Planification du coût du renforcement du réseau de distribution et de la valeur de la flexibilité, pour l'intégration du photovoltaïque, du véhicule électrique et de la pompe à chaleur.
Acronyme : FlexVal
Programme : Appel à projets de recherche - Énergie Durable : production, gestion et utilisation efficaces et à moindre impact
Mots-clés : Energie
Contexte : Enjeu N°1 – Anticipation des travaux, des coûts et de leur répartition . Dans le réseau de distribution d’électricité, le développement à venir du véhicule électrique, de la pompe à chaleur et de la production renouvelable photovoltaïque vont transformer les flux et il faut anticiper d’importants investissements pour le renforcement ou la création de nouvelles lignes et la mise à niveau des postes de transformation. L’évaluation et la maitrise de ces coûts est un vrai enjeu aujourd’hui. Avec la transition énergétique, la situation particulière à laquelle nous devons nous préparer, c’est celle d’une transformation de nos infrastructures sur les 10 à 20 ans à venir. Ce qu’il faut éviter dans ce contexte, c’est de voir arriver les investissements au moment où les contraintes vont apparaitre sur le réseau, de lever les contraintes une par une en renforçant le réseau sans une vision d’ensemble et de ne pas anticiper la manière dont l’on va faire peser ces contraintes sur l’ensemble des acteurs. Enjeu N°2 – Prendre en compte l’ensemble des leviers (incluant notamment la flexibilité, la maitrise de la demande, les changements de vecteurs, …) . Une des solutions pour limiter les investissements dans le réseau de distribution d’électricité est de maîtriser la manière dont l’électrification va transformer les flux. Pour cela on peut réduire la demande énergétique par des actions de sobriété et d’efficacité énergétique, proposer des solutions de flexibilité pour transformer la demande et la production dans les heures et les lieux où elles génèrent des contraintes, ou bien ne pas électrifier et donc utiliser un autre vecteur énergétique : de l’énergie renouvelable solaire thermique pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire, de la biomasse bois pour le chauffage, des bio-carburant ou du biogaz pour le transport et le chauffage. On peut aussi développer localement les réseaux de chaleur ou maintenir en place le réseau de distribution de gaz. Enjeu N°3 – Prendre en compte l’ensemble des acteurs et intégrer la manière de les coordonner. De nombreux acteurs sont impliqués et ont un rôle à jouer dans l’évolution du réseau, le développement des renouvelables, la flexibilité, le maitrise et le pilotage de la demande. Qu’ils soient gestionnaires de réseau, collectivités dont les Autorités Organisatrices de la Distribution (AOD) propriétaires des réseaux, individus, entreprises de développement de production, fournisseur d’énergie, ils sont tous mus par des objectifs différents qu’il s’agit de coordonner au mieux pour ne pas s’éloigner significativement d’une action collective optimale. Aujourd’hui l’autoconsommation collective, ou les raccordements intelligents sont les seuls éléments qui permettent au niveau local d’encourager une forme de flexibilité pour réduire les coûts de fonctionnement ou pour différer voire éviter un investissement. Pourtant, ces mécanismes ne permettent pas toujours d’utiliser tout le potentiel de la flexibilité ou de bien mutualiser les coûts, par exemple entre producteurs renouvelables (comme cela est fait dans le S3REnR). L'article 199 de la Loi TECV introduisait un cadre expérimental d’une flexibilité organisée localement mais peu d’expériences ont été menées (délibération 2018-240) temporaire du dispositif (4 ans) et son modèle économique (ensemble de la valeur du report versé pour financer le service sans aucun intérêt économique pour le GRD) n’ont pas permis d’aller plus en avant. Plus largement, les remises en cause stratégique et organisationnel d’un tel service étaient sans doute trop importantes en l’état pour les GRD et d’autre part, les collectivités AOD étaient peu outillés pour être en mesure de pousser plus en avant. Néanmoins de nombreux projets Smart Grid ont été menés dans d’autres cadres avec les gestionnaires de réseaux pour identifier la valeur des flexibilités. La consultation TURPE 7 menée par la CRE en 2024 en dresse un bilan. Les gestionnaires de réseaux estiment que la flexibilité réseau (pas les services systèmes) n’apportera jamais suffisamment de valeur intrinsèque pour justifier un investissement dans un actif de flexibilité. Pourtant, il a été montré récemment que la valeur de la flexibilité pouvait être très importante dans le cas de l’intégration du photovoltaïque, pour limiter, éviter ou différer des coûts d’investissement. En second lieu, cette consultation indique que par la construction de leur mode de rémunération, les gestionnaires de réseau de distribution, en 1er lieu Enedis, ne sont pas incités aux déploiements de la flexibilité et que le cadre de régulation national présente des limites pour les inciter plus en avant. De ces constats, il parait donc indispensable d’identifier et mobiliser correctement les jeux d'acteurs locaux pour permettre concrètement le déploiement de flexibilité à même de maitriser les investissements réseaux et les couts collectifs.
