Dans l'histoire de la fée électricité, un nouveau chapitre s'ouvre et s'annonce à rebondissements. Alors que la nécessité d'économiser l'énergie s'ancre dans les esprits, les sources renouvelables s'installent dans le paysage. Décentralisées et souvent intermittentes, elles côtoient un parc nucléaire se rapprochant de sa fin de vie théorique. Jusqu'à quel âge fonctionneront les réacteurs ? Comment évolueront les prix de l'énergie ? Dans cette transition à l'issue incertaine, un texte aurait pu passer inaperçu. Par décret, le gouvernement a instauré, fin 2012, à l'approche des fêtes de fin d'année, un nouveau mécanisme : le « mécanisme de capacité ». Un an plus tard, un arrêté doit venir définir ses modalités de mise en œuvre. Cette discrète évolution cache une modification structurelle du marché de l'électricité qui pourrait offrir un cadre aux futurs réseaux intelligents, ou « smart grid ». Leur principe est connu : équiper de capteurs les réseaux électriques pour mieux les piloter en temps réel. Les technologies sont peu ou prou identifiées. « Le prochain grand enjeu est d'inventer une régulation pour bâtir des modèles d'affaires adaptés », cadre Laurent Schmitt, vice-président d'Alstom Grid. Le mécanisme en cours d'élaboration va fournir une partie de la solution, mais est-ce un outil pertinent ? L'équation associe plusieurs variables. Entre la production, la consommation, le stockage, les importations et les exportations d'électricité, à tout instant, le réseau doit être équilibré. Jusqu'à présent, l'enjeu se jouait essentiellement au niveau national. Qu'ils soient traders ou producteurs-fournisseurs, chaque acteur intervenant sur le marché est aujourd'hui responsable d'équilibre (ils sont environ 150). Par exemple, pour un trader, l’équilibre entre les kilowattheures qu’il achète et ceux qu’il vend. Face aux aléas de court terme, un mécanisme dit « d’ajustement », opéré par RTE, gère les écarts résiduels. Mais l’évolution actuelle du système électrique change la donne. Si les rai-sons sont variées, les premières mises en cause en France sont les pointes de consommation. « Particulièrement importantes lors des vagues de froid, elles sont sources de risques en termes de sécurité d’alimentation », souligne Gérald Vignal, chef du pôle marchés moyen terme de RTE. Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité publie tous les ans un bilan de l’équilibre en France. Sa dernière version, parue en juillet, le confirme : les pointes de consommation ont grimpé de 28 % depuis 2001. La cause est à chercher dans le taux d’équipement des ménages en chauffage électrique et le développement « des usages de confort et de loisirs », comme les ordinateurs, les tablettes numériques, etc. Sans parler de la recharge des voitures électriques. Dans d’autres pays, avec l’essor des renouvelables, c’est plutôt l’intermittence des sources décentralisées qui pousse à faire évoluer le modèle, « une question qui se posera certainement un jour aussi en France », prévient Gérald Vignal. Il s’agit dans tous les cas de gérer des injections ou des demandes de puissance plus inconstantes et décentralisées. En principe, le mécanisme de capacité va y aider. « À partir de 2015, il permettra de s’assurer qu’en toutes circonstances l’équilibre en France sera garanti pour quelques années », présente Axel Strang, chargé de mission à la direction générale de l’Énergie et du Climat. Ce mécanisme fera porter une nouvelle obligation aux fournisseurs d’électricité. Aujourd’hui, ils assurent l’alimentation de leurs clients en termes d’énergie (c’est-à-dire en kilowattheures). Demain, ils auront aussi à le faire en capacité, c’est-à-dire en puissance (en kilowatts), sachant qu’il s’agit là aussi bien de capacité à produire de l’électricité qu’à réduire la demande. Soit ils disposeront de leurs propres capacités, soit ils achèteront des « certificats » sur le marché. Si ce mécanisme est attendu, c’est en particulier pour inciter au développement d’offres d’effacement, ces engagements à consommer moins au moment où cela facilite l’équilibrage du réseau. Elles existent sur le marché depuis une dizaine d’années, mais avec un seuil minimal de 10 MW correspondant initialement à des contraintes techniques et opérationnelles. L'idée est de généraliser cet outil, comme la loi Brottes adoptée en avril le permet. Pour défricher le terrain du smart grid, la France a déployé des expérimentations en conditions réelles. « Entre 30 et 40 », évalue Laurent Schmitt. L'Ademe en a notamment soutenu 16, pour un total de 83 millions d'euros. « Ces démonstrateurs permettent de