Charles Cuvelliez et Patrick Claessens (*)
Plus il y a de renouvelable, plus le concept d'heure creuse/heure pleine est à revoir. Pour le consommateur, une heure creuse, c'est forcément pendant la nuit. Mais rien qu'en mars cette année-ci, l'heure la plus creuse c'est-à-dire où l'énergie...
Reuters
Les réseaux de distribution d'électricité (GRD) ont un rôle crucial dans la transition énergétique : ils distribuent l'énergie générée au niveau du réseau de transport et sont au plus près du consommateur. La transition énergétique, ce sont trois objectifs simultanés, les 3D ou les 3 dimensions pour la réaliser : décarbonation, décentralisation et digitalisation.
La décarbonation requiert l'intégration massive de sources d'énergie renouvelable, qui modifient fondamentalement l'exploitation des réseaux de distribution : les flux d'énergie y deviennent bidirectionnels. Ils nécessitent plus de contrôle et plus de flexibilité dans la conduite du réseau.
La décentralisation est aussi à charge des gestionnaires de réseau de distribution d'électricité (ou GRD) : ils doivent, en son nom, accueillir sur leurs réseaux toutes ces énergies renouvelables réparties : panneaux photovoltaïques, voitures électriques, systèmes de batteries à domicile, pompes à chaleur intelligentes.
La digitalisation est là pour orchestrer le tout et amener ainsi le consommateur à devenir un acteur du marché de l'énergie en s'équipant.
C'est la raison pour laquelle les GRD sont au centre du dernier paquet législatif relatif au marché unique de l'électricité de 2019. Car on leur demande tout ça, sans oublier la mise au point de tarifs incitants.
Les GRD doivent aussi rester neutres et ne peuvent être producteurs : il leur est même interdit d'avoir des capacités de stockage ou de gérer eux-mêmes les recharges de véhicules électriques (sauf par forfait quand aucun candidat ne veut le faire ou pour assurer la stabilité du réseau). Les données qu'ils collectent des réseaux de transport mais aussi des consommateurs les mettent, c'est vrai, dans une position dont ils pourraient tirer profit.
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Dans les faits, y arrivent-ils ? Le centre commun de recherche de la Commission Européenne ou JRC (Joint Research Center) vient de sortir son troisième observatoire des réseaux de distribution en Europe. Il se limite aux réseaux de plus de 100.000 clients (c'est-à-dire 44 GRD tout de même). A partir de cette taille, ils doivent rester séparés de la production d'électricité (même si les producteurs peuvent rester actionnaires). En 2016, le premier observatoire montrait un secteur encore très classique où les GRD restaient concentrés sur leurs tâches traditionnelles : faire tourner un réseau, assurer sa stabilité et mettre en contact producteurs et consommateurs. Lors de sa deuxième édition, en 2018, le même observatoire montrait des progrès dans la gestion des données d'utilisation du réseau par les usagers, leur partage avec les réseaux de transport, le déploiement de compteurs intelligents, une utilisation plus grande de sources d'énergie flexibles, l'intégration des points de recharges des véhicules électriques. Cette année, la mue s'est accélérée avec des questions de passage à l'échelle.
Les GRD sont bien placés pour jouer sur la demande, trop statique, le point faible de la transition énergétique : on veut de l'électricité tout de suite, quand on en a besoin puisqu'on paie de toute façon un prix fixe, peu importe les conditions météorologiques (pour produire du renouvelable) ou le prix des énergies fossiles. Il s'agit de rendre plus flexible la demande chez les consommateurs, en partant de l'efficacité énergétique (isolation...) jusqu'à des systèmes énergétiques totalement autonomes qui peuvent décaler la demande d'électricité sur le réseau à un meilleur moment. C'est le demand side management (DSM) dont le JRC semble être un fan. Il l'est tout autant du demand response (DR).
Ce dernier regroupe tout ce qui peut inciter le consommateur à réduire sa consommation quand on le lui demande. Soit on joue sur des prix variables qui l'affectent directement, soit on utilise des agrégateurs qui offrent des ressources ad hoc sur les marchés de gros, avec des réserves et des équilibrages, des capacités de production disponibles de leur part. On apprend ainsi que 38,5 % des GRD ont une certaine forme de DSM ou de DR sur leurs réseaux. Ces GRD voient le DSM et le DR comme des alternatives à la stratégie d'investir plus dans leurs infrastructures pour y accueillir toujours plus d'énergie renouvelable, dans une course en avant sans fin. Ce n'est pas faux : ce n'est pas en gonflant à l'infini les capacités de photovoltaïque qu'on résoudra le problème du manque de soleil en hiver.