Description : Dans le contexte de la transition énergétique, le réseau de distribution d’électricité évolue pour accueillir une augmentation de la production photovoltaïque, des véhicules électriques et de l’électrification du chauffage. Des premières évaluations des coûts associés à la maille France existent à des horizons allant jusqu’à 2050, et à la maille locale certains territoires cherchent à se projeter. Pourtant, à l’échelle des territoires, les outils et les études manquent, et beaucoup de territoires sont démunis pour anticiper les évolutions nécessaires de leurs infrastructures. D’autre part, les études à la maille France sous-estiment le potentiel de la flexibilité, c’est en tout cas ce qu'il a été déjà montré, pour l’intégration du photovoltaïque. Le projet FlexVal est un projet de recherche de deux ans qui vise éclairer les évolutions nécessaires du réseau de distribution d’électricité français en tenant compte de la diversité des territoires, du potentiel apporté par différentes sortes de flexibilité, et du jeu d’acteurs dans la gouvernance des réseaux publics d’électricité. Le premier objectif de ce projet est de développer des méthodes et outils open source pour évaluer, dans différents scénarios d’évolution du réseau (en ce qui concerne la transition, les stratégies de renforcement, l’utilisation des leviers de flexibilité, …) les coûts associés aux transformations nécessaires. Le second objectif est d’utiliser ces outils dans deux types de cas d’étude : d’un côté sur un département complet (Ille-et-Vilaine, SDE35 et SIEDS ont signé une lettre d’intention pour suivre le projet et fournir des données), et de l’autre sur la France entière via des réseaux représentatifs (la FNCCR a signé une lettre d’intention pour suivre le projet). Ces cas d’étude doivent permettre d’évaluer le coût de renforcement du réseau de distribution dans différentes configurations et la valeur de différents types de flexibilité. Le troisième objectif du projet est d’analyser le jeu d’acteur et de proposer des mécanismes réglementaires adaptés aux évolutions nécessaires pour que la transition se fasse à moindre coût. Répondre à ces différents enjeux présuppose la levée de verrous importants sur lesquels les membres du consortium ont déjà développé et développent dans d’autres projets une expertise et un ensemble d’outils qu’il s’agira à la fois faire progresser et intégrer dans un ensemble cohérent. Exposons ici, pour plusieurs grands besoins, l’innovation que ce projet va permettre d’apporter. Besoin 1 : génération de scénario de transformation des clients raccordés au réseau de distribution d’électricité . On pense ici en particulier à localisation des bornes de recharges et son évolution dans le temps, aux lieux d’installation des centrales photovoltaïques, aux changements de modes de chauffage, à la rénovation, … Innovation proposée dans ce projet : Automatisation du processus d’établissement du scénario de référence avec calibration sur des informations spécifiques au territoire disponibles au préalable. Validation des scénarios d’évolution avec les données des collectivités partenaires. Besoin 2 : génération multi échelle de la courbe de charge. Innovation proposée dans ce projet : calibration automatique et multi échelle des méthodes existantes sur l’ensemble des observations disponibles à plusieurs échelles spatiales et temporelles (données locales de l’énergie par secteur à la maille IRIS, séries temporelles de consommations régionales, données des collectivités partenaires, d’autres jeux de données qui pourraient émerger pendant le développement du projet). Mise en place d’un modèle assurant la cohérence entre les usages : par exemple entre la charge du véhicule électrique dans le résidentiel et la présence des occupants. Outre la calibration sur les données réelles, le modèle intègrera des informations concernant l’emploi du temps des usagers du bâtiment. On pourra se connecter pour cela au projet ENRICO ou éventuellement, si elle est disponible, utiliser la nouvelle enquête emploi du temps qui devrait être proposée courant 2026. Un travail particulier sera consacré à la modélisation du secteur tertiaire qui visera à