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ne sont pas dissociées de la distribution. Elles sont en général assurées par la même organisation. L'État a peu d'ambition en termes de régulation des réseaux chaleur, il intervient néanmoins à trois titres: la sécurité des installations de combustion, l'encadrement des marchés publics des collectivités locales et, plus récemment, le développement de la biomasse *via* le Fonds Chaleur.

Concernant le premier point, l'État définit les règles techniques des appareils de combustion et des locaux qui les accueillent. Cela concerne aussi bien les chaufferies isolées que celles installées à l'intérieur des bâtiments. Ces règles sont bien connues des entreprises spécialisées dans le chauffage mais relativement peu par les autres prestataires de la construction (maîtres d'ouvrage immobiliers, architectes, bureaux d'études, etc.) ou de l'énergie.

L'encadrement par l'État de l'attribution des marchés publics opérés par les collectivités locales nous amène à distinguer deux cas de réseaux de chauffage : le réseau à l'initiative d'une collectivité locale et le réseau d'initiative et de portage privé.

* **Réseaux de chaleur publics:** La collectivité locale (ou un regroupement de collectivités) ou son délégataire (un opérateur privé à qui la collectivité délègue le service public) fournit la chaleur à un abonné par l'intermédiaire d'une sous-station en pied d'immeuble, la distribution vers les logements étant assurée par le gestionnaire du bâtiment (comme dans le cas d'un chauffage collectif au gaz - figure 1). L'abonné paie les coûts d'exploitation proportionnellement à sa consommation et l'amortissement de l'investissement proportionnellement à sa puissance souscrite. Le désistement d'abonnés doit être compensé par une augmentation ultérieure du tarif d'abonnement, et inversement pour la souscription de nouveaux abonnés. Compte tenu de son coût d'investissement élevé (comparativement au gaz et à l'électricité), le réseau de chaleur n'est compétitif que dans les zones les plus denses ou dans le cas de récupération de chaleur fatale (incinération d'ordures ménagères, rebut industriel...).

* **Réseau de chaleur sur un espace privé:** dans le cas le plus général, le maître d'ouvrage d'un bâtiment finance et fait réaliser une installation de production et de distribution de chaleur par une entreprise et livre l'ensemble du bâtiment au(x) propriétaire(s) qui choisit librement un exploitant. Parfois, comme nous l'avons observé sur le quartier De Bonne, un opérateur de chaleur réalise à ses frais l'installation dans le cadre d'un contrat signé par le maître d'ouvrage immobilier engageant, pour une période fixée le (ou les) futur(s) propriétaire(s). Ce contrat spécifie la puissance souscrite, le tarif

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d'approvisionnement énergétique ainsi que la propriété des installations à la fin de la période d'engagement. Il peut arriver aussi que le contrat garantisse un niveau de confort.

Les réseaux d'agglomération ne couvrent que les zones les plus denses de quelques villes françaises; ils s'étendent lentement en fonction d'opportunités, notamment la création d'un grand équipement public ou d'un nouveau quartier porté par la municipalité. En revanche, les réseaux de quartier connaissent un développement rapide avec la vogue des écoquartiers et les incitations de l'État pour les chaufferies bois (Menanteau et Blanchard, 2014).

À l'inverse du réseau électrique, les collectivités locales jouent un rôle prépondérant dans le développement et la programmation des réseaux de chaleur urbains. Non seulement elles supervisent les éventuels réseaux publics, mais elles sont incontournables pour l'extension des réseaux privés dès lors qu'ils traversent le domaine public. Elles jouent aussi un rôle important en matière de localisation des unités de productions de chaleur *via* la réglementation de l'urbanisme. Depuis peu, elles ont la possibilité juridique d'obliger les nouveaux bâtiments à se raccorder au réseau de chaleur utilisant les énergies renouvelables, cette option reste encore peu mise en œuvre.

## Des ressources renouvelables émergentes

L'impératif du changement climatique entraîne progressivement l'essor de ressources localisées directement dans l'espace urbain ou bien connectées aux grands réseaux techniques. Leur déploiement dans les systèmes énergétiques urbains bouscule les pratiques induites par ces trois régimes et les planifications urbaine et énergétique. Cette sous-partie décrit les régulations transitoirement mises en place pour ces nouvelles ressources et leur rencontre avec les régimes sociotechniques installés, à partir des cas du solaire (thermique et électrique) et du bois-énergie.

D'autres ressources auraient toute leur place dans cette section: la géo- et l'aquathermie qui utilisent en général la technologie de la pompe à chaleur pour capter des calories (ou des frigories) dans un milieu tel que le sous-sol, un lac, une rivière ou un réseau d'assainissement et les restituent à une température plus élevée (respectivement plus froide) à un bâtiment ou un réseau de chaleur; les chaleurs fatales issues de process industriel ou de l'incinération des ordures ménagères qui sont injectées dans un réseau de chaleur; la méthanisation des végétaux et déchets organiques. Nous ne mentionnons pas l'éolien qui pour des

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raisons économiques, environnementales et paysagères n'est pas déployé dans les zones urbanisées.

### Solaire électrique et thermique

Par ses équipements et son enveloppe, un bâtiment est en mesure de capter le rayonnement solaire et le transformer en chaleur ou en électricité. Limiter la consommation d'énergie marchande et, par conséquent, la facture énergétique, la combustion d'énergies fossiles ou la production de déchets nucléaires ont longtemps été les motivations de la capture de l'énergie solaire. À plusieurs reprises depuis le premier choc pétrolier de 1973, l'État et des collectivités territoriales ont incité les ménages, les promoteurs et les propriétaires de bâtiments à installer des équipements solaires : les subventions ou déductions fiscales abaissaient le temps de retour de l'investissement, plutôt élevé eu égard aux gains économiques (non-achat d'énergie). Les fluctuations du prix de l'énergie rendaient les gains annuels et la rentabilité de l'investissement incertains.

Plus facile à intégrer et à l'époque moins coûteux en investissement, le solaire thermique s'est développé, essentiellement pour l'eau chaude sanitaire, sur les maisons individuelles et dans l'habitat social (le bailleur tirant un bénéfice de ses propres investissements). Acteur économique par essence, la promotion immobilière ne s'est pas hasardée à surinvestir faute de pouvoir prouver un gain économique fiable à ses clients acquéreurs.

Réticente à la dépense comme à la restriction de leurs recettes fiscales liée au non-achat futur d'énergie marchande, les autorités publiques réduisaient le niveau des incitations lorsque baissait le prix du pétrole. Si la filière solaire thermique a pu quelque peu atténuer les variations d'activités grâce à sa polyvalence (installation de chauffage tous modes de production de chaleur), les à-coups furent fatals à la filière photovoltaïque bien marginale par rapport au nucléaire alors en plein essor.

Dans l'objectif de mettre en œuvre ses engagements climatiques, le gouvernement français a instauré au milieu des années 2000 la garantie du prix d'achat de l'électricité photovoltaïque à l'instar de l'Allemagne. Contrairement à la situation antérieure, il ne s'agit plus pour l'investisseur de réduire la quantité d'énergie – à acheter à un prix incertain – mais de bénéficier d'un revenu garanti. Concrètement, le fournisseur d'électricité de l'abonné au réseau est tenu d'acheter pendant vingt ans l'électricité au prix fixé par le gouvernement quel que soit le moment où elle est produite. Il se fait ensuite rembourser la différence entre le

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prix d'achat et le prix moyen de l'électricité sur le marché *vía* un fonds alimenté par une taxe à la consommation payée par tous les consommateurs.

