amener les acteurs à décider en fonction d’effets d’aubaine. Ne risquons pas le fait que la production de base bénéficie d’une rente indue répondant mal au problème de la gestion de la pointe.

En France, nous débattons beaucoup sur le choix d’un modèle centralisé ou décentralisé. Il est tout de même surprenant de voir les tenants d’une libéralisation accrue du marché refuser la perspective de la solution décentralisée. Il y a là quelque incohérence.

Olivier Baud :

La maîtrise de la modulation de la capacité est fondamentale. Le développement de l’effacement ne coûte pas grand chose. Certes, on n’investit pas dans une infrastructure mais dans des modes de fonctionnement, dans des programmes qui vont quelque peu à l’encontre du lean management où il s’agit de maximiser l’usage des équipements d’un site industriel. On peut toutefois changer la culture et améliorer la rentabilité et la compétitivité industrielle. Il convient simplement de mettre un authentique marché à la disposition de ceux qui ont à arbitrer entre des prix, des volumes et ce à un horizon temporel bien déterminé. Combien vaut la capacité de pointe et, partant, l’effacement à la pointe ? Payons-les à leur vrai prix. Ceux qui ont à piloter des outils de production importants et complexes ont besoin d’un véritable indicateur prix. Certes, dans une vision de marché centralisée, on ne rémunère pas de la même manière un besoin à 30 minutes et un besoin à 4 semaines. Toujours est-il que les plus volontaires et actifs dans la gestion énergétique doivent être gagnants. Dans les pays où il n’existe pas de gestionnaire fort (comme RTE en France), le contrôle n’est pas efficient. Le système centralisé a fait ses preuves. On ne peut décemment pas en dire autant du système décentralisé.

Claire Aïcardi :

Il n’est donc pas exagéré de dire que nous sommes à un tournant, dans l’adoption d’une logique énergétique commune qui serait à harmoniser.

3. Quels modèles de marché européen ? Quel impact sur les business modèles des acteurs et clients industriels ? 

Comment aller plus loin dans l’intégration de la maille européenne ? Au niveau technologique ? Entre les industries ?
Quelles connexions pour rendre les smart grids efficients ?
Quelle interactivité des réseaux ? Pour quelles applications? Quel accueil pour les énergies renouvelables ?

• Hubert Lemmens : Chief Innovation Officer, Elia Group
• Clotilde Levillain : Directrice du dispatching national, RTE 
• Laurent Schmitt : Vice-président Smart Grids solution, Alstom

Le défi de la cohérence

Claire Aïcardi :

Comment les gestionnaires de réseaux européens appréhendent-ils les smart grids ?

Hubert Lemmens :  

Cette manière d’opérer le réseau va bien au-delà du problème de la distribution. Du point de vue d’Elia, les smart grids constituent un moyen d’atteinte des objectifs de la politique énergétique européenne (fiabilité de l’alimentation, sécurité, développement du marché européen, sauvegarde climatique). L’effacement, dont il a été question, n’est qu’un premier pas à l’introduction de la flexibilité dans la consommation. Il n’est pas toujours évident de mesurer ce que l’on efface. A terme, on envisage un marché à très court terme de balancing, à 5 minutes, où les usagers du réseau pourraient décider de consommer ou non presque dans l’instant

Actuellement, bon nombre d’entreprises perçoivent des opportunités dans le changement. Par exemple, des sociétés développent des solutions informatiques adaptées à de nouveaux fonctionnements de marché. Le défi du gestionnaire de réseau consiste à intégrer une série de composantes dans un dispositif fonctionnant de manière fiable et lisible pour les acteurs. Nous avons effectivement la possibilité de bâtir un système économique renouvelé dans le futur. C’est là une tâche de longue haleine, qui aboutira d’ici 10, 15 ou peut-être 20 ans. Avançons pas à pas, mais ne nous interdisons pas de concevoir des solutions de très long terme. .,. Il nous appartient de mesurer la route qui nous reste à parcourir en termes de R&D.