raffiner le model produit avec ELMA, en intégrant la thermo sensibilité d’hiver et d’été (relative à la consommation de climatisation et de chauffage) ainsi qu’un modèle de charge des véhicules électriques. Besoin 3 : modélisation stratégies d’investissement pour le renforcement du réseau, tenant compte des leviers de flexibilité Innovation proposée dans ce projet : Ajout de stratégies non prises en compte jusque-là (reconfiguration dynamique du réseau, gestion des transformateurs régleurs en charge, création de nouveaux postes, etc.). Maitrise des temps de calcul : les heuristiques proposées convergent en quelques minutes pour des réseaux de taille opérationnelle, rendant la méthode compatible avec les cycles de planification courts. Transparence et interprétabilité : chaque décision d’ajout, de renforcement ou de reconfiguration est justifiée par une règle simple (p. ex. « renforcer la ligne la plus chargée sous tension critique »), facilitant la compréhension par les opérateurs. Validation rapide : les heuristiques peuvent être testées itérativement sur des jeux de données historiques et scénarios de court terme, permettant d’ajuster la stratégie sans recourir à un recalcul complet du modèle Besoin 4 : Modéliser le jeu d’acteurs Innovation proposée dans ce projet : tout d’abord, l’évaluation technico-économique des bénéfices apportés par différentes formes de flexibilité permettra de mesurer l’enveloppe global d’économie maximale atteignable. Ensuite, plusieurs schémas de répartition des coûts et des bénéfices seront examinés. Deux grands enjeux seront intégrés. Il s’agira d’un côté de trouver un équilibre entre l’incitation que l’on pourrait donner, encourager les raccordements les moins coûteux, et un lissage des coûts entre acteurs, dans le temps et à l’échelle des territoires. De l’autre côté, il faudra proposer un schéma de rémunération des flexibilités. Qui tienne compte des services rendus et qui puisse être suffisamment stable dans le temps pour qu’il ne s’applique pas seulement sur les centrales nouvellement installées à l’apparition des contraintes. Les travaux seront réalisés en concertation avec les partenaires du projet et des acteurs externes (notamment ceux ayant signé les lettres d’engagement : deux autorités organisatrices et la FNCCR) et ce pour s’assurer d’ancrer les résultats et leurs appropriations/diffusions dans les instances territoriales compétentes
Objectifs et résultats attendus : Les trois objectifs principaux de ce projet se déclinent suivant les trois enjeux exposés dans la section « contexte du projet ». Objectif 1 – Méthodes et outils de simulation de l’évolution du réseau de distribution d’électricité Description : Afin de répondre à la problématique exposée précédemment, le projet se donne pour objectif de développer un prototype permettant d’estimer et d’optimiser les coûts relatifs au développement du réseau de distribution d’électricité dans un contexte de décarbonation. En outre, cet outil intégrera la possibilité de scénariser l’évolution de la demande, les stratégies de renforcement du réseau ainsi que la redistribution des coûts et des bénéfices. Il sera donc essentiel pour la réalisation des deux objectifs suivants. Cet outil devra à la fois tirer parti des dernières avancées scientifiques en termes de simulations énergétiques détaillées, et être l’émanation de besoins concrets exprimés par les collectivités. Verrous - levés : les verrous scientifiques à lever sont ceux décrits ci-dessus dans les Besoins 1, 2 et 3. Ils concernent un ensemble d’éléments méthodologiques, l’implémentation de nouvelles fonctionnalités dans des outils existants, l’implémentation de nouveaux outils, ainsi que le couplage d’outils existants. Résultats attendus et produits finaux : les résultats attendus sont un rapport décrivant les modèles développés, des outils de simulation open source, et la documentation associée. Objectif 2 – Évaluation technico-économique de l’évolution du réseau de distribution et de la valeur de la flexibilité. L’outil sera utilisé pour évaluer le coût de renforcement du réseau de distribution et la valeur de la flexibilité sur deux types de cas d’étude. D’un côté de manière