confronter les visions, de repérer les contraintes de chacun, de lister et de chiffrer les opportunités », explique David Marchal, adjoint au chef de service réseaux et énergies renouvelables de l'Ademe. Parmi eux, Smart grid Vendée implique un site industriel, 6 parcs éoliens, 36 centrales photovoltaïques, 100 bâtiments publics, 10 000 points d'éclairage… Lancé cette année pour trois ans, ce projet à l'échelle départementale se penche sur l'optimisation locale : « Les règles actuelles de dimensionnement du réseau sont pensées pour faire face aux pics de consommation, mais on n'est pas tout le temps en période de pointe », signale Nicolas Gente, chargé de mission au Syndicat départemental d'énergie et d'équipement de Vendée (Sydev), qui pilote le démonstrateur. De même, le projet Mietec travaille à Montdidier (80) sur l'articulation entre les besoins de RTE et la gestion locale de l'énergie. « Pour équilibrer son réseau, RTE pourrait rémunérer des effacements effectués sur le territoire de la collectivité, illustre Jean-Baptiste Biau, du bureau d'études Énergies de demain, coordonnateur du projet. L'enjeu est de déterminer comment partager cette prime. » Les effacements, et plus généralement le mécanisme de capacité, pourraient donc servir de trait d'union entre l'échelle nationale et la maille territoriale. Séduisante sur le papier, l'idée reste toutefois à apprivoiser. « S'effacer pour répondre au besoin national n'aura pas forcément de sens si, localement, il y a une forte production éolienne au même instant », glisse Nicolas Gente. C'est l'une des questions pratiques que soulève la mise en œuvre du dispositif. Admettons qu'un effacement soit déclaré : comment garantir qu'il a bien eu lieu et calculer ce qui a été effacé ? « Plusieurs méthodologies sont expérimentées », assure Florent Germain, responsable du marché smart grid chez Schneider Electric. L'une consisterait à suivre la consommation de l'usager concerné et observer sa baisse à l'instant correspondant à l'effacement. Une autre, à comparer cette consommation à celle du jour précédent à la même heure. Une autre encore, au même jour mais de la semaine précédente. Autant les effacements sont maîtrisés chez les gros consommateurs industriels, autant tout est à construire dans un public aussi diffus que les particuliers. Le compteur communicant Linky, dont le déploiement dans les foyers français a été annoncé, facilitera-t-il la procédure ? « Grâce à lui, nous allons disposer de données de consommation qu'il faudra pouvoir utiliser », défend Marc Boillot, directeur de la stratégie et des grands projets d'ERDF, qui propose « la méthode des panels ». Elle consiste à comparer des groupes de clients censés s'être effacés à des groupes équivalents qui ne l'ont pas fait. Et si l'effacement a eu lieu, quelle prime verser ? « La difficulté est de définir les avantages pour la collectivité que l'on veut valoriser », juge la Commission de régulation de l'énergie. L'effacement peut modifier la consommation d'un site avant ou après la période concernée, en générant des reports dans le temps ou vers d'autres sources d'énergie. La Commission recommande donc de tenir compte de plusieurs éléments : la contribution à la maîtrise des consommations, la réduction des émissions de gaz à effet de serre et les pertes en ligne sur le réseau. L'objectif de l'administration est de boucler le cadre réglementaire d'ici deux à trois ans. En l'état actuel des prévisions d'investissement, RTE alerte sur la marge déclinante dont il dispose pour assurer l'équilibre et fixe l'année 2016 comme date charnière, appelant à la mise en place rapide de dispositifs lui offrant plus de souplesse. Pour certains, l'ampleur des incertitudes rend le mécanisme intrin sè quement compliqué, à l'image de Franck Rabut, président de Novawatt, qui met plutôt en avant son parc de centrales à cogénération à gaz pour franchir les périodes de pointe. D'autres voix se font entendre pour qu'un tel dispositif soit réfléchi au niveau européen. Un mécanisme de capacité franco-allemand par exemple, en complément d'un renforcement des interconnexions entre les réseaux nationaux. En réalité, ce mécanisme n'est surtout qu'une facette du sujet. Il fixe un cadre aux fournisseurs d'électricité, mais une évolution côté consommateurs s'avère tout aussi nécessaire, sinon plus. « Ce qui la rend complexe, c'est la multitude d'acteurs concernés », diagnostique Yasmine Assef, directrice générale adjointe d'Embix. Cette coentreprise entre Alstom et Bouygues aborde le sujet par la maille locale, qui implique pêle-mêle des opérateurs de