Pourquoi raisonner à l’échelle de la maille européenne ? Il n’existe pas de solution énergétique spécifiquement belge ou spécifiquement allemande. A n’en pas douter, nous avons besoin de solutions transfrontalières. Elles passent par l’engagement commun de plusieurs gestionnaires de réseau des Etats membres de l’Union, notamment si nous voulons atteindre les objectifs « trois fois vingt ».

Le chemin qui nous reste à parcourir est désormais publié sous la forme d’un programme : European Electricity Grids Initiative ce qui est d’ailleurs positif sur le plan du respect de la transparence. Tout n’est pas réglé. Il manque un milliard d’euros sur 10 ans. Ce n’est pas là un obstacle financier insurmontable. Les dotations ne sont pas faciles à obtenir, que ce soit du côté européen ou de la part des tarifs pour utilisation du réseau. Nous avons toutefois confiance dans la capacité des Etats membres à travailler ensemble. 

Clotilde Levillain :

Un réseau de transport et de distribution relie des centres de consommation à des centres de production. Il est conçu pour être un vecteur de sécurité d’approvisionnement et d’optimisation d’une série d’objectifs économiques. Les smart grids constituent des leviers formidables de transformation positive du réseau. On l’a dit, la perspective est communautaire, dans le contexte de la politique dite des « trois fois vingt ». Actuellement, des expérimentations sont en cours, afin de parvenir au meilleur équilibre adaptatif possible offre/demande.

L’intégration des énergies renouvelables n’est nullement négligeable dans la mesure où plus de 50 GW de capacités de production d’origine éolienne sont installés en Europe. Il convient d’y ajouter la production d’origine photovoltaïque.

De plus, nous disposerons de leviers de modulation de la consommation et de modulation de la production en vue d’optimiser le système. Le travail classique des gestionnaires de réseau à l’échelle d’une ville, d’une agglomération ou d’un pays devra désormais être opéré à l’échelle communautaire. L’illustration de cette logique d’action est actuellement offerte par Coreso. Si les échelles qui viennent d’être évoquées sont complémentaires, il apparaît évident que nous devrons progresser sur le plan de la coordination afin de produire la meilleure décision non plus sur la base de paramètres locaux, mais de paramètres globaux. Les smart grids appellent nécessairement une collecte ainsi qu’un traitement d’informations particulièrement subtils, tant sur le plan strictement technique que sur le plan économique. D’importants défis technologiques sont devant nous. La R&D a encore bien des projets à mener à bien. Sur le plan économique, nous avons à répondre à des questions essentielles. Quel est l’intérêt d’un service « intelligent » pour celui qui le propose et pour celui qui en bénéficie ? Là encore, nous aurons à élargir l’échelle d’analyse pour produire des réponses pertinentes à cette question.

Laurent Schmitt :

Du point de vue d’Alstom, les smart grids impliquent la conception d’architectures bidirectionnelles. L’intelligence des dispositifs dépend à vrai dire des business cases qui sous-tendent chaque infrastructure. La flexibilité industrielle est de nature à contribuer à la flexibilité d’un réseau. L’organiser dans la durée n’est toutefois pas un mince défi. Alstom travaille à la flexibilité de ses cycles combinés, au design de ses turbines offshore non pas seulement en fonction de la capacité produite, mais également de la possibilité d’augmenter l’inertie en cas de problème en aval, au niveau du réseau de distribution.

Pour un opérateur de transport d’électricité, les contraintes de l’intermittence sont fortes. Il y a lieu de réfléchir au pilotage de nos réseaux. La production d’électricité en mer du Nord est, à ce titre, particulièrement intéressante puisqu’elle renvoie au mixage du courant alternatif et du courant continu. Sans nul doute, le concept de smart grid a ici toute sa place.

