Comment Lille veut donner une valeur économique au smart grid

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(Source: Gridbee)

Combien coûtent les services offerts par le smart grid électrique, comment créer de la valeur et la partager ? Et surtout, pour cela, que faut-il changer dans la réglementation ? En ce qui concerne les réseaux intelligents, l’heure n’est plus aux expérimentations technologiques. « L’enjeu pour nous, ce sont les modèles économiques », insistait Erwan Lemarchand, directeur énergie à la métropole européenne de Lille (MEL), le 16 janvier. Il s’exprimait à l’occasion des vœux 2019 de l’association Think Smartgrids à propos du projet So MEL So Connected, porté par la métropole du Nord. Un projet qui commence à livrer des enseignements.

Deux motifs de confiance

Lancé en 2017, So Mel So Connected doit ...

se terminer en 2020 voire 2021 (les prochaines élections municipales pourraient avoir un impact sur le calendrier, au moins sur la présentation des conclusions). Doté d’un budget d’investissement de 20 M€*, le projet réunit autour de la métropole de Lille un consortium composé d’Enedis, EDF, Intent Technologies (bâtiment intelligent), Dalkia, Yncréa (réseau d’écoles d’ingénieurs) et l’université de Lille. Il porte sur 4 sujets : production d’énergie locale (en particulier photovoltaïque avec stockage), flexibilité diffuse, recharge de voitures électriques et accompagnement des particuliers pour réduire leurs consommations (en priorité des personnes en situation de précarité énergétique).

En termes de modèle économique, la métropole se montre confiante sur deux sujets. D’abord sur les voitures électriques. Elle veut tester – en fonction des signaux envoyés par le gestionnaire du réseau – la modulation de la puissance appelée par la recharge sur l’espace public. Typiquement, en modulant le prix de la recharge facturé à l’usager en fonction des contraintes du réseau. Deuxième motif de confiance, la flexibilité des stations d’épuration. L’idée est de les utiliser comme un moyen de stockage d’électricité, en jouant sur le moment où leurs pompes sont utilisées (une solution déjà testée sur Smart Grid Vendée).

Les contraintes de l’autoconsommation collective

Sur les autres sujets, par contre, l’équilibre économique semble à ce stade plus difficile à appréhender. Par exemple, pour la conversion d’électricité en une autre forme d’énergie ou la récupération d’hydrogène fatal dans des procédés industriels.

Concernant le photovoltaïque, la métropole parle plus volontiers en mètres carrés qu’en capacité installée. Quelque 20 000 m² de panneaux sont ainsi prévus, essentiellement sur de grands bâtiments. Le projet doit coupler énergie solaire et stockage. L’option batteries est envisagée, mais a priori jugée trop chère. La métropole cherche donc à associer le stockage à d’autres sujets. Une solution serait de s’appuyer sur les stations de ravitaillement des bus, qui seraient alors elles-mêmes considérées comme des moyens de stockage. Non pas que les bus fonctionnent à l’électricité – ils roulent au gaz – mais l’idée est de piloter la compression du gaz en tenant compte des contraintes du réseau électrique.

Le projet compte mettre l’accent sur l’autoconsommation et, sans surprise, c’est déjà l’un des obstacles identifiés sur le plan réglementaire. A commencer par la définition juridique du périmètre d’autoconsommation collective et la création d’une personne morale organisatrice pour regrouper les parties prenantes. « Si ces deux verrous étaient levés, nous irions beaucoup plus vite », formule Erwan Lemarchand.

Le prix (trop faible) de l’électricité

Lille compte multiplier les sources de flexibilité dans l’industrie, le tertiaire et les équipements publics (le défi est souvent plus humain que technique, comme l’a montré la Vendée). Pour les valoriser, une plateforme d’agrégation des flexibilités va être mise en place. Une réunion entre EDF et Intent Technologies est d’ailleurs prévue à ce sujet ce vendredi 18 janvier. « Mais pour financer les futures plateformes, il va falloir travailler sur le tarif d’utilisation des réseaux, le Turpe », observe le directeur énergie de la métropole. En clair, utiliser le Turpe pour financer une partie d’une plateforme qui elle-même permettrait à Enedis de réduire ses investissements.

Cela dit, selon Erwan Lemarchand, l’obstacle majeur reste le prix de l’électricité en France. « Tant que nous serons sur un marché où ce prix est faible, ce sera compliqué. » La métropole cherche donc, à travers So Mel So Connected, à définir la valeur ajoutée du smart grid autrement que sur le plan financier. C’est-à-dire à étudier ses externalités positives pour lui donner une valeur sociale, environnementale, éducative… Une piste qui reste largement à explorer.

*Le budget de 20 M€ est réparti entre les partenaires : 11,5 M€ pour Enedis, 5,5 M€ pour la métropole de Lille, 0,9 M€ pour EDF, 0,8 M€ pour Yncréa, 0,6 M€ pour Dalkia et 0,6 M€ pour Intent.