bâtiments, de réseaux de chaleur, de service de stockage, de mobilité… « Le rôle des collectivités locales est de servir d'interface et de créer les conditions de l'innovation », complète Karine Dognin-Sauze, vice-présidente du Grand Lyon. Objectif : accroître la flexibilité des consommateurs pour que la demande d'électricité puisse s'adapter aux fluctuations de l'offre. De nombreuses entreprises affûtent déjà leurs solutions et, sur le terrain, le sur-mesure se développe. « Les réseaux de chaleur et de froid ont autant d'importance que l'électricité », recadre Yasmine Assef, exemples à l'appui : la récupération de la chaleur des centres de données informatiques, l'inertie thermique des bâtiments (qui permet d'avancer ou de retarder leur chauffage)… Dalkia, lui, a lancé cette année ses premiers « Dalkia energy saving centers », des centres de pilotage installés dans les territoires pour optimiser la consommation et/ou la production des bâtiments de ses clients. « Nos techniciens sont sur place et connaissent intimement leurs besoins et leurs potentiels d'effa cement », promeut Jean-Philippe Laurent, directeur marketing de Dalkia. De même, Avob a conçu un logiciel pour optimiser les consommations dans le petit tertiaire, un outil qui intègre une fonction pour évaluer le potentiel d'effacement de chaque site. Des acteurs venus des télécoms sont aussi en embuscade. « Pour les énergéticiens, la gestion de réseaux de millions d'objets connectés, c'est nouveau. Nous, c'est notre savoir-faire », note Nathalie Leboucher, directrice du programme smart cities d'Orange. Ses concurrents ne sont pas en reste. « Nous pouvons fournir des solutions de connectivité et des recommandations sur l'architecture des systèmes d'information », propose Frédérique Liaigre, directrice machine-to-machine de SFR Business team. Dans son catalogue, le groupe propose déjà « Home by SFR » pour la gestion des alarmes dans le résidentiel, qui pourrait s'étendre aux chauffages électriques. Et Bouygues Telecom a présenté en juin un service développé avec la PME Ijenko et l'éditeur de logiciel IS2T. Il s'agit d'intégrer à son boîtier internet des offres de protection du domicile et de gestion énergétique pour les particuliers. Ce n'est pas un hasard si tant d'acteurs se préparent. « Avec le smart grid, une connaissance plus fine des réseaux de basse et moyenne tension crée de nouveaux modèles d'affaires », décrypte Jérôme de Parscau, P-DG d'Atos WorldGrid. Grâce aux données collectées par les capteurs sur le réseau, de nouveaux services se développent. « Pour le résidentiel, des solutions existent déjà, avec des temps de retour sur inves tis sement inférieur à trois ans », confirme Rémy Marot, directeur du développement de Fludia, dont l'activité consiste à développer pour des intégrateurs des offres segmentées par usages. C'est là en effet que le bât blesse : le besoin se fait sentir d'affiner l'intelligence du réseau en tenant compte du consommateur. « L'usager contribuera d'autant plus qu'il en tirera des bénéfices. Il doit pouvoir poser ses conditions et avoir les moyens de déroger aux programmes. L'effacement ne se fera pas sans son accord », résume Rhita Chatila, responsable de produit pour Ijenko. Reste à lui permettre de décrypter ses consommations. « Nous croyons beaucoup à l'affichage et à l'effacement volontaire par l'incitation tarifaire, tout en maintenant le confort de l'usager », témoigne Mathieu Le Cointe, chef de projet smart grid de Delta Dore. En filigrane, apparaît là l'ultime verrou réglementaire : le signal du prix adressé au consommateur. Pour l'instant, le marché français est dominé par le tarif historique régulé, fixé par décret. « Tant que le prix de l'électricité ne reflétera pas le coût en temps réel, il n'y aura pas d'incitation pour investir », analyse Philippe Vié, directeur associé secteur energy utilities de Capgemini Consulting. L'usager peut aisément convertir des kilowattheures économisés en euros, mais il y a un autre aspect : comment l'amener à décaler une consommation pour faciliter l'équilibre global du système ? « Des études américaines montrent qu'il faut un facteur 1 à 4 entre le prix de base et celui de pointe », chiffre Philippe Vié. Doit-on par exemple découper le prix de l'électricité en deux composantes : l'une de base, fixe, et l'autre variable en fonction de l'état du réseau ? Faut-il répercuter cette tarification dynamique jusqu'au consommateur final ? Comment encadrer le développement d'opérateurs qui, en agrégeant les consommations, feraient office d'interface avec le marché ? L'histoire ne fait que débuter. l