Insistons sur le fait que les synergies dégagées par les smart grids et leurs automatismes ne sont nullement un mirage. Nous les avons chiffrées entre 600 millions d’euros et 1 milliard par année. Nous percevons que nos clients opérateurs sont prêts à aller de l’avant et à faire évoluer leurs infrastructures d’une manière planifiée (un peu comme sur un road map). Cependant, il n’est pas simple de mettre en place une stratégie d’évolution sur un marché d’équilibre sans perturber le système de fond en comble. Nous retrouvons là la thématique de la complexité.

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Et l’avenir ?

Claire Aïcardi :

A quoi pourrait ressembler le réseau vers 2030-2050 ? En quoi le métier de gestionnaire de réseau sera-t-il transformé ?

Hubert Lemmens :

Il n’est pas simple d’imaginer ce que sera le paysage en 2030. Cependant, plusieurs éléments déterminants sont à analyser.

Le développement des interconnexions en Europe sera, sans doute, une des éléments déterminants. Pourtant, la gouvernance des réseaux à haute capacité et à grande distance doit changer au sens où le bénéfice ne sera plus attribuable à un client particulier mais au client européen. Il s’agira de déterminer les coûts imputables au client faisant usage d’une telle infrastructure, sachant qu’actuellement il n’existe pas de législation qui tranche ce problème naissant d’un élargissement de la perspective.

Autre point à aborder : Pouvons-nous faire mieux avec les infrastructures actuelles ? Considérons les projets européens expérimentant une gestion flexible des réseaux (Twenties). En 2007-2008, des investissements ont été réalisés dans les appareils de gestion des flux dans les lignes à haute tension. Ces appareils ont été combinés à d’autres parties du système afin d’augmenter les capacités distribuées tout en renforçant la sécurité.

D’ici 2020/2030, des changements majeurs seront induits par des nouvelles technologies d’allocation des coûts et de gestion des grands équilibres des réseaux de transport. Prenons l’exemple du Danemark, très avancé sur le plan de la gestion de la demande avec le projet Ecogrid. Ce dernier permet l’animation de marchés à très court terme sur lesquels des aggrégateurs peuvent offrir leur flexibilité, acheter de l’énergie à un prix attractif pour leurs clients. De telles expérimentations sont très concrètes et annoncent certainement ce qu’il sera possible de faire – techniquement et économiquement – à l’avenir.

Clotilde Levillain :

On peut citer d’autres expérimentations. L’ADEME a sollicité des dépôts de dossiers en vue de soutenir des initiatives dans le champ des smart grids. Un test de réseau intelligent est en cours dans l’est de la région PACA – NiceGrid – basé sur l’énergie photovoltaïque d’une part et l’adaptation de la consommation des particuliers d’autre part. Nous avons déjà évoqué Coreso, qui a pour finalité d’accroître la fluidifié mais encore de mieux connaître ce qui se passe dans une zone transfrontalière. Il importe au plus haut point d’apprendre à travailler à partir de la maille européenne.

Ajoutons que l’IPES a développé un outil dans le but de prévoir et de mesurer l’injection d’énergie renouvelable dans le réseau français en temps réel. Rappelons qu’il existe 6 GW de capacité éolienne installé en France et un peu plus de 1 000 MW de capacité photovoltaïque. En période de pointe, il s’agira de mesurer très finement la fluctuation de l’apport d’énergies renouvelables au réseau.

L’ADEME a également lancé un appel à projets dans le domaine de l’accroissement de l’intelligence du réseau européen, via le couplage de marchés. La maille pertinente est désormais européenne. La gestion communautaire de l’information et l’intelligence partagée amènent des résultats tangibles.

Dans cette logique, RTE a initié le projet de R&D Optimate consistant à intégrer des volumes massifs d’énergies renouvelables en France, afin d’anticiper l’évolution des marchés.