L'autre problème du DM et du DSM, c'est qu'il faut donner un signal global à des GRD de nature différente : avertir les usagers qu'il faut consommer maintenant parce qu'il y beaucoup de soleil ou de vent peut être adapté à tel GRD rural qui accueille beaucoup d'éoliennes et de panneaux photovoltaïques mais rarement à un GRD urbain qui n'a pas d'éolien et peu de solaire décentralisé. Il en résultera chez lui une pointe de consommation non justifiée.
Plus il y a de renouvelable, plus le concept d'heure creuse/heure pleine est à revoir. Pour le consommateur, une heure creuse, c'est forcément pendant la nuit. Mais rien qu'en mars cette année-ci, l'heure la plus creuse c'est-à-dire où l'énergie coûtait le moins à produire, la tranche 2h-4h du matin l'emportait à peine sur la tranche 13h-15h, la faute aux énergies renouvelables (et au soleil généreux, ce mois-là). Le DSM et le DR se heurtent aussi aux effets d'aubaine : si la congestion est au niveau d'une rue, les utilisateurs peuvent avoir un certain intérêt à la créer ou du moins à ne pas faire attention sachant qu'ils auront des compensations. Le marché local est illiquide.
Il y a aussi les clients dits actifs, qui sans être des professionnels de l'énergie, ont de quoi stocker ou produire de l'énergie et la revendre sur le réseau. Ils contribuent à la flexibilité du réseau de distribution. Seuls 13 % des GRD gèrent ce type de client. Cette proportion monte à 40 % si on inclut des projets pilotes. La majorité des GRD les gèrent en direct mais 15 % préfèrent les traiter via les agrégateurs et 8 % via les revendeurs ou les producteurs d'énergie. Quand le GRD ne gère pas lui-même les clients actifs, soit c'est parce que la législation ne définit pas qui doit les gérer (dans 25 % des cas), soit parce que la loi définit d'autres acteurs en charge de leur gestion.
La gestion des sources d'énergie renouvelable décentralisées par les GRD n'est pas optimale. Or le coût décroissant du photovoltaïque, celui des batteries qui peuvent stocker l'énergie produite par le photovoltaïque, la croissance attendue des véhicules électriques sont autant de décentralisations qu'il faut gérer. On peut aussi y inclure l'éolien, la biomasse, l'hydraulique à petite échelle. Seuls 25 % des GRD ont pu connecter ces sources sur leur réseau pour l'équivalent de plus de 2.000 heures. Il n'y a aucune corrélation entre la capacité installée et le volume d'heures connectées. Ce n'est pas une question de capacité disponible. Pour le JRC, il faut permettre aux sources distribuées d'énergie renouvelable de produire plus pour injecter plus dans le réseau du GRD. Mais est-ce bien là le problème ?
L'Europe est à des latitudes élevées. A part les pays méditerranéens, le photovoltaïque ne produit vraiment de quoi faire la différence que durant la belle saison : il y a un rapport de production de 1 à 50 entre une journée maussade de décembre et une journée ensoleillée de juin. Accroître encore la capacité photovoltaïque sous nos latitudes ne peut être soutenable qu'en développant massivement les capacités de stockage, au minimum journalières, mais idéalement saisonnières... Or le GRD n'est pas habilité à exploiter du stockage, pour ne pas fausser le marché. Ceci dit, il pourrait au moins planifier et indiquer où les installer ! La bonne proportion entre solaire et éolien dépendra de la situation locale du GRD. Et la question est même non relevante pour un GRD urbain.
Vient ensuite, dans l'enquête, la question de l'électromobilité : les GRD ont rarement de la visibilité sur les points de recharge des véhicules électriques car ils se situent après les compteurs. Les points de recharge sont directement gérés par le consommateur final et c'est dommage. La moitié des GRD ont expliqué qu'il n'était pas obligatoire, dans leur pays, de les déclarer. Cela empêche les GRD de les gérer et d'optimiser leur réseau en fonction d'eux.
Pour l'instant, le nombre de points de connexion « officiels » est faible : les trois quarts des GRD comptent moins de 176 points connectés à leur réseau mais, trop souvent, ces points de connexion sont donc invisibles, dans les centres commerciaux, les hôtels, les districts administratifs et autres parkings souterrains. Cette absence de vision globale peut mener à des pics de charge inattendus, si tout le monde recharge sa voiture à la même heure, à l'inverse de ce qu'on voudrait.
C'est l'autre tendance qui se développe fort heureusement bien, constate le JRC : la numérisation des opérations des GRD. C'est que gérer les sources d'énergie renouvelable dans les réseaux, les véhicules électriques et tout ce que le réseau peut contenir de sources d'énergie qui apportent de la flexibilité, cela exige bien plus de pilotage et de contrôle par rapport aux réseaux de distribution traditionnels. Il leur faut atteindre un niveau quasi équivalent aux réseaux de transport.
