Ces 15 dernières années, les pouvoirs publics ont mis en place différents mécanismes de marché : les mécanismes d’ajustement en 2003, de NEBEF en 2014 et de capacité en avril dernier. Ces mécanismes permettent d’adresser plusieurs enjeux : sécuriser l’approvisionnement en électricité et assurer un équilibre à chaque instant sur le réseau entre l’électricité injectée et soutirée. Christophe Gros, responsable du département Mécanismes de Flexibilité chez ERDF, revient pour nous sur la mise en place de ces mécanismes de marché et leurs impacts sur ERDF, et les autres Gestionnaires de Réseau de Distribution (GRD).
Enegrystream : Comment les Gestionnaires de Réseau de Distribution accompagnent-t-ils la mise en place de mécanismes de marché en France ?
Christophe Gros : Rappelons tout d’abord que la mise en place de mécanismes de marché en France permet de répondre aux besoins de flexibilité du système électrique en matière d’équilibrage et d’approvisionnement en électricité.
En effet, dans le cadre de la transition énergétique, l’intégration massive d’énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque notamment) et le développement de nouveaux usages (véhicules électriques) accroissent la variabilité de la production et de la consommation au niveau national et local. Cela peut, dans certains cas, entraîner un déséquilibre entre les niveaux d’électricité produits et consommés. L’ambition des Pouvoirs Publics, à travers la mise en place de ces mécanismes de marché, est de permettre à des opérateurs de valoriser explicitement sur des mécanismes de marché les flexibilités de production ou de consommation qu’ils ont développées chez des utilisateurs du réseau de transport et de distribution et, grâce à cela, d’inciter à développer de nouvelles flexibilités de la façon la plus efficace possible.
Les GRD, dont ERDF en particulier, accompagnent cette transition dans le cadre des missions qui leur sont confiées dans la réglementation : code de l’énergie, décrets et arrêtés, règles de marché. Pour le mécanisme de capacité par exemple, ERDF est notamment chargée d’accueillir les exploitants de capacité raccordées au réseau ERDF, de gérer les demandes de certification (qui sont in fine du ressort de RTE) et de déterminer la puissance de référence des fournisseurs actifs sur le réseau de distribution, permettant ainsi de calculer le montant de leur obligation de capacité.
Les GRD ont ainsi pour rôle de faciliter le démarrage et le fonctionnement de ces nouveaux mécanismes qui font intervenir de nouveaux acteurs et de nouveaux rôles sur le marché de l’électricité.
La création d’un mécanisme local pourrait-elle venir compléter les mécanismes nationaux ? Dans quelle mesure pourraient-ils coexister ?
Les flexibilités de production et de consommation peuvent avoir une valeur globale pour le maintien de l’équilibre offre/demande assuré par RTE ou une valeur plus locale, pour le traitement des congestions des réseaux de transport et de distribution. ERDF étudie dans le cadre de démonstrateurs smart grids avec des fournisseurs, aggrégateurs et RTE la valeur économique de ces nouveaux leviers ainsi que les mécanismes de marché qui pourraient être mis en œuvre pour maximiser la valeur de ces flexibilités.
Un article du projet de loi sur la transition énergétique prévoit en outre la mise en place d’expérimentations locales de services de flexibilité proposées par les collectivités locales en lien avec les producteurs et les consommateurs.
Ce qui est primordial est que de tels mécanismes, qu’ils soient locaux ou nationaux, permettent d’optimiser la valeur des flexibilités disponibles pour le système électrique. La maximisation de cette valeur ne pourra être garantie que par une bonne coordination entre les gestionnaires de réseaux, qui exploitent les réseaux à différentes mailles.
Par ailleurs, le développement de ces nouveaux leviers ne pourra être efficace qu’avec une bonne coordination entre les acteurs du marché. En effet, les Gestionnaires de Réseau Distribution doivent anticiper l’éventuel impact au niveau local des activations de flexibilités décidées dans le cadre des mécanismes nationaux. Ceci passe par de nouveaux processus entre le GRD, RTE et les acteurs de marché.
Quels sont les risques inhérents à la mise en place du mécanisme de capacité (ex. : capacités « fantômes » détectées aux USA) ?
Le mécanisme de capacité français a été créé pour réduire le risque de défaillance à moyen terme. Il permet de s’assurer que des capacités de production ou d’effacement sont disponibles en quantité suffisante pour faire face aux pointes de consommation. La présence de capacités « fantômes », c’est-à-dire de capacités déclarées et certifiées, mais qui ne sont pas disponibles au moment des périodes de pointe, accroîtrait donc le risque de défaillance que le mécanisme de marché a l’ambition de réduire. Ces capacités « fantôme » sont donc, en effet, un risque à prendre en considération.
La certification des garanties de capacité repose essentiellement sur une approche déclarative. Ainsi, les contrôles administratifs menés par les GRD lors de la phase de certification puis le contrôle du caractère « activable » des capacités au cours de l’hiver sont fondamentaux pour assurer le succès du mécanisme. C’est bien pour cela que sont prévus un contrôle par le réalisé, des audits et des tests d’activation. Chaque capacité devra être activée au moins une fois par année de livraison via les mécanismes de marché existants ou via un dispositif spécifique pour en tester la disponibilité.
La mise en place des mécanismes de marché aura-t-elle des impacts sur l’organisation d’ERDF ?
Le mécanisme de capacité, et les mécanismes de marché en général, doivent être considérés comme une composante à part entière des smart grids.
Aujourd’hui, l’organisation d’ERDF permet bien de faire face à la mise en place des mécanismes de marché. Pour faciliter le travail des opérateurs qui doivent déclarer à ERDF leurs capacités raccordées au RPD, qui sont en général dispersées sur l’ensemble du territoire, il a été mis en place un point d’entrée unique pour ces nouveaux mécanismes. Ce point d’entrée opérationnel unique est géré par la Direction Inter-régionale Ouest d’ERDF. Dans le même esprit, un outil commun d’orientation a également été développé avec les GRD, pour faciliter le travail des opérateurs qui auraient des capacités sur plusieurs GRD différents.
A plus long terme, le développement de ces mécanismes et, par extension, celui des smart grids nécessitera de gérer le réseau de distribution de manière plus dynamique et par conséquent impactera les métiers de la distribution, notamment ceux de la planification et de la conduite des réseaux. Par exemple, le développement des effacements ou d’autres formes de flexibilité nécessitera de disposer d’outils de prévision locaux de la production et de la consommation à moyen terme comme dans les phases plus proches du temps réel.