Comment anticiper sur 2030 ou même 2050 ? Tout d’abord, il est évident que la collectivité n’est pas prête à prendre des risques sur sa sécurité d’approvisionnement. Au niveau des grandes interconnexions entre les pays, nous aurons besoin de beaucoup de coordination et d’intelligence pour opérer efficacement. Quant aux gestionnaires de réseaux, ils auront à intégrer toujours plus de données (nationales et extranationales) dans le pilotage de la sécurité de l’alimentation et dans l’exercice de leur rôle économique. Disons qu’ils auront à envoyer les bons signaux aux fournisseurs, aux industriels et aux consommateurs afin que ces derniers prennent la bonne décision, non seulement pour eux-mêmes mais encore dans la perspective élargie de la communauté. Il faudra faire émerger les bons mécanismes adaptatifs de marché.

Laurent Schmitt :

Notre R&D est partagée entre l’Europe et les Etats-Unis. Il a déjà été souligné que dans un pays d’Europe, les énergies renouvelables se conjuguent déjà au présent : le Danemark. En France, le groupe Alstom est très sollicité en vue de prendre part à des démonstrateurs. L’un d’entre eux est particulièrement important : le projet NiceGrid, conduit avec ErDF, consiste à optimiser une boucle locale. Ce sujet de l’urbanisation optimisée est de la plus grande importance, en lien avec l’émergence des énergies renouvelables. On mentionnera encore le projet Réflexe (aggrégateur de smart grids), conduit dans la région niçoise, afin d’optimiser le pilotage de l’efficacité énergétique.

Globalement, nous avons contribué au démarrage d’une quinzaine de démonstrateurs. Une vingtaine d’autres pourraient se matérialiser dans les deux ans qui viennent. Alstom est très engagé dans les smart grids, tant en Europe qu’aux Etats-Unis. La Chine s’y met également, mais elle ne veut pas de technologie étrangère ! Ce pays désire absolument développer ses propres standards, avec pour objectif affiché de les proposer hors de ses frontières. On peut donc parler d’une course entre l’Europe et les Etats-Unis d’une part et la Chine d’autre part. Les acteurs européens de l’efficience énergétique doivent s’efforcer de conserver l’avantage avec lequel ils partent, en particulier sur le plan de la propriété intellectuelle.

De notre point de vue, à l’horizon 2020-2050 les défis essentiels découleront en premier lieu de l’adaptation de l’approvisionnement urbain aux véhicules électriques. Nous allons voir apparaître des concentrations de véhicules électriques en ville, ce qui ne sera pas sans poser un problème d’alimentation. Nous le percevons par exemple dans les discussions que nous avons avec Bouygues. En outre, l’émergence des productions d’énergie renouvelables va modifier notre paysage. Les smart grids pourraient se muer en constellations de microgrids. Il s’agira de gérer l’optimum d’optima locaux de façon synchrone, pas sur un mode de gestion de la pointe mais sur un mode de gestion de la pointe mobile en fonction de l’intégration du système. Par conséquent, nous n’aurons pas à réagir dans l’heure mais bien plutôt dans la minute.

Jacques Masurel :

L’optimisation des prix signifie-t-elle pour les Français une hausse massive ? Est-elle acceptable ? On nous dit : nous avons signé des accords avec l’Union Européenne et nous devons nous exécuter. C’est peut être un raisonnement à courte vue. Comment parler de smart grids européennes alors que les modes de production ne sont pas harmonisés, comme l’a rappelé avec éclat la décision allemande de sortie du nucléaire ?

Hubert Lemmens :

L’optimisation européenne de l’approvisionnement d’électricité peut avoir des effets sur les prix français. Nous ne ferons pas l’économie d’un débat de société. Il n’est pas anormal qu’une valeur ajoutée soit partagée entre plusieurs pays. Attention à ne pas trop morceler les avantages et les inconvénients d’un système. Le marché interne Européen ne peut avoir que des avantages, elle a aussi des contraintes. Toutefois, l’Europe peut progresser sur le plan de l’harmonisation des programmes de support aux énergies renouvelables. Considérons un exemple hypothétique d’une zone de production d’énergie d’origine éolienne située entre le Danemark et l’Allemagne, afin d’illustrer besoin en harmonisation. La connexion vers les consommateurs, soit danois, soit allemands ne dépend pas d’un optimum techno-économique, mais uniquement de la hauteur des programmes de support aux éoliennes dans les deux pays concernés. Sur un tel terrain où celui qui paie le plus bénéficie du flux, on voit que davantage d’intégration serait bénéfique. Le progrès de la conscience européenne est un parcours de longue haleine.  