Somme toute, alors que le photovoltaïque était autrefois développé hors, voire contre, le réseau public, il se fait maintenant avec, et même exclusivement avec, puisqu'un producteur n'a pas intérêt à auto-consommer tant que le prix auquel il vend l'électricité est plus élevé que celui auquel il l'achète, ce que nous appelons « parité réseau du photovoltaïque ». Neutre pour le fournisseur (dont les recettes sont maintenues) et le gestionnaire de réseau et l'État (pas de perte de taxes liées à l'autoconsommation), le dispositif ne coûte qu'aux clients, à l'ensemble des clients en fonction de leur consommation. Des acteurs intermédiaires tels que des investisseurs, des développeurs et des démarcheurs de toiture ont émergé: ils ont accéléré la marchandisation de l'énergie solaire.

La suite est bien connue, le succès en France et dans plusieurs pays européens fut tellement rapide que les producteurs chinois envahirent le marché européen des panneaux photovoltaïques; ce qui a conduit le gouvernement à baisser les prix d'achats. En outre, l'économie de la production d'électricité est profondément fragilisée par les baisses épisodiques du prix de l'électricité sur le marché de gros européen.

Les collectivités locales n'ont pas de rôle dans le dispositif de prix d'achat garanti, ni sur les déductions fiscales. Le principe du prix garanti ne s'applique pas au vecteur thermique dont elles sont l'acteur principal. Nul besoin d'autorisation municipale pour exploiter le gisement solaire puisque la possibilité de contraindre les panneaux solaires sur un bâtiment leur a été retirée par la récente loi Grenelle. Au-delà des actions de sensibilisation et d'information et, plus rarement, l'octroi de subventions d'équilibre, c'est par le biais du projet urbain, notamment dans une démarche d'écoquartier, qu'elles contribuent parfois au déploiement du solaire – thermique ou photovoltaïque – en l'imposant aux promoteurs et/ou en l'intégrant dans le réseau de chaleur (cf. infra).

## Bois-énergie

Moyen de réduire les émissions de CO₂ et d'utiliser une ressource locale ou régionale, sous réserve d'entretien durable de la forêt et de compatibilité avec d'autres usages (production de bois d'œuvre, préservation des écosystèmes, protection contre les risques naturels, etc.), le bois-énergie est encouragé par des facilités fiscales et des subventions nationales (Fonds chaleur) et régionales.

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Il se partage entre bûches et granulés, tous deux plus adaptés aux faibles puis-
sances, et plaquettes (bois déchiqueté par une broyeuse).

Le bois-énergie est utilisé de façon croissante dans l'habitat pour le chauffage.
Historiquement confiné aux zones rurales, il progresse fortement sous forme
de poêles individuels en milieu urbain, à tel point que se posent des problèmes
de pollution aux particules fines dans certaines aires urbaines<fnref n="4" />. Associées au
label Flamme Verte, des incitations fiscales nationales et des subventions locales
sont instaurées pour un remplacement progressif des poêles vétustes par des
appareils aux normes et, dans les zones les plus exposées aux particules fines,
les foyers ouverts sont interdits pour les nouvelles résidences. Le bois progresse
aussi pour le chauffage collectif (à l'échelle d'une résidence collective) et les
réseaux de chaleur urbains. Il permet de remplacer des chaufferies émettrices
de CO₂ tout en conservant l'infrastructure du réseau de chaleur, comme l'a fait
la Compagnie de chauffage de l'agglomération de Grenoble, deuxième plus grand
réseau de chaleur de France. Le bois est ainsi une option parfois choisie par les
collectivités locales dans les projets d'écoquartier.

En milieu urbain, les municipalités délèguent l'exploitation de chaufferies col-
lectives urbaines à des opérateurs énergétiques *via* des Délégation de service
public (DSP). Cependant, après une période d'exploration des modèles d'affaires
pendant la seconde moitié des années 2000 où ces opérateurs ont répondu à
la plupart des appels d'offres, ces derniers ne considèrent plus rentables les
chaufferies inférieures à 10 MW depuis 2010-2011 (Tabourdeau, 2014). En
conséquence, les municipalités souhaitant installer des chaufferies et réseaux
moins puissants sont obligées de les exploiter en régie et d'acquérir les compé-
tences adéquates (cas de Fontaine).

L'utilisation massive du bois-énergie pour la production d'électricité par cogé-
nération s'avère plus difficile : d'une part, son rendement est relativement faible
(et son coût élevé) comparé au gaz, d'autre part, l'exploitation de grosses uni-
tés crée des tensions sur l'approvisionnement. Le lancement d'appels d'offres
nationaux pour de la cogénération industrielle entre 2004 et 2010 a soulevé
de fortes contestations de la part d'acteurs forestiers et territoriaux craignant
une surexploitation des forêts et a essuyé de nombreux échecs (Tabourdeau,
2014). En effet, l'essor du bois-énergie pose des problèmes de régularisation des
approvisionnements puisque les gisements faciles d'accès ont déjà largement

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<footnote n="4">4 Voir Stéphane La Branche, BIOMQA: L'utter contre la pollution de l'air issue du chauffage au bois et du brûlage des déchets verts sur le territoire de la Métro Grenobloise. Pour l'ADEME, Projet AACT-AIR. 2014.</footnote>
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été exploités. Désormais, la ressource à mobiliser est majoritairement située en forêt privée, très morcelée et peu entretenue, d'où une augmentation continue des coûts de la ressource et une très forte hétérogénéité de la qualité du bois par rapport aux premières expérimentations menées au début des années 2000. Cette hétérogénéité freine la standardisation des processus industriels. Elle oppose le régime sociotechnique de la chaleur, essentiellement urbain (cf. *supra*), à la filière forestière elle-même hétéroclite et soucieuse de la diversité des usages de la ressource forêt.

## Lorsque les systèmes énergétiques urbains composent avec les régimes sociotechniques

Pour Frans Berkhout, Adrian Smith et Andy Stirling (2004), des innovations de niches précèdent un changement du régime sociotechnique. Nous avons vu qu'il n'existe pas de régime sociotechnique unique de l'énergie mais plusieurs; trois, au moins, coexistent en milieu urbain. Les ressources émergentes se confrontent à ces régimes de façon variable, elles peuvent être déployées en marge du régime (cas du solaire photovoltaïque dans les années 1980-1990), en son sein (solaire photovoltaïque actuel) ou bien encore articulées avec lui (cas du bois-énergie dont les interfaces ne sont pas encore réglées).

Ces deux constats portant sur les régimes et des filières émergentes nous conduisant à interroger la façon dont les systèmes énergétiques urbains mobilisent des ressources renouvelables et composent avec les régimes de l'énergie dans des configurations courantes où les acteurs décisionnels sont globalement ceux que l'on retrouve dans tout projet urbain<fnref n="5" />.

Le projet de recherche Nexus nous a justement permis d'analyser l'implantation au sein d'un quartier des systèmes énergétiques les plus prometteurs parmi ceux mobilisant des énergies renouvelables (Debizet et al., 2014). Après une exploration bibliographique d'une soixantaine d'écoquartiers européens (cf. *annexe méthodologique* et Blanchard et Debizet, 2015), quatre terrains de déploiement achevé des technologies ont été choisis pour couvrir la diversité des vecteurs (chaleur et électricité, en l'absence de cas de gaz produit à l'échelle infra-urbaine) et des échelles (bâtiment, îlot, quartier). Une enquête auprès de trente-huit acteurs des projets a été menée et partagée par plusieurs chercheurs (cf. *annexe méthodologique*).

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<footnote n="5">5 Nous ne nous intéressions pas aux projets démonstrateurs dont le pilotage et le financement sont assurés par un ou des acteurs de la R&D technologique.</footnote>
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Nous présentons ici trois nœuds socio-énergétiques types : réseau de chaleur de quartier, cogénération d'îlot et *smart grid* reliant plusieurs bâtiments en mettant l'accent sur ce qui relève de la coordination et notamment sur les aspects organisationnels et cognitifs. Un nœud socio-énergétique étant un groupe d'éléments de collecte, conversion, distribution d'énergie porté par un maître d'ouvrage en interaction avec d'autres actants (cf. annexe méthodologique).

