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[Décentralisation du système énergétique] Entretien avec Patrick Villalon, Directeur Général du SyDEV

En 2014, Energystream publiait un grand dossier sur les énergies renouvelables motrices d’une décentralisation énergétique. Nous constations alors que la décentralisation des moyens de production était irrévocablement en marche. Nous percevions que les progrès technologiques et l’ouverture des marchés allaient rapprocher les sites de production des consommateurs.Aujourd’hui, non seulement la production se décentralise, mais l’ensemble du système énergétique évolue : nous sommes déjà en transition énergétique. Comment cette décentralisation s’opère-t-elle ? Quels en sont les leviers et les freins ? A quelle maille s’organisent production, distribution, consommation ? Quel avenir pour les acteurs historiques ? les nouveaux entrants ? les collectivités ? Afin de mieux comprendre ce mouvement et de nous représenter le monde de demain, nous sommes allés à la rencontre d’acteurs, privés et publics, historiques et émergents. Nous publions à compter d’aujourd’hui et dans les semaines à venir leurs points de vue personnels (ils parlent librement, en leur nom). Ils sont parfois tranchés et toujours sérieux. Nous tenons à les verser au pot de la réflexion citoyenne.

Cette semaine : Patrick Villalon, Directeur Général du SyDEV

Le SyDEV, Syndicat Départemental d’Energie et d’Equipement de la Vendée1 est un organisme public, auquel les communes vendéennes ont transféré leurs compétences en matière de gestion des réseaux d’électricité, de gaz et d’éclairage public. Le SyDEV est fortement engagé dans la décentralisation énergétique au travers notamment de la SEM Vendée Energie, du démonstrateur Smart Grid Vendée et du label « territoire Hydrogène ».

Patrick VILLALON est directeur général du SyDEV et ancien directeur général du syndicat d’énergie de la Martinique (SMEM).

Quelle définition donnez-vous à la décentralisation énergétique ?

Il s’agit avant tout de la décentralisation du système de production : les moyens centralisés de production que nous connaissons aujourd’hui et qui assurent plus de 80 % des besoins en électricité vont laisser place à un mix énergétique à dominante renouvelable et réparti dans les territoires.

Quelles sont les actions clés du SyDEV dans le mouvement de décentralisation du système énergétique ?

Le SyDEV a débuté très tôt le développement des énergies renouvelables avec la création dans le début des années 2000 d’une régie d’électricité en charge d’acquérir, d’aménager et d’exploiter des installations de production d’électricité d’origine éolienne et solaire. En 2012, la société d’économie mixte Vendée Energie2 a remplacé cette régie. Elle est propriétaire et  gère actuellement 6 parcs éoliens (50 MW) et 44 centrales photovoltaïques sur bâti et 2 centrales au sol, (10 MWc). D’ici la fin 2017, cette capacité de production s’enrichira de 19 MWc avec la mise en service de 4 centrales au sol en cours de construction sur des anciens centres d’enfouissement de déchets.

Le SyDEV s’est lancé également très tôt dans le domaine du réseau électrique intelligent avec le démonstrateur Smart Grid Vendée3 démarré en 2013. Cela nous a permis de commencer à toucher du doigt ce que sera le système énergétique de demain.

Quels sont le périmètre & les objectifs du démonstrateur Smart Grid Vendée ?

L’expérimentation inclus pour la production 4 fermes éoliennes, plusieurs dizaines de centrales solaires et 5 postes sources. En parallèle, l’expérimentation s’intéresse à la consommation d’une centaine de bâtiments communaux, d’un millier de points d’éclairage public et de sept usines d’eau potables dont la particularité est qu’elles fonctionnent selon un asservissement de niveau. Ces dernières fonctionnent 8 h sur 24 H et ont un potentiel intéressant de déphasage de leur consommation qui n’était pas exploité jusqu’à présent. La mobilité électrique fait également partie de l’expérimentation avec quelques bornes de decharge intégrées au bâtiment du SyDEV.

L’objectif de l’expérimentation est de mieux piloter les consommations et productions électriques et d’améliorer la prédiction de production, ainsi que de mettre en place une plateforme de flexibilité permettant d’offrir au gestionnaire de réseau la possibilité de réduire les consommations ou les productions à J+1. Nous expérimentons donc un nouveau rôle d’agrégateur de flexibilité.

Smart Grid Vendée a débuté en avril 2013 pour une durée de 5 ans et rendra ses conclusions au deuxième semestre 2018.

Les principes de ce démonstrateur vont être portés à l’échelle régionale, dans le cadre du projet SMILE des régions Bretagne & Pays de Loire et qui s’inscrit dans le plan Réseaux Electriques Intelligents de la Nouvelle France Industrielle.

Avez-vous des premières conclusions à partager sur ce démonstrateur ?