Clotilde Levillain :

Considérons tout de même l’apport positif des interconnexions, quand la pointe de consommation française est proche de son pic en période de grands froids. L’Allemagne n’a pas le même phénomène que nous qualifierons « d’extrême pointe ». La pointe de la consommation anglaise l’hiver est décalée une heure avant la nôtre, celle d’Espagne une heure après la nôtre. Nous bénéficions sensiblement des interconnections lorsque le pic de consommation français commande d’importer massivement. Au-delà de l’effet prix, il existe un véritable intérêt à être bien interconnecté à ses voisins sur le plan de la sécurité d’approvisionnement. Lorsque la tempête Klaus a balayé le sud-ouest du pays avec des vents de 200 km/h, la ville de Perpignan a pu être alimentée pendant 5 jours depuis l’Espagne. Le marché européen de l’électricité est une chose, la sécurité d’approvisionnement que son réseau assure en est une autre.

Philippe Gay :

Pour le consommateur, la part « génération » de la facture tend à diminuer, à l’inverse de la part « transport et distribution » et des taxes. Le financement des énergies renouvelables renvoie à un choix politique. Leur subventionnement ne peut qu’accroître la variabilité du coût de l’électricité.

Christian Copin :

Dans le secteur gazier, on évoque de plus en plus la problématique semblable à celle des smart grids, dont nous débattons. Ne devrait-on pas parler plutôt d’energy grids ?

Clotilde Levillain :

L’usage optimal des cycles combinés à gaz implique un partage de l’information et une bonne coordination entre RTE et GRTGaz.

Emmanuel Rodriguez :

Il existe une énorme opportunité à opérer ces cycles combinés dans un marché efficient où des signaux de prix clairs amènent les acteurs à se comporter de façon flexible.

Dans le bâtiment, des smart energy systems vont permettre de nouveaux arbitrages chaleur/consommation de gaz/consommation d’électricité, compte tenu des difficultés de stockage de cette énergie.

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Conclusion : smart grids, un défi à la portée de notre industrie.

Bernard Bigot, Aministrateur Général  Commisariat à l'Energie atomique et aux Energies alternatives  :

Mettons toujours davantage d’intelligence dans le système électrique

Les réseaux intelligents constituent un domaine d’applications particulièrement dynamique. Le CEA est un grand opérateur de R&D en France et, de ce fait, a la responsabilité d’apporter sa pierre à l’édifice du développement des réseaux intelligents.

A l’échelle locale, l’incitation à produire localement pour consommer localement est évidente. Au niveau communautaire, nous avons déjà longuement débattu d’une nouvelle donne à venir. Historiquement, le développement de l’Europe au 19^ème siècle s’est appuyé sur une énergie abondante d’origine fossile sur notre sol. Nous savons aujourd’hui que les énergies fossiles vont se raréfier. De plus, nous avons à prendre en compte le changement climatique et son impact environnemental et sanitaire, lorsque nous brûlons les stocks d’une forme d’énergie qui s’est accumulée durant des centaines de millions d’années. La France a des atouts exceptionnels à faire valoir si elle sait préserver sa compétence dans le domaine nucléaire. Sa production de base est réalisée à un coût maîtrisé, conformément aux exigences de sécurité les plus élevées. Aujourd’hui, la France s’est engagée dans le développement des sources d’énergie renouvelables, qui conduit nécessairement à la multiplication des producteurs. On en dénombre aujourd’hui 200 000, d’importance évidemment très inégale.

Avec l’émergence du véhicule électrique, nous allons devoir composer avec des modes de consommation de l’électricité qui ne sont plus statiques. De plus, une voiture reste immobile 20 à 22 heures par jour. De ce fait, il s’agira d’utiliser au mieux les plages d’optimisation de la fourniture qu’offre cette caractéristique.