Problème : pour ce faire, il faut déployer massivement des compteurs intelligents. Or, on est bien loin des 80 % de compteurs intelligents qui auraient dû être installés pour 2020. Sur les 44 GRD interrogés par le JRC, 12 ont atteint le seuil de 80 %, ce qui ne couvre que 63 % des 140 millions de clients couvert par l'étude. Or ce n'est pas une fatalité car il y a de fortes disparités : beaucoup de GRD ont quasi terminé leur déploiement mais d'autres n'ont même pas encore commencé. Il semblerait que c'est la volonté politique d'y aller franchement qui fait la différence. Le top 25 % des GRD a équipé 99 % de ses clients. Les derniers 25 % n'ont encore équipé personne.
La surveillance et le pilotage d'un réseau de distribution peut aussi se contrôler à distance à l'aide de sous-stations contrôlables. Mais, pour le moment, il y a peu de sous-stations à basse tension qui sont gérables à distance. Les trois quarts des GRD ont expliqué que 7,5 % à peine de leurs sous-stations basse-tension pouvaient s'actionner ainsi. Or il s'agit d'un pallier technologique indispensable pour espérer faire cohabiter de plus en plus de productions décentralisées et de plus en plus de charges flexibles.
La situation est plus fragmentée quand il s'agit de l'utilisation de technologies plus avancées : peu de GRD les ont implémentées. Il s'agit d'outils pour gérer les flux de puissance, des outils d'analyse de données pour la planification des infrastructures et les stratégies d'investissement, des capteurs pour la détection des pannes ou de leurs prédictions, des outils de gestion avancée de la charge du réseau et du stockage, la visualisation en temps réel des sources d'énergie renouvelable réparties dans le réseau et même les drones pour inspecter les infrastructures.
La situation est très confuse pour la coordination avec les opérateurs des réseaux de transport ou TSO : il y a bien des échanges de données de part et d'autre. Elles couvrent les prévisions de demande et de production, les données de production planifiées des unités, des mesures en temps réel via les SCADA, les mesures de consommation réelle après coup et les données sur les réseaux. Là où le bât blesse, c'est sur l'échange des conditions en temps réel du réseau de transport. Rien ne filtre vraiment du TSO vers le GRD, constate le JRC, d'après les réponses reçues.
Les GRD vont aussi être au centre de l'innovation réglementaire pour tester des nouveaux modèles. Il y aura les communautés d'énergie ou Citizen Energy Communities (CEC) qui inclut la gestion de mini-réseaux de distribution mais elles ne sont pas encore très répandues. Ces CEC ne sont pas la panacée : sans garde-fou, leur gestion sera reprise en main par les multinationales du secteur, voire les GAFA qui y verraient une opportunité d'expansion ou de diversification à bon compte, via des mécanismes de vendor lock-in dont les citoyens de la communauté seraient les dindons.
A côté des CEC, on voit aussi, dit le JRC, 4 types d'expérimentation régulatoire : des incitants pour que les opérateurs de réseaux innovent, des projets pilotes limités à des portions du réseau, là aussi réservés aux opérateurs de réseaux, des régulations pilotes où les acteurs de marché et les opérateurs de réseau coopèrent ensemble et enfin des expérimentations à large échelle. Ces tests sont indispensables pour dégager la meilleure forme de coopération entre tous les acteurs de la transition énergétique, pour faire coexister ce monde, optimiser la contribution des énergies renouvelables, des voitures électriques, des communautés d'énergie à la transition énergétique. De nombreux régulateurs encadrent aussi le test des technologies innovantes.
On voit enfin apparaitre les bacs à sable régulatoire, dans certaines régions, où coopèrent opérateurs de marché et opérateurs de réseaux sans faire attention aux règles en vigueur.
Avec cet observatoire se dégage l'idée d'un GRD qui se transforme en véritable incubateur de la transition énergétique mais tout semble encore en demi-teinte. Si rien ne perce encore, le défi des GRD est de garantir un level-playing field pour toutes les technologies et manières de faire. Les GRD doivent tout mettre en œuvre pour ne décourager aucune technologie, aucun nouvel acteur, aucun nouveau process parce qu'elle aurait été trop complexe à gérer ou à mettre en place.
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Pour en savoir plus : Distribution System Operator Observatory 2020, An in-depth look on, distribution grids in Europe ; Prettico, G., Marinopoulos, A., Vitiello, S. 2021, JRC
Charles Cuvelliez et Patrick Claessens (*)