Nous pourrons tirer les conclusions en 2018. Néanmoins, il est clair que l’équilibre de la production / consommation aujourd’hui géré par RTE dans une organisation de production centralisée n’a plus de sens avec une organisation décentralisée. En effet une manœuvre sur le réseau de transport par RTE dont les répercutions pouvaient être maîtrisées par ENEDIS le sont moins facilement aujourd’hui du fait de ces nouveaux systèmes de production décentralisés. L’enjeu pour ces deux acteurs est de redéfinir leurs modèles économiques et tarifaires dans un contexte où le réseau de distribution peut devenir un réseau assurantiel.

A quelle maille s’effectuera la décentralisation du système énergétique ?

C’est une question ouverte ! Plusieurs mailles sont envisagées : la maille d’un quartier, d’une ville ou d’un département. La bonne maille sera à déterminer en coopération avec les gestionnaires de réseaux.

L’expérimentation de Smart Grid Vendée me laisse penser que la maille départementale est tout à fait pertinente pour l’optimisation de la gestion du réseau.

Vous avez été récemment labélisé territoire Hydrogène, pouvez-vous nous en dire plus sur votre ambition à ce sujet ?

L’origine de cette initiative émane de la fin du tarif d’achat de nos premières éoliennes, qui est prévu en juillet  2018 : que faire de l’électricité produite, faut-il la vendre sur les marchés ? D’un autre côté, notre implication dans les projets de mobilité nous a amené à considérer l’hydrogène comme un vecteur important pour l’avenir de la mobilité durable. Nous avons donc souhaité lier ces deux sujets : nos capacités de production d’électricité renouvelable et nos besoins en mobilité durable.

Notre ambition est de produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau lorsque les tarifs de l’électricité sur le marché ne sont pas suffisants élevés (en-dessous de 30 à 40 €/MWh). Le reste du temps, l’électricité produite par les éoliennes sera revendue sur les marchés.

Le schéma de déploiement prévoit l’installation de 7 stations pour véhicules légers et poids lourds. Nous travaillons sur ce projet en partenariat avec ENEDIS, et nous animons les acteurs de la mobilité pour développer la flotte de véhicules à hydrogène.

Comment percevez-vous les rôles des différents acteurs dans ce mouvement de décentralisation énergétique ?

Les principaux acteurs moteurs doivent être les autorités organisatrices de la distribution, qui ont un rôle à jouer en tant qu’agrégateur.

Grâce au déploiement du compteur Linky et aux politiques d’incitation tarifaire, les consommateurs particuliers et industriels sont amenés à changer progressivement leur comportement de consommation.

Enfin, certains acteurs restent incontournables comme les gestionnaires de réseaux et les acteurs privés qui apportent les solutions technologiques.

Quel est le rôle des citoyens ?

Les projets de production d’énergie renouvelable émergent beaucoup plus rapidement lorsque les citoyens sont impliqués, et ce particulièrement sur les projets éoliens. La participation citoyenne est indubitablement un accélérateur de la décentralisation.

Les bouleversements que le réseau connait aujourd’hui rappellent que lorsque l’électricité s’est démocratisée elle a d’abord été produite localement pour des besoins locaux. La centralisation est arrivée avec les centrales nucléaires et nous revenons aujourd’hui à des gestions énergétiques locales et une réappropriation par les collectivités de la dimension de gouvernance énergétique.

Quels sont les freins de la décentralisation ?

Je vois particulièrement des freins réglementaires à lever avec la CRE4.

Il est important notamment de réduire la rigidité des contraintes de raccordement. Aujourd’hui le raccordement est dimensionné pour la capacité maximum de production d’une centrale, ce qui revient parfois très cher pour absorber des pics de production très courts. Nous souhaitons pouvoir assouplir cette règle et bénéficier de solutions alternatives de raccordement. Je vous prends l’exemple d’une centrale de 15 MW : le coût de raccordement estimé est de 1,3 M€ et pourrait tomber à seulement 0,3 M€ si le raccordement permettait de limiter l’injection de quelques pourcents sur un temps limité. Ce sujet est valable aussi pour les raccordements de consommation.

L’avènement de boucles locales et l’essor de l’auto-consommation vont faire évoluer significativement le système électrique. Le réseau va se tourner vers un modèle assurantiel : le modèle économique et tarifaire reste à définir avec l’autorité régulatrice.

A quelle échéance voyez-vous une bascule vers un système décentralisé ?

Je pense que l’horizon du changement se situe à moyen et long terme, avec plusieurs paliers à franchir : cela prendra entre 10 et 15 ans.

 

 

[1] http://www.sydev-vendee.fr/

[2] http://www.sydev-vendee.fr/pages/vendee-energie.php

[3] http://smartgridvendee.fr/

[4] http://www.cre.fr/

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