### Cas du réseau de chaleur de quartier (Fontaine et Nanterre)

L'analyse des réseaux de chaleur de quartier développés à Fontaine et Nanterre (figure 2) a montré le rôle d'impulsion et de portage politique de la municipalité et la nécessité d'agencer conjointement les planifications énergétique et urbaine, que ce soit pour le bois ou la récupération de chaleur des eaux usées. Tout d'abord, dans les deux cas, c'est l'échelle du projet urbain (quartier) qui a permis d'envisager une chaufferie de quartier et son réseau de chaleur. Plus généralement, l'essor de réseaux de chaleur alimentés par de nouvelles ressources énergétiques brouille les limites sectorielles entre construction et énergie et contribue à combiner des faisceaux de compétences auparavant séparés.

<figure><img src="image_438.png" /><figcaption>Figure 2 - Chaufferie et réseau de quartier à Fontaine et Nanterre</figcaption></figure>
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Bastille est un projet de rénovation urbaine situé à Fontaine, en banlieue grenobloise. Il se compose de plusieurs nouveaux bâtiments de logements sociaux, la rénovation énergétique d'une copropriété, une nouvelle rue et un réseau de chaleur de quartier alimenté par une chaufferie équipée d'une chaudière bois avec un appoint au gaz (figure 2).

Sainte-Geneviève est un développement résidentiel et commercial localisé sur un ancien site industriel de Nanterre, dans la banlieue parisienne. Il se compose de 600 unités résidentielles, réparties entre foyer-logement, habitat social et copropriétés, et une école élémentaire desservies par un nouveau réseau de chaleur alimenté par des sondes géothermiques, la récupération de la chaleur dans le réseau des eaux usées et des chaudières gaz (figure 2).

L'approvisionnement en bois ne se fait pas par réseau continu comme pour le gaz ou l'électricité mais subit une discontinuité entre l'amont (la forêt et les acteurs du bois) et l'aval (la chaufferie de quartier). De tels réseaux de chaleur se différencient donc des grandes infrastructures énergétiques urbaines traditionnelles où la chaleur est distribuée par un vecteur énergétique continu (gaz, électricité) et où l'appareillage de production de chaleur est relégué dans les bâtiments.

Faute d'intérêt des opérateurs de chaleur, la commune de Fontaine finance et instruit elle-même le projet avec ses incertitudes et ses variantes en même temps que le projet urbain. Elle a dû agencer son activité de planification urbaine avec des expertises énergétiques de l'agence locale de l'énergie et d'un bureau d'études de l'agglomération.

L'agencement de compétences et la mobilisation de règles concernent aussi les phases de conception détaillée et de réalisation. Le dimensionnement des différents équipements de production de chaleur a été optimisé afin de faire fonctionner les appareils à leur rendement maximal, de bénéficier de la TVA à taux réduit (50 % d'apport d'ENR sur l'ensemble de l'année) et de minimiser le coût d'investissement, les chaudières gaz étant plus rentables que les systèmes renouvelables. Cela nécessite des simulations intégrant les fluctuations de consommations et des connaissances spécifiques à chacun des modes de production ainsi que des arbitrages politiques sur le niveau de risque, le prix et la qualité de service.

Alors qu'à Nanterre, de nombreux problèmes ont été constatés lors du raccordement des logements au réseau de chaleur, à Grenoble cela n'a pas été le cas : dans une agglomération où 40 % de la population est déjà connectée à un réseau de chaleur, les interfaces entre les entreprises d'installation et d'exploitation, du réseau municipal et des bâtiments sont réglées.
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Le passage en régie à Fontaine au lieu de l'instauration d'une délégation de service public (comme à Nanterre) montre bien que le régime sociotechnique de la chaleur laisse des possibilités d'ajustement sur le statut de l'opérateur. Dans les deux cas analysés, les projets combinent le recours au gaz de ville, fortement régulé par l'État avec une construction territorialisée ad hoc : l'approvisionnement en bois est contractualisé auprès d'un opérateur énergétique à Fontaine et une entente avec un groupement intercommunal d'assainissement à Nanterre. Ainsi, les porteurs de projet (les communes et, le cas échéant, l'aménageur) ont composé avec des nœuds socio-énergétiques intégrés à des régimes sociotechniques (chaleur et gaz) et avec des configurations géographiques spécifiques telles que la filière bois ou le système d'assainissement des eaux. Ce dernier est enceint par un régime éponyme stabilisé, a contrario du bois-énergie, objet émergent qui bouscule un régime forestier multi-usage.

## Cas de la cogénération d'îlot (Grenoble)

Alors que le plan d'ensemble du futur quartier De Bonne était conçu et validé par le conseil municipal, un élu écologiste – nouvellement élu maire-adjoint à l'urbanisme et président de la société locale d'aménagement – a souhaité que le projet soit exemplaire en matière environnementale et énergétique. Profitant de la candidature au programme européen Concerto, il a invité des organisations satellites de la ville, notamment des bailleurs sociaux et les distributeurs locaux d'énergie<fnref n="6" />, à proposer des solutions innovantes en matières de sobriété et de diversification énergétiques.

> L'écoquartier De Bonne est situé sur un ancien site militaire dans le centre-ville de Grenoble. Le projet urbain comprend 800 unités résidentielles, un centre commercial, une école et plusieurs résidences spécialisées pour les aînés, les étudiants et les touristes. Il a été lauréat du programme européen CONCERTO en 2005 et du premier grand prix Écoquartier en 2009 pour la haute performance énergétique des bâtiments (avec dix ans d'avance sur la réglementation) et la variété des ressources énergétiques : solaire thermique et photovoltaique, cogénération à l'échelle d'îlots (figure 3), chauffage urbain, rafraîchissement géothermique...

Formulée par l'entreprise locale de distribution de gaz et d'électricité, la proposition de cogénération permettait d'augmenter très sensiblement le rendement énergétique et, ce faisant, de réduire les émissions de CO₂ comparativement à

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<footnote n="6">6 Grenoble est l'une des rares villes françaises dont la distribution d'électricité et de gaz est assurée par une entreprise locale contrôlée par la municipalité (cf. régimes sociotechniques de l'électricité et du gaz).</footnote>
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une centrale électrique et à une chaufferie. À cette échelle, elle constituait une première en France. Concrètement, les unités de cogénération alimentées par du gaz produisent simultanément de l'électricité réinjectée dans le réseau de distribution et de la chaleur vendue à la copropriété. Cette chaleur complète des apports solaires captés en toiture du bâtiment, elle est complétée par une chaudière au gaz à l'échelle de l'îlot. Toutes ces unités se situent à l'intérieur même des bâtiments d'habitation dans des locaux construits par les promoteurs immobiliers qui appartiennent aux copropriétés par la suite (figure 3).

<figure><img src="image_451.png" /><figcaption>Figure 3 – NSE cogénération et ses connexions à Grenoble</figcaption></figure>

La conception de la cogénération a été relativement chaotique, non par déficit de leadership politique, mais du fait qu'elle se situe à l'interface de deux maîtrises d'ouvrage (l'équipement technique porté par l'entreprise locale de distribution et les locaux et réseaux secondaires portés par les maîtres d'ouvrage immobiliers) et de trois régimes sociotechniques (gaz, électricité, chaleur); voire de quatre si l'on considère le secteur de la construction comme un régime sociotechnique.