localisé sur des territoires associés au projet, SDE35 et SIEDS, et de l’autre sur un ensemble de réseaux français déjà collectés et assurant une certaine représentativité (là le partenariat FNCCR facilitera la diffusion des résultats et des échanges). Le premier cas permettra de démontrer l’intérêt de l’outil auprès des acteurs locaux et de bénéficier de la connaissance qu’ils ont de leur territoire. Le second cas permettra une bonne généralisation des travaux effectués, et pourra donner une portée plus politique aux évaluations économiques, ainsi qu’à la discussion des modèles d’affaires en particulier avec la mission du Financement des Aides aux Collectivités pour l'Electrification rurale (FACE) de la DGEC. Sous-objectif 2.a : Évolution du réseau de distribution d’électricité de SDE35 et SIEDS. Description : Utiliser les outils développés dans le cadre de l’objectif 1 pour proposer une étude de l’évolution du réseau de SDE35 et SIEDS en incluant la valeur de la flexibilité et différents scénarios co-construits avec le territoire. Verrous - levés : Confronter nos modèles et outils développés à partir de données open source à un réseau réel et un acteur qui le connait bien (notamment SIEDS sur les stratégies d’investissement du besoin N°3). Face à la complexité des options possibles (notamment SDE35 sur le besoin N °1), dégager des grandes lignes de développement et proposer un déploiement sur un territoire réel et complet. Résultats attendus et produits finaux : une étude indépendante des GRD, mais aussi une cartographie précise des évaluations à venir. Évaluation techno-économique sur un territoire réel et complet de différentes stratégies en ce qui concerne : (i) les rythmes et les stratégies de déploiement des technologies de décarbonation (ii) le renforcement (iii) le déploiement et de pilotage des flexibilités. Sous-objectif 2.b : Valeur de la flexibilité dans le réseau de distribution d’électricité français Description : Évaluer la valeur de la flexibilité dans le réseau de distribution. Comment discerner, parmi les solutions de flexibilité, celles qui apportent une valeur importante et celles qui n’ont pas un intérêt significatif au regard des investissements nécessaires pour rendre leur activation possible. Verrous - levés : Une évaluation quantitative à l’échelle de la France en ce qui concerne la valeur de la flexibilité. Résultats attendus et produits finaux : Un ensemble d’évaluations techno-économiques et des recommandations sur le développement de différents types de flexibilité, en fonction des typologies de réseaux, des types de flexibilité, des horizons temporels, des niveaux de déploiement envisagés. Objectif 3 – Organisation des acteurs. Description : Quelles organisations pour le déploiement et l’exploitation de flexibilités à même de proposer une solution crédible à des renforcements réseaux ? Comment répercuter sur les différents acteurs les coûts et les bénéfices de ces développements à venir, à la fois vis-à-vis des investissements et vis-à-vis de l’opération de ces systèmes. Comment encourager les acteurs vers des actions qui permettraient de limiter des investissements ? Comment mutualiser les coûts entre les différents acteurs, à la fois en différents points du réseau, et sur différents horizons de temps, tout en instaurant une forme d’incitation pour que les développements de réseau se fassent de manière préférentielle là où la capacité d’accueil est grande. Verrous - levés : Identification de schémas organisationnels permettant le déploiement d’actifs de flexibilité en densité géographique suffisante pour éviter et/ou retarder des investissements. Identification d'organisations qui permettraient une exploitation de ces actifs conciliant intérêts individuels et collectifs. Résultats attendus et produits finaux : Communications et recommandations dans l’écosystème à même d’influencer les GRD, la DGEC et le régulateur, évolution des modalités d’attribution des montants FACE
Bénéficiaire : INSTITUT POLYTECHNIQUE DE GRENOBLE
Localisation : Grenoble, Auvergne-Rhône-Alpes, FRANCE
Début : 01/11/2025 — Durée : 24 mois
Budget total : 357634.54 € — Aide ADEME : 296976.15 €
Statut : Suivi du projet