Comment gérer les nouveaux équilibres dynamiques entre l'offre et la demande d'énergie ?

Mot de la Présidente de la CRE
Mot des co-présidents
Résumé et recommandations du rapport
Contexte et déroulement de la mission
Introduction

1. Face aux nouveaux équilibres entre l'offre et la demande d'électricité liés à l'essor des énergies renouvelables, des modèles d'affaires ont émergé pour répondre aux besoins de flexibilité

1.1. La variabilité croissante de la production liée au développement des EnR et des modes de consommation modifie la conduite de l'équilibrage du système électrique
1.1.1. L'équilibrage du système électrique organisé de la veille pour le lendemain (day ahead) est remis en cause par la montée en charge des EnR
1.1.1.1. Un marché organisé autour de la demande nette de la production d'EnR
1.1.1.2. La réglementation européenne : plus de temps pour les échanges de blocs d'électricité en amont du temps réel, moins pour l'équilibrage par le gestionnaire du réseau de transport
1.1.1.3. Des besoins accrus de flexibilité surtout en cours de journée ouvrée
1.1.2. Les nouvelles conditions de l’équilibre offre/demande, liées au développement des EnR, peuvent être anticipés plusieurs jours à l'avance
1.1.2.1. Les prévisions de Météo-France et leurs progrès (ensoleillement, nébulosité, vent, etc.)
1.1.2.2. Les sources de flexibilité selon différents horizons de temps

1.2. Des modèles d'affaires émergent pour gérer les nouveaux besoins d'équilibrage de l'offre et de la demande d'électricité liés aux énergies renouvelables
1.2.1. Les modèles d'affaires de la flexibilité de la demande se développent
1.2.1.1. L'effacement diffus dans les bâtiments se déploie
1.2.1.2. Le stockage local "aval compteur" : un espace économique désormais émergent
1.2.1.3. Un marché possible : la flexibilité de la chaleur industrielle
1.2.2. Le modèle d'affaires des systèmes de stockage stationnaire est globalement rentable dans les conditions actuelles de marché
1.2.2.1. Les dynamiques actuelles des systèmes de stockage accélèrent
1.2.2.2. Une évolution des coûts fortement baissière
1.2.2.3. Les perspectives d'avenir dans le secteur des batteries stationnaires
1.2.3. Le modèle d'affaires des batteries des voitures électriques (V2G) reste à consolider
1.2.3.1. Les effets économiques du Smart charging sur le système électrique
1.2.3.2. Un effet économique probablement faible du point de vue du conducteur individuel
1.2.4. Les groupes électrogènes sont utiles en cas de dysfonctionnement important du système électrique
1.2.5. Le modèle d'affaires de l'hydrogène décarboné par électrolyse de l'eau doit encore murir
1.2.6. La France doit être prête à développer de nouvelles technologies de stockage et l'hydrogène naturel

2. Les nouvelles conditions d'équilibrage du système électrique requièrent une coordination renforcée entre les acteurs de l'énergie, de la finance, des équipements électriques, de la cybersécurité et les pouvoirs publics

2.1. Développer les marchés financiers futures de l'électricité pour faciliter les échanges de bloc d'électricité
2.1.1. Des marchés futures de l'électricité relativement peu liquides pour des raisons en partie structurelles
2.1.2. Une définition des produits "pointe (de 8 heures à 20 heures)" sur les marchés à terme qui sera de moins en moins pertinente à l'avenir
2.1.3. Les réflexions en cours sur des produits dérivés futures sur la "cloche solaire"
2.1.4. Favoriser la mise en place par le marché lui-même de nouveaux contrats futures

2.2. Renforcer la capacité à piloter la consommation diffuse grâce à des solutions industrielles standardisées et numérisées
2.2.1. Les limites actuelles pour une gestion dynamique des échanges de données numérique entre équipements électriques et acteurs de l'énergie
2.2.1.1. Un parc d'équipements pilotables encore émergent
2.2.1.2. Un potentiel des compteurs connectés qui reste à actualiser
2.2.1.3. Pour une interopérabilité fluide dans la chaîne de valeur au bénéfice du consommateur
2.2.1.4. Une disponibilité limitée de données clés pour la flexibilité dynamique
2.2.2. Des travaux européens pour la standardisation des échanges de données entre tous les acteurs
2.2.2.1. Le Smart Energy Expert Group (SEEG)
2.2.2.2. Le Règlement Data Act
2.2.2.3. Le Code of Conduct for Energy Smart Appliances (COC / ESA)
2.2.2.4. Vers un cadre d'interopérabilité pour la recharge des véhicules électriques
2.2.3. La nécessité d'aller plus loin en matière de standardisation des échanges de données entre tous les acteurs

2.3. Protéger la cybersécurité et la souveraineté du système électrique dans le contexte d'une multiplication des équipements électriques connectés
2.3.1. Les risques associés à la connectivité
2.3.2. Des points de vulnérabilité du système électrique français

Conclusion

Annexes
Annexe 1 – Cadrage de la mission
Annexe 2 – Liste des travaux Prospectifs de la CRE
Annexe 3 – Liste des participants et intervenants

Glossaire