Les différents concepteurs et leurs maîtres d'ouvrage ont confronté, si ce n'est partagé, les contraintes spécifiques à chacun de leur champ de compétences et leurs méthodes spécifiques d'optimisation. Les maîtres d'ouvrage, parfois sous la houlette de l'aménageur mais rarement sous celle de l'élu, ont dû assumer les risques juridiques, techniques et, par conséquent, économiques nécessaires à l'aboutissement du projet. Le bilan final est satisfaisant sur le plan

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environnemental (objectif de la municipalité) mais il est mitigé pour les habitants (dysfonctionnements techniques en aval, dépendance à un fournisseur de chaleur en dehors d'un cadre conventionnel) et pour l'exploitant qui n'envisage plus de déployer le modèle d'affaire à l'échelle d'un bâtiment ni même d'un petit îlot (besoin de personnel spécialisé, coût de maintenance élevé, complexité juridique).

Mener à bien le projet a nécessité un management complexe et des coûts de transaction élevés car il a fallu redéfinir les interfaces entre les objets techniques, comme entre les périmètres de responsabilité et les métiers de la conception et ceux de la réalisation. Si c'était à refaire, les parties prenantes répartiraient la propriété des locaux et des équipements selon les responsabilités en termes de fonctions assurées. Intermédiaire entre les grands réseaux d'énergie et les bâtiments, le projet de cogénération a composé avec les différents régimes sociotechniques de l'énergie et avec celui de la construction, quitte à transgresser quelques règles de ces régimes.

### ■ Cas du smart grid entre bâtiments (Issy-les-Moulineaux)

IssyGrid est une expérimentation fondée sur les nouvelles technologies financée et portée par des acteurs privés. Elle consiste à élaborer des solutions de gestion intégrant production et consommation d'électricité entre des bâtiments situés dans un même quartier et en liaison avec des services urbains. Des dispositifs de production renouvelable (micro-parc éolien, panneaux photovoltaïques) et de stockage (batteries électrochimiques fixes et embarquées dans des véhicules électriques) étant disposés dans des immeubles sous la responsabilité de l'entreprise qui l'occupe, il s'agit d'optimiser les équipements et les échanges de flux entre les immeubles qui, évidemment, sont aussi des lieux de consommation. Dans la même optique, sont aussi testés d'une part le lissage de consommation entre les bâtiments tertiaires, inoccupés en soirée et week-end, et des foyers résidentiels occupés dans ces périodes et, d'autre part, des synergies avec le réseau public d'éclairage.

IssyGrid est une expérimentation *smart grid* lancée en avril 2012 par plusieurs grandes entreprises occupant des immeubles situés dans un même quartier à Issy-les-Moulineaux en banlieue parisienne. Les entreprises collaborent pour élaborer des solutions « smart » (smart water, smart electricity, etc) : à défaut de pouvoir acheter et vendre directement de l'électricité, elles simulent des flux d'énergie entre leurs immeubles de bureaux et partagent ces informations. L'expérimentation comprend des panneaux photovoltaïques, un stockage *via* les batteries de voiture et des technologies d'effacement de la demande dans les bâtiments tertiaires et résidentiels (figure 4).

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L'objectif stratégique est de mettre au point des modèles d'affaires associant des techniques de comptage/reporting et des modèles de monétisation prenant en compte la gestion énergétique du bâtiment. La nouveauté tient à la modélisation d'échange d'énergie électrique à double sens (le sens changeant selon les moments de la journée ou de la semaine) directement entre des consommateurs/ producteurs (figure 4). Il est important de préciser que la monétisation reste virtuelle puisque les entreprises n'ont pas le droit de vendre de l'électricité les unes aux autres (cf. la section régime sociotechnique de l'électricité).

<figure><img src="image_462.png" /><figcaption>Figure 4. NSE virtuels et réels de l'expérimentation Issygrid</figcaption></figure>

Les partenaires de cette expérimentation sont des entreprises occupant des immeubles dans un quartier tertiaire et la ville d'Issy-les Moulineaux. Les entreprises partenaires exercent dans les secteurs de la construction, du numérique, des services urbains, des équipements et de la distribution électriques; la plupart d'entre elles mènent sur place des activités de développement. Le pilotage de l'expérimentation est assuré par Bouygues, un groupe dont les filiales exercent dans l'immobilier, la construction, les services énergétiques et la téléphonie.

L'organisation repose sur des comités de travail. Ces comités ne sont pas définis autour d'objets techniques mais par type d'assemblage. Ils travaillent en mode conception coopétitive: les personnes mobilisées dans ces comités coopèrent pour concevoir mais elles ne perdent pas de vue le fait que leurs entreprises sont en
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compétition entre elles sur des activités actuelles et futures et peuvent avoir des intérêts divergents en matière de normalisation et de réglementation. L'accord de consortium définit de façon explicite les règles de partage de l'information, des résultats et des ressources. Contrairement à ce que laisse penser les supports de communication du projet IssyGrid, la ville s'avère peu présente dans la gouvernance de l'expérimentation à l'exception du comité de travail reliant éclairage public et voiture électrique.

Les données détaillées de la consommation et de la production constituent la pierre d'achoppement de l'expérimentation. Elles sont indispensables à l'optimisation des modèles de monétisation par le consortium et, par la suite, à la mise au point d'offres de services pour lesquelles les partenaires du consortium ont de fortes chances de se retrouver en concurrence. Les partenaires ayant mis en mise en place un monitoring disposent des données pour leur propre bâtiment. En mettant en commun leurs données (ce qui suppose un protocole de communication commun), ils peuvent élaborer et tester les modèles de monétisation. Une question classique que se pose chaque partenaire d'un projet coopétitif est celle de la limite technique et temporelle du partage des données et des résultats.

À l'inverse, le distributeur d'électricité – qui est aussi partenaire du consortium – dispose durablement de données détaillées des bâtiments de la zone. L'asymétrie des connaissances lui permet d'occuper une position clé dans le consortium, tout comme dans les expérimentations GreenLys déployées à Grenoble et à Lyon. Présent dans les deux projets, le fabricant d'équipement occupe une position secondaire : nonobstant le fait qu'il conçoit et fabrique le boîtier installé dans les logements, Schneider n'est pas considéré comme un partenaire décisionnel dans le projet GreenLys. C'est une observation qui mérite d'être approfondie mais il apparaît que malgré l'importance des nouvelles technologies de l'information dans ces projets *smart grid*, les fabricants de produits technologiques ne jouent pas un rôle majeur sur les orientations et le pilotage des expérimentations collaboratives *smart grid*.

La concurrence entre entreprises n'est pas le seul enjeu des données, la protection des données personnelles des ménages est régulièrement invoquée comme obstacle au partage et à la réutilisation des données. Même si les représentants de collectivités ont été peu présents dans la gouvernance des expérimentations *smart grid*, les collectivités locales commencent à s'intéresser de près aux données énergétiques afin de mieux définir et piloter leur politique énergétique. La réglementation des données énergétiques est encore très floue. La question est loin d'être résolue. Elle associe des enjeux éthiques, politiques et économiques.

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## Des systèmes énergétiques au prisme des acteurs

### Des systèmes énergétiques intermédiaires

Comme bien souvent, les innovations étudiées s'effectuent dans les interfaces. Il existe un potentiel d'actions nouvelles qui ne relèvent pas d'un seul régime énergétique et ne se situe ni dans le réseau, ni chez le consommateur.

Primo, les innovations analysées peuvent être considérées comme des systèmes intermédiaires entre les grands réseaux publics et les unités de consommation/production. Les systèmes énergétiques observés utilisent tous de l'énergie acheminée par les grands réseaux en complément des ressources renouvelables et délivrent de la chaleur aux bâtiments. Cette position d'intermédiaire concerne aussi les transactions financières à l'exception d'IssyGrid où elles ne sont que simulées.

L'activation de ce potentiel requiert la bienveillance (Issy) ou la volonté (Grenoble et Nanterre) de la commune – quand elle n'est pas directement porteuse (Fontaine) – ainsi qu'un investisseur/opérateur ancré dans le territoire et maîtrisant au moins un des régimes énergétiques. Son statut public ou privé<fnref n="7" /> importe peu pourvu qu'il entretienne une relation de dépendance avec la municipalité.

Secundo, elles articulent les vecteurs énergétiques dans un objectif de flexibilité. Ces systèmes échangent de la chaleur ou de l'électricité avec les consommateurs/producteurs ainsi que du gaz ou de l'électricité (et bien souvent les deux) avec le grand réseau. Face aux fluctuations de la consommation et celles de la production ENR ainsi que face à l'incertitude des prix futurs de l'énergie fossile, la flexibilité réduit les risques économique et technique. Le stockage n'est pas un objectif explicitement mis en avant mais il est toujours présent sous forme de batterie électrique ou de ballon tampon dans les bâtiments ou l'équipement de quartier.

La mobilisation des énergies renouvelables au-delà du bâtiment en milieu urbain passerait par des systèmes sociotechniques et des entités gestionnaires plus ou moins autonomes par rapport aux réseaux car disposant d'une flexibilité propre. D'ores et déjà, les municipalités disposent pour le vecteur chaleur d'une certaine latitude en termes de fixation des prix, de définition des puissances garanties

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<footnote n="7">7 L'opérateur du système énergétique était la municipalité (Fontaine), un délégataire de service public (Nanterre) ou une entreprise locale de distribution de gaz (Grenoble). Nous ne mentionnons pas le consortium d'entreprises (Issy) car il ne peut pas monétiser les transactions.</footnote>
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et de fiabilité du service. C'est une situation peu éloignée de celle du chauffage collectif en copropriété où les décisions sont prises en assemblée générale. A contrario, cette relative autonomie d'un échelon intermédiaire entre le grand réseau et les ménages est légalement impossible pour le gaz et électricité.

À long terme, si le prix des énergies fossiles et, par conséquent, celui du gaz et de l'électricité augmentent sensiblement, il n'est pas exclu que les relations entre ces grands réseaux et des systèmes énergétiques urbains alimentant des bâtiments soient redéfinies. Des déconnexions ne sont pas à exclure dans certaines configurations.

### Des acteurs de projets urbains tiraillés entre routines et innovation

Les entreprises exercent dans leurs cœurs de métiers : des modèles d'affaire dont elles maîtrisent l'environnement et optimisent l'organisation grâce à une expérience cumulée qui leur permet de mettre en place des routines de travail réduisant au minimum les coûts de transaction. Dans le contexte de transition énergétique où les incertitudes sont élevées, les entreprises qui ont une prise partielle sur les systèmes énergétiques innovants cherchent à prendre une position incontournable sur ces systèmes, ne serait-ce que pour éviter de se retrouver fragilisées par celles qui le feront.

La mobilisation croissante des énergies renouvelables offre à une grande variété d'entreprises de l'énergie (distributeur, fournisseur, équipementier, ensemblier, exploitant...) l'opportunité de jouer un rôle clé dans la conception, l'exploitation et/ou la relation au client. Dans le cas des *smart grid*, pour les entreprises dont l'activité est connexe à l'énergie (numérique, équipement, gestion immobilière) l'enjeu est de développer de nouveaux modèles d'affaires pour se positionner sur des marchés d'avenir encore ouverts où s'applique la règle du « *first mover advantage* ». La perspective de gains futurs justifie les investissements et le déficit économique d'expérimentations. Cependant, s'engager dans des innovations présente des risques techniques et financiers qui ne sont pas à la portée de tous les acteurs privés de l'énergie. Les grandes entreprises et quelques *start-up* du numérique sont surreprésentées dans les expérimentations partenariales notamment autour des *smart grid*.

Dans la construction, les acteurs de l'immobilier financent, construisent puis louent ou vendent des surfaces de plancher. Ils arbitrent le contenu du projet dans une double perspective de minimisation du coût de construction et de maximisation du prix de cession ou de la valeur locative. Le curseur entre ces

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deux objectifs – généralement contradictoires – varie selon la clientèle ciblée (niveau de standing notamment). Les performances énergétiques et environnementales constituent aussi des atouts pour accéder à des ressources : attirer et motiver des prestataires compétents, accroître la notoriété auprès des leaders d'opinion et des clients potentiels, répondre aux attentes de certaines collectivités. Les acteurs novateurs considèrent que les coûts de transaction de l'innovation peuvent être compensés par ces atouts et le soutien des autorités publiques. Ils privilégient alors les projets urbains notamment d'écoquartiers dont les exigences de la collectivité préfigurent de futures règles générales : il s'agit d'acquérir des connaissances et de développer des savoir-faire qui les placeront par la suite en position favorable. Cependant, la perception de risques commerciaux et juridiques ou de dysfonctionnements techniques limite l'audace et l'envie d'innover et donc, le choix de solutions inhabituelles et complexes (par exemple celles dont les responsabilités sont enchevêtrées). De fait, seules de grandes entreprises de l'immobilier et de la construction (cf. *supra*) et de rares promoteurs ou bailleurs sociaux locaux motivés par les défis techniques et l'exemplarité ont une attitude proactive face à l'innovation.

Les collectivités locales ne font pas face aux mêmes responsabilités. Par le règlement d'urbanisme, elles ont la possibilité d'imposer un niveau performance supérieur à la réglementation nationale mais pas un système énergétique ni le raccordement à un réseau. Cependant, si elles possèdent le foncier, elles peuvent fixer des conditions de cession : performances environnementales des bâtiments, diversification énergétique voire réseau de chaleur sont fréquemment imposées notamment dans les projets urbains de type « écoquartiers ».

Il convient de distinguer les collectivités innovantes de celles qui attendent la réglementation nationale pour avancer. Les premières développent des actions nouvelles visant à concilier des objectifs climat-énergie avec des préoccupations locales (cadre de vie, emploi, développement économique, etc.). La combinaison de différentes sources d'énergie et acteurs nécessite volontarisme et une coordination serrée. Dans cette mutation graduelle des « politiques urbaines » en « politiques énergétique-urbaines », les élus et leurs techniciens se placent dans un registre discursif de changements globaux, de marchés de l'énergie et d'urbanisme ; les échelles supra-locales sont évoquées sous forme d'enjeux et non pas d'acteurs : l'État central s'avère peu présent. Cependant le discours ne suffit pas. Dans le cas de l'écoquartier De Bonne, l'élu en charge de l'urbanisme a sollicité un duo d'experts, l'un, extérieur au territoire, spécialisé sur les techniques énergétiques, l'autre bien reconnu par les acteurs locaux du bâtiment. Même dans la région grenobloise dont l'économie est liée à l'innovation, faire
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émerger de nouveaux principes et accepter de nouvelles prescriptions ambi-
tieuses requièrent compétence et crédibilité.

Les autres collectivités attendent la réglementation de la construction et de l'énergie fixée par l'État. Elles sont néanmoins stimulées, voire politiquement contraintes, par des procédures telles que le Plan local d'urbanisme (PLU), le Plan climat énergie territorial (PCET) et le Schéma régional climat air énergie (SRCAE) qui les obligent à annoncer publiquement des objectifs et un programme d'actions. Il convient d'apparaître dans la mouvance ; beaucoup de collectivités fixent des objectifs sensiblement supérieurs aux obligations réglementaires, une partie d'entre eux se concrétisera. L'engouement des collectivités locales pour le label Éco-Quartier en est une illustration (Grudet, 2015).

Somme toute, l'État dispose de quelques leviers pour inciter les collectivités locales – pas seulement les pionnières, toutes les collectivités – à mobiliser les énergies renouvelables *via* l'urbanisme. Nous avons cité des procédures de planification (PLU) et de programmation environnementale (PCET) ainsi que des labels et des réductions fiscales (*cf*. *supra*, cas de Nanterre). Pour autant, l'État laisse peu de marge de manoeuvre aux collectivités locales : il ne partage pas ses prérogatives en matière de prescription énergétique des bâtiments, ni celles de l'entreprise nationale d'électricité en matière de pilotage du réseau électrique (Poupeau, 2013).

## Recomposer les régimes énergétiques ?

Le déploiement massif des énergies renouvelables intermittentes est assez probable dans un avenir proche compte tenu de la reconnaissance politique de l'enjeu climatique et des orientations prises par l'Union européenne et les États, ainsi que de l'abaissement continu des coûts de fabrication de ces équipements consécutif aux progrès technologiques et aux économies d'échelle. Cependant, les formes et l'ampleur du déploiement pourraient différer selon les vecteurs énergétiques, non pour des raisons strictement technologiques mais du fait des différences entre les régimes énergétiques. Des recompositions sont à envisager mais elles ne sont pas sans conséquence sur des dimensions sociales et politiques.

- Une recomposition nécessairement articulée des différents régimes énergétiques

En mobilisant des travaux antérieurs relatifs à des transitions achevées, Frank W. Geels et Johan Schot (2007) identifient quatre types de transition :

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1. *l'auto-transformation*: les acteurs du régime le modifient par eux-mêmes du fait de progrès technologiques internes;

2. *la substitution de technologies*: un choc au niveau du paysage advient au moment où une innovation ad hoc est déjà mûre;

3. *la reconfiguration*: des pressions douces émanant du paysage et des innovations élaborées au sein du régime le font progressivement évoluer;

4. *le désalignement puis le réalignement*: érosion du régime dûe à des macro-évolutions au niveau du paysage et période de flottement avec diversification des niches d'innovation avant qu'une ne s'impose.

La transition énergétique en cours en France et en Europe est loin d'être achevée. Elle est motivée par des changements importants au niveau du paysage: la perception du changement climatique, l'objectif d'atténuation et plus récemment le choc de Fukushima. En France, les appels à projets gouvernementaux de parcs éoliens *off-shore* et photovoltaïques perpétuent une concentration de la production d'électricité à l'instar des grandes centrales thermiques. La transition énergétique française semble commencer comme une simple substitution de technologies.

Cependant, le caractère intermittent de ces technologies perturbe les fondamentaux économiques et techniques du régime électrique (prix de gros ajusté par le marché, tarif de vente réglementé, géographie du réseau de transport...) et requiert d'énormes capacités de stockage que les acteurs du régime électrique peuvent difficilement mettre en œuvre seuls, c'est-à-dire sans articulation avec les acteurs des régimes du gaz (grâce aux technologies *power-to-gas*) ou de la chaleur (stockage thermique) et les acteurs du territoire pour implanter les équipements. De ce fait, il ne s'agit pas d'une simple substitution technologique comme le secteur de l'électricité en a connu (charbon/fuel/gaz/nucléaire) mais d'une reconfiguration et/ou un désalignement/réalignement dont les frontières et les articulations avec les territoires et d'autres régimes énergétiques devront être redéfinies.

Ceci élargit considérablement le champ des possibles et rend bien incertaine la recomposition des régimes énergétiques et les formes de la transition énergétique. Nous n'allons pas ici explorer les recompositions possibles mais exposons les questions à prendre en compte pour penser la transition énergétique.
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■ Une coordination, voire une gestion combinant production et consommation dans les espaces urbanisés

Au-delà de la dimension technologique des innovations, notre recherche fait apparaître l'enechevêtement des régimes et la difficulté à coordonner des innovations qui se déploient à travers plusieurs échelles de planification et plusieurs régimes sociotechniques. La concentration de la consommation d'énergie et le déploiement des énergies renouvelables démultiplient les occasions de gestion conjointe de la production et de la consommation à différentes échelles de la ville.

Rappelons d'abord que, comme ailleurs, le bâtiment constitue une échelle évidente : l'activation de ressources énergétiques *in situ* accroît substantiellement l'autonomie par rapport aux grands réseaux. Une fois la parité atteinte pour l'électricité, la déconnexion est une hypothèse qu'il convient d'envisager.

Le bâtiment n'est pas la seule échelle, ni la plus pertinente (cf. chapitre 3) en particulier dans les zones urbaines denses. Les cas traités dans ce chapitre montrent que la mobilisation des énergies renouvelables au-delà du bâtiment passe aussi par des systèmes sociotechniques flexibles en termes d'approvisionnement et des entités – porteuses ou gestionnaires – assez autonomes par rapport aux réseaux conventionnels. Pour le vecteur chaleur, ceci est d'ores et déjà en œuvre : bâtiment multi-ménages (via le statut de copropriété et la gestion sociale), îlot urbain (via une copropriété ou une association foncière), quartier ou agglomération (via une régie ou une DSP municipale). Quant à l'électricité, du fait que l'achat et la vente sont réservés à quelques opérateurs agréés, les modèles de coopération et de transaction (cf. *supra* IssyGrid) entre bâtiments restent virtuels et la future obligation de bâtiment à énergie positive ne se traduira pas par à une gestion combinée de la production et de la consommation à cette échelle. Une gestion des intermittences électriques et du stockage aux échelles intermédiaires passe nécessairement par des changements de la régulation de l'électricité<fnref n="8" />.

Cela ne va pas sans poser de questions sociales et politiques car une coordination ou une gestion plus autonome redistribue les échelles géographiques d'interdépendance et de solidarité.

<footnote n="8">8 Nous ne mentionnons pas le gaz car la méthanisation des ordures organiques se fera vraisemblablement à l'échelle métropolitaine pour injection/stockage dans le grand réseau de gaz ou alimentation du réseau de chaleur urbain en combustible. En l'état actuel des connaissances technologiques, la méthanisation et le stockage de gaz à des échelles infra-urbaines paraissent peu probables pour des raisons de technicité et de sécurité.</footnote>
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■ La question des échelles de l'autonomie énergétique

Précisons de suite que nous ne définissons pas l'autonomie énergétique comme un état absolu mais comme une capacité relative. L'autonomie énergétique qualifie la faculté d'un groupe à maîtriser plus ou moins son avenir énergétique. Une des questions essentielles pour notre analyse est celle de l'envergure géographique de ce groupe sachant que la maîtrise ne peut être effective à tous les niveaux géographiques, autrement dit, la maîtrise à un niveau s'opère au détriment des autres niveaux.

Grâce à l'atelier prospectif rassemblant les grands témoins, nous pouvons émettre des hypothèses sur les perceptions et les positions des différents acteurs de l'énergie et de la ville. La segmentation des quinze témoins en cinq catégories (Habitants, État, Entreprises, Collectivités locales, Architectes-urbanistes) conduit à des échantillons statistiquement non-significatifs, nous n'exploitons donc ici que les écarts patents (les témoins d'une même catégorie votant chacun d'une façon proche, et ensemble de façon éloignée des autres catégories).

En préambule, précisons que l'expression autonomie énergétique prend souvent une connotation positive dans les discours politiques et la communication des acteurs (la littérature grise des écoquartiers et des projets enquêtés). L'argument le plus partagé est la réduction de la dépendance aux ressources énergétiques extérieures: la fluctuation des prix de l'énergie au niveau global étant perçue comme une vulnérabilité. L'autonomie ne passe pas seulement par la mobilisation des énergies renouvelables puisque la sobriété et l'efficacité des bâtiments (consommation) et de la distribution d'énergie lui sont aussi associées. Le stockage est désormais associé à cette notion d'autonomie<fnref n="9" />.

L'opérationnalisation de l'autonomie énergétique s'avère sensiblement moins consensuelle comme en témoignent les positions des grands témoins exprimées lors de l'atelier prospectif. Les trois enjeux de l'autonomie énergétique, respectivement la participation à une décision collective, la solidarité et la fiabilité technico-économique sont perçus de façon variable selon la catégorie des grands témoins.

<footnote n="9">⁹ Alors qu'il était traité de façon implicite et seulement par les bureaux d'études jusqu'au début de la décennie 2010 dans la littérature sur les écoquartiers comme dans les cas étudiés, les grands témoins réunis lors de l'atelier prospectif étaient préoccupés par le problème d'intermittence et à la nécessité de développer le stockage. Ils reliaient désormais mobilisation des énergies renouvelables, fluctuations de la consommation, auto-consommation et stockage.</footnote>
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Un ensemble de valeurs que nous considérons comme une grappe caractéristique de l'autonomie – « lien social, convivialité, solidarité et responsabilité » – a été très largement plébiscité (907 points au total)<fnref n="10" /> sauf par ceux ayant un point de vue depuis l'État. Les habitants plébiscitent la maîtrise du confort intérieur et de la facture énergétique, la première étant aussi unanimement comme importante par les entreprises et la seconde par les architectes-urbanistes (« améliorer la maîtrise de son choix chez soi » – 627 pts) tout comme la « maîtrise de la facture via l'économie de la fonctionnalité » (589 pts). Tandis que les porteurs de l'intérêt de l'État attachent plus d'importance au fait que les groupes d'habitants « "participent" à la gestion de l'énergie » (666 relativement bien partagés par les autres catégories) ou s'impliquent dans des campagnes de « benchmark pour situer sa consommation » (610 idem) ; ceux des collectivités privilégient la « revalorisation des quartiers et des logements via une image techno » (683 idem). Il n'est pas surprenant de constater le clivage entre, d'un côté les habitants et les entreprises qui ciblent les intérêts privés (individuel ou collectif) et, de l'autre, les acteurs publics (État ou collectivités) qui privilégient des actions et des enjeux publics. C'est dire si les notions de lien social, de responsabilité, de solidarité inhérente à l'autonomie énergétique peuvent être appréhendées de façon très différente selon la position des acteurs.

Arrêtons-nous à la solidarité. « Développer l'entraide (dons d'énergie) et l'éthique énergétique collective » est mis positivement en exergue (561 pts) surtout par les habitants et les entreprises. Cependant, il ne faudrait pas qu'elle soit obligatoire : « l'entrée dans un régime d'obligation » étant crainte (580 pts), en particulier par les habitants et les collectivités, mais pas autant que « la ségrégation entraînée par l'autonomie énergétique » au sein des villes (814 pts) ou que les « quartiers autonomes entrent en compétition pour capturer les ressources énergétiques » locales (746 pts). L'affaiblissement de la cohésion sociale au sein de la ville et de la métropole du fait de l'autonomie énergétique à des échelles infra-urbaines (bâtiment au quartier) s'avère une préoccupation forte et consensuelle. Par comparaison, la compétition et le creusement d'inégalités entre villes préoccupent peu : « compétition territoriale qui creuse les inégalités » (406 pts), « autonomisation énergétique de territoires qui échappent au système de solidarité national » (276 pts), « perte de contrôle de l'État sur l'égalité inter-territoriale en matière de politique énergétique » (224 pts). Nous émettons l'hypothèse que les participants doutent moins de la capacité de l'État à organiser la solidarité entre villes – ce

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<footnote n="10">10 Rappelons que les grands témoins ont voté en affectant des points selon leur importance à une centaine d'affirmations émanant de leurs discussions, ces affirmations étant classées comme attrait ou comme peur ; les notes globales s'échelonnant entre 194 et 907 selon l'importance accordée (cf. annexe méthodologique).</footnote>
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qu'il fait déjà –, qu'ils ne doutent de la capacité (ou de la volonté) des villes (et de l'État) à réduire les iniquités entre bâtiments ou entre quartiers que causerait une gestion plus autonome de l'énergie à ces échelles.

L'autonomie énergétique infra-urbaine suscite aussi des craintes en termes de fiabilité technico-économique, craintes formulées surtout par les entreprises et les collectivités. Elles s'inquiètent de la capacité technique et commerciale des collectifs à qui des entreprises pourraient « vendre des solutions non éprouvées » (564 pts) ou de l'énergie à des prix mouvants (397 pts). Ils craignent aussi des failles de la gouvernance interne des collectifs : non-équité entre voisins intrinsèque à la différence de maîtrise des solutions (554 pts), dysfonctionnement général lié au « non respect des règles par un voisin » (387pts). En arrière-plan, c'est la question de la protection des consommateurs qui se pose. Par comparaison avec des solutions coopératives, un service public, local ou national, au tarif régulé et mettant en concurrence ses fournisseurs réduirait le risque d'asymétrie de connaissance et d'abus de position dominante par une entreprise ou un habitant. Inutile de préciser que ces craintes n'étaient pas partagées par les témoins représentant les habitants. L'on voit que l'autonomie énergétique est aussi une affaire de confiance dans la gouvernance et l'entité qui en est porteuse. De ce point de vue, la dépréciation croissante des grandes institutions risque fort de redistribuer les échelles souhaitées de la mutualisation et de la solidarité.

Finalement, l'autonomie énergétique s'avère une question hautement politique. Divisant les différents acteurs, elle embarque des enjeux de prise des citoyens sur les décisions, de confiance dans des entités collectives ou publiques, de non-fiabilité et de solidarité. Or, il faut bien comprendre que la croissance de l'autoconsommation est synonyme d'autonomie énergétique telle que nous l'avons définie. En zone rurale ou périurbaine, la maison individuelle en sera vraisemblablement le creuset. En milieu urbain, qu'elle soit « pilotée » à l'échelle d'un bâtiment que le principe de « bâtiment à énergie positive » favorise, d'un quartier ou d'une ville, elle remettra en cause les modalités de solidarité et de fiabilité technique qui, aujourd'hui, sont principalement<fnref n="11" /> organisées à l'échelle nationale *via* les réseaux de gaz et d'électricité.

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<footnote n="11">11 Financés par une surtaxe payée par tous les abonnés des réseaux de gaz et d'électricité, les tarifs sociaux incarnent la solidarité nationale. Les services des Communes et des Départements jouent aussi un rôle important contre la précarité énergétique *via* des aides au paiement des factures et aux travaux d'amélioration.</footnote>
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## Questions pour une recomposition des régimes énergétiques

L'autonomie énergétique est une question centrale de la transition énergétique. Elle se déploiera dans les tissus urbains peu denses en tout ou partie à l'échelle d'une maison. En milieu urbain son échelle de déploiement est encore très ouverte, elle dépend de la nature des ressources renouvelables mobilisées et des régulations de l'urbanisme et de l'énergie. L'autonomie énergétique viendra tôt ou tard percuter les régimes énergétiques. Au vu de notre analyse quatre questions apparemment techniques mais hautement politiques se posent pour imaginer ce que pourrait être la recomposition des régimes de l'énergie.

### Stocker pour atténuer les écarts entre production et consommation

Le stockage thermique est pratiqué à différentes échelles par des acteurs variés (ménage à celle du logement, copropriété ou bailleur social à celle du bâtiment, exploitants de chaufferie et de réseau urbain à l'échelle urbaine); les technologies de stockage thermique sont peu onéreuses et la réglementation peu contraignante. Le gaz est assez massivement stockable dans le réseau et dans les réservoirs stratégiques mettant le pays à l'abri de crises géopolitiques et limitant la position dominante des fournisseurs étrangers; peu coûteux ce stockage ne peut être exploité que par des opérateurs agréés, capables de maîtriser techniquement et financièrement les risques d'explosion.