Nous sommes dans un monde où l’exigence électrique est de plus en plus totale. Nos systèmes numériques, nos systèmes d’information ne tolèrent pas la plus petite coupure car ils fonctionnent en temps réel.

De très gros investissement sont devant nous, si nous voulons tirer le meilleur parti possible de notre appareil de production. Via son compteur, le consommateur se veut plus intelligent. Il souhaite avoir sa consommation à sa main. L’effacement ne saurait être conçu comme imposé. Le consommateur industriel pourra toujours arbitrer, le réseau ayant à intégrer son choix dans un horizon temporel très court.

Lorsqu’il est question de temps réel pratiquement de bout en bout de la chaîne, on ne peut que reconnaître que l’opération du système sera plus coûteuse. Qui va payer ? Quels défis organisationnels et comportementaux devrons-nous relever ? L’ensemble des acteurs directement concernés doivent débattre en posant ces questions. Les débats n’ont pas à être circonscrits à des cercles d’experts ou de financiers. Ils ont vocation à être portés sur la place publique. Le citoyen doit être informé de la contribution réelle de chaque type d’énergie à son approvisionnement. Lorsqu’une nouvelle capacité installée est inutile 30 % du temps, on doit le savoir. Des grands pays d’Europe ont récemment pris des décisions d’une importance capitale. Je ne suis pas certain que la profondeur de la réflexion ayant abouti à ces décisions ait été mise au crédit du public qui va en dépendre.

Les réseaux intelligents sont un point de passage obligé vers une énergie durable et décarbonée. L’offre aura à s’adapter en temps réel à des modes de consommation moins linéaires. De nouveaux services vont émerger, s’appuyant sur des modèles économiques auxquels nous ne sommes pas présentement accoutumés. La puissance basse installée en France est de 30-35 GW. La puissance haute est de l’ordre de 95 à 96 GW. Il va de soi que le réseau de distribution doit être dimensionné en conséquence. L’un des enjeux fondamentaux qui se dessine n’est autre que la limitation de la pointe. Nous n’y parviendrons que si nous savons marier la maîtrise de l’équilibre local à celle de l’équilibre global. A l’évidence, le couple stockage/réseau intelligent représente la solution de l’équation à résoudre, d’autant que nous avons également à prendre en compte :

• l’essor du véhicule électrique (36 millions de véhicules électriques induisant un besoin supplémentaire de 9 GW de capacités de production) ;
• l’insertion massive des productions d’énergies renouvelables dans le réseau.

Les verrous technologiques à faire sauter sont nombreux, en termes de gestion sécurisée des données. Idéalement, une architecture de réseau renouvelée saura coupler production, stockage et utilisations locales. La régulation sera nécessairement amenée à prendre en compte de nouveaux modèles d’affaires, au sujet desquels on ne peut que souhaiter une implication du consommateur.

Le CEA est impliqué à tous les niveaux de la chaîne de l’énergie :

• la production (y compris d’énergies renouvelables) ;
• le stockage (par exemple le stockage chimique se basant sur l’électrolyse de l’eau libérant de l’hydrogène) ;
• la gestion intelligente de l’habitat, des transports, celle des châteaux d’eau, des convertisseurs ;
• l’optimisation du pilotage logiciel de l’équilibrage offre/demande et de la sécurité ;
• compteurs intelligents ;
• protocoles de communication et interfaçage homme/machine.

Notre expertise dans le nucléaire ne saurait occulter le fait que nous sommes engagés dans le secteur de l’énergie au sens le plus large. Deux plateformes illustrent cette réalité. La première est la plateforme Prismes de gestion locale de la production photovoltaïque de 5 000 mètres carrés installée à l’Institut National de l’Energie Solaire à Chambéry. Nous sommes en présence d’une application grandeur nature d’un mode de gestion local et intelligent de la performance énergétique (habitat, véhicules…). La deuxième plateforme optimise les opérations d’une centrale à concentration solaire à Cadarache dans le sud de la France. 

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