Pointe mobile, valorisation des hausses de consommation ou du stockage par batterie, raccordement des énergies renouvelables… La Commission de régulation de l'énergie (CRE) dresse le bilan (1) des premiers projets expérimentaux lancés dans le cadre du bac à sable réglementaire. Ce dispositif a été instauré par la loi Énergie climat de 2019, afin de créer, pour les expérimentations et démonstrateurs, un cadre réglementaire dérogatoire sur l'accès et l'utilisation des réseaux énergétiques. Plusieurs types de flexibilités sont ainsi expérimentés. À terme, si les retours d'expérience sont concluants, ces expérimentations pourront conduire à une évolution du cadre juridique.
Depuis le lancement du bac à sable en 2020, 93 demandes de dérogation ont été reçues, dont 54 jugées éligibles et 29 accordées. Les premiers projets (2) lancés, ou prêts à l'être, livrent de premiers enseignements sur les gains que ces technologies ou services peuvent apporter en matière de transition énergétique. L'une des expérimentations, Reflex, menée par Enedis sur les flexibilités de raccordement, va être généralisée à partir de 2025.
Pointe mobile : une idée à perfectionner
« L'expérimentation Netflex n'a pas permis de démontrer l'intérêt d'un recours à une pointe mobile dans les tarifs d'acheminement en basse tension, mais a néanmoins apporté des enseignements sur le calibrage de l'attractivité relative d'une option à pointe mobile vis-à-vis d'une option classique », analyse la CRE. Lancé en 2022 par Engie dans le Var avec 14 clients, et poursuivi en 2023 avec 198 clients, ce projet visait à expérimenter un tarif « pointe mobile » auprès de particuliers chauffés à l'électricité, pendant les périodes de tension sur le réseau. Cette option tarifaire, liée au tarif d'acheminement de l'électricité (Turpe), pouvait être activée à J-1, sur signal du gestionnaire de réseau de distribution, pour lisser les pointes locales. « Les coefficients ont été calculés de telle sorte que cent heures de pointe mobile soient activées par année en lieu et place d'heures pleines hiver (de novembre à mars) », explique la CRE. Le tarif était incitatif lors des heures pleines classiques et dissuasif lors de la pointe mobile, avec un prix du kilowattheure multiplié par cinq.
Résultat : les clients ont réduit en moyenne de 11 % leur consommation lors des pointes mobiles, ce qui représentait une puissance de 200 watts. « Une réduction de la pointe de consommation de 11 % aux heures de pointe est précieuse pour le dimensionnement du réseau électrique, analyse la CRE. Toutefois, les heures de pointe mobile correspondant aux heures de plus forte consommation sur les journées les plus froides, la consommation des clients sur ces plages reste supérieure de 24 % à leur consommation moyenne lors des heures pleines hiver ». Il aurait donc fallu que les clients réduisent leur consommation de 24 % pour faire des économies, souligne la CRE. Cette dernière constate plusieurs limites à cette expérimentation : pertinence de la cible résidentielle, signal prix insuffisant puisque les tarifs d'approvisionnement restaient inchangés, complexité de définition d'une pointe mobile… Elle estime néanmoins que, sur le principe, refléter dans les coûts d'approvisionnement les enjeux de réseaux et de flexibilité « serait nécessaire ». Par ailleurs, « des outils de pilotage automatisé recevant des signaux dynamiques pourraient être utiles », pour pallier l'effet de lassitude constaté au fil de l'expérimentation.
Valoriser les hausses ou reports de consommation
Plusieurs expérimentations visent, quant à elles, à valoriser les hausses ou les reports de consommations. Aujourd'hui, seul l'effacement peut être valorisé sur le marché des réserves (règles Nebef), mais des réflexions sont actuellement menées par RTE pour élargir ce dispositif aux hausses ou reports de demande. « Les premiers retours sur l'expérimentation d'Eqinov sont positifs, et ces résultats devront être confirmés, et complétés par ceux d'Elax Energie, l'année prochaine », indique la CRE.
Les expérimentations sur le gaz renouvelable
Le bac à sable concerne également des expérimentations liées à l'injection de méthane de synthèse obtenu par pyrogazéification ou par méthanation. « Le cadre réglementaire a récemment évolué, permettant d'ores et déjà à ces projets, initiés dans le cadre du bac à sable réglementaire, d'être généralisés », indique la CRE, précisant néanmoins que la publication de l'arrêté définissant le seuil de qualification d'un gaz bas carbone et la publication d'un tarif d'achat spécial pour ces nouvelles filières étaient encore attendus.
Une dérogation a été accordée à la SEM Énergie Mayenne pour expérimenter la flexibilité sur les réseaux de gaz. Comme pour les réseaux électriques, cette flexibilité doit permettre d'éviter des coûts de renforcement (maillage ou rebours) coûteux.
La société Elax Energie va, elle aussi, expérimenter la valorisation des hausses de consommation, ou plutôt des reports de consommation, puisqu'il s'agira de valoriser les hausses qui pourraient intervenir avant ou après l'effacement de ballons d'eau chaude que la société pilote. Le projet devrait démarrer en 2024.
Stockage par batterie : trouver un modèle économique pertinent
Autre solution de flexibilité : le stockage par batterie. Mais aujourd'hui, le modèle économique est difficile à trouver en France. EDF a donc souhaité expérimenter l'optimisation d'une batterie de 15 mégawatts (MW) et de 20 MWh de capacité, sur différents services systèmes, ce qui n'est pas possible aujourd'hui. L'objectif est de fournir « un premier service de réglage de la fréquence au sein d'un premier périmètre de réserve (périmètre de réserve d'EDF) et d'agréger cette même batterie avec d'autres actifs (injection et/ou soutirage) pour fournir un autre service de réglage de la fréquence au sein d'un second périmètre de réserve (périmètre de réserve d'Agregio) », détaille la CRE. La bascule de l'un à l'autre sera dynamique, en fonction des besoins. L'expérimentation débutera fin 2024 et livrera ses premiers résultats en 2025.
Raccordements des ENR : limiter les coûts et les délais
Enfin, plusieurs projets visent à expérimenter des offres de raccordement alternatives. Ces offres ont été conçues par Enedis pour éviter des coûts et/ou des délais de création ou de renforcement de réseau, en misant sur des écrêtements de production par exemple, lorsque la capacité d'injection sur le réseau est inférieure à la capacité de production.
Boralex va expérimenter la modulation de puissance lors du renouvellement (avec augmentation de puissance) de deux parcs éoliens grâce à un bridage dynamique. Bay-ware va tester la limitation de puissance lors du raccordement de trois parcs éoliens et photovoltaïques. WPD va, quant à lui, tester un raccordement longue distance, en prenant à sa charge les coûts des pertes d'énergie, lors du raccordement d'un parc éolien. TotalEnergies va tester une offre de raccordement intelligente pour deux installations photovoltaïques à la Réunion, en dépassant le seuil de 30 % d'écrêtements ponctuels par rapport à la puissance raccordée. De son côté, Amarenco, va expérimenter une offre de raccordement alternative basée sur un dimensionnement optimisé pour un projet de stockage par batterie d'une puissance de 4 MW et d'une capacité de 8 MWh.
Enfin, à l'occasion de l'ajout d'une nouvelle unité de production d'énergie, le producteur de pâte à papier Fibre Excellence Provence SAS a demandé un maintien du raccordement au réseau de distribution bien que la puissance installée dépasse largement les seuils (52 MW). « Les périodes et grandeurs de production et de consommation seront harmonisées afin que la puissance susceptible d'être injectée sur le réseau public ne dépasse jamais 17 MW », indique la CRE.