En revanche, l'inévitable double conversion énergétique pour le « stockage de l'électricité » nécessite des équipements, des compétences et des ressources extra-électriques. L'impératif d'équilibre instantané du réseau électrique a conduit les fournisseurs et producteurs d'électricité à internaliser des moyens de stockage (cas de l'hydroélectricité et de la batterie électrochimique), à encourager le stockage thermique par anticipation de la consommation d'eau chaude au domicile des abonnés et, plus récemment à recourir au marché de gros européen: cette marchandisation d'un produit qui ne peut être stocké sans conversion entraîne de fortes fluctuations des prix de gros. Faute de maîtriser le marché et la distribution du gaz et de la chaleur, les électriciens fondent leurs espoirs sur l'hydrogène et suivent de près le gaz de synthèse (méthanation).

Les dispositifs actuellement en vigueur pour développer les énergies renouvelables n'incitent pas les producteurs à produire prioritairement lors des pointes de la demande, ni à stocker. Côté consommateur, la modulation de tarif, voire des primes à l'effacement, s'avèrent incitatives pour les gros consommateurs mais leurs effets sont encore incertains sur les petits consommateurs tels que

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les ménages. Si l'amplitude des prix de gros de l'électricité s'amplifie, il n'est pas exclu que des fournisseurs fassent des offres commerciales en matière d'effacement très incitatives et, à moyen terme c'est-à-dire lorsque le tarif d'achat réglementé ne sera pas plus attractif, proposent un prix variable d'achat d'électricité renouvelable. Une alternative au report des fluctuations des prix de gros sur les consommateurs finaux pourrait être le développement d'entités intermédiaires entre le fournisseur/collecteur national et les producteurs/ consommateurs finaux. D'origine coopérative, municipale ou privée, ces entités de proximité développeraient le potentiel de stockage mutualisé, définiraient des règles d'effacement auprès des consommateurs finaux et négocieraient via le marché à court terme ou bien par une contractualisation à long terme avec des fournisseurs d'énergie.

Le stockage le plus problématique est celui associé à l'électricité. Son développement est indispensable au déploiement massif des énergies renouvelables. La construction de réservoirs hydroélectriques en cascade étant limitée du fait de contestations environnementales, d'autres voies seront à explorer lorsque l'effacement des gros consommateurs aura montré ces limites. Hormis l'hydrogène, technologie qui peut être développée au sein du régime électrique parce qu'elle est nouvelle, les types de conversion alternatifs supposent une modification des frontières du régime électrique. Sera-ce la méthanation (gas-to-power) qui implique une imbrication avec les infrastructures et le régime du gaz; le stockage thermique de masse qui implique une articulation avec les réseaux de chaleur des villes ou de grands parcs de bâtiments ou bien l'avènement généralisé d'intermédiaires organisant le stockage sous diverses formes et l'effacement en proximité avec les petits consommateurs/producteurs? Le partage de la gouvernance qu'implique chacune de ces trois voies a des implications territoriales spécifiques majeures. Selon que la priorité est donnée à l'effacement des pointes de consommation journalière, aux intermittences courtes de production éoliennes et solaires (volonté de l'Union européenne de passer par un marché unique continental) ou à des réserves pour la consommation hivernale de chaleur (stockage stratégique de gaz), les dimensions géopolitiques et territoriales diffèrent.

## Taxer l'autoconsommation

L'autoconsommation de chaleur est largement pratiquée mais elle échappe aux statistiques publiques: le rayonnement solaire est capté par les fenêtres et des panneaux solaires thermiques. Dans une moindre mesure, la chaleur de l'air

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prélevée par une pompe à chaleur n'est taxée que pour un quart celui correspondant à l'électricité nécessaire au fonctionnement de la pompe.

À terme, lorsque la parité photovoltaïque sera atteinte, le consommateur-producer d'électricité sera tenté de consommer directement sa production électrique et de ne recourir au réseau qu'aux moments où elle ne suffira plus à couvrir sa consommation – notamment pendant les périodes de pointes. Si cette pratique se généralise, les pointes de flux transitant dans le réseau public resteraient proches de celles actuelles alors que le volume annuel d'électricité baisserait substantiellement ; par conséquent, les recettes des acteurs du réseau électrique (fournisseurs, distributeur, transporteur, État) baisseraient d'autant sans que ne baissent les coûts de fonctionnement et de maintenance du réseau. Augmenter la part des prélèvements liée à l'abonnement (la puissance souscrite) n'est pas une solution pérenne car elle pourrait inciter les abonnés – rétifs à la solidarité nationale – et les plus modestes – incapables de payer – à se déconnecter du réseau.

Nul doute que les acteurs du régime de l'électricité chercheront à éviter cette situation. Quelles dispositions pourraient-ils instaurer : des technologies de comptage (de plus en plus efficaces et généralisées), la modulation des prix de détail (de moins en moins réglementés), la fiscalité locale assise sur la possession de panneaux photovoltaïques ?

### Autoriser et taxer les échanges d'énergie

Les échanges de chaleur en dehors du réseau public sont couramment pratiqués : une copropriété vend ou cède de la chaleur aux occupants des logements selon son comptage et/ou les millièmes ; la chaleur peut être vendue à des entités voisines sans autorisation publique si elles n'empruntent pas le réseau public de distribution ; des mutualisations d'équipements ne sont pas rares et disposent d'une variété de statuts juridiques. Jusqu'à maintenant, l'autorité publique régulait peu, elle se contentait de percevoir des recettes fiscales sur les combustibles. Quant au bois-énergie, il s'échange essentiellement sous formes de bûches de façon très diffuse et échappe en partie à la comptabilité publique. Si la production de chaleur *in situ* (notamment par panneaux solaires thermiques) se développe massivement, l'État et des collectivités locales disposant d'un réseau de chaleur seront tentés de taxer l'autoproduction pour les raisons évoquées dans la section précédente.

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La vente du gaz à des tiers est réservée à des sociétés agréées selon deux filières bien distinctes: le gaz de ville (acheminé par des tuyaux) et le gaz livré. Dans chaque cas, l'autorité publique est en mesure de comptabiliser les volumes et d'asseoir une fiscalité finançant le réseau de gaz ou rentrant dans les recettes générales de l'État. Il en est ainsi pour l'électricité qui ne peut transiter d'une entité à une autre que par le réseau public de distribution (cf. *supra*, cas du *smart grid* entre bâtiments).

Physiquement, toute production d'électricité est consommée au plus près sans interaction directe entre le producteur et le consommateur; ce « circuit court » physique réduit d'autant les flux dans les tronçons du réseau sans interaction directe entre le producteur et le consommateur. Cependant, la contribution au coût d'exploitation et de développement du réseau et les taxes d'État sont prélevées de la même façon que si l'électricité traversait la France. En fait, le système de taxation actuel n'encourage pas la production d'énergie renouvelable au plus près de la consommation: il rend compétitif la production dans les lieux où le prix du foncier est bas et où peuvent être installés des équipements de grande taille permettant des économies d'échelle, c'est-à-dire dans les zones rurales, loin des lieux de consommation. Le système de taxation actuel favorise les flux longue distance et rend nécessaire un renforcement du réseau de transport national et européen, comme nous l'avons déjà évoqué.

Quelle taxation permettrait de développer les énergies renouvelables sans charger les réseaux de distribution et de transport d'électricité ? Faut-il taxer l'auto-consommation et comment ? Créer des solidarités de proximités (mutualisation d'équipements, vente à des tiers ou entre membres d'un groupement, médiation...) est-elle un moyen de rendre visible et comptable la production renouvelable des consommateurs/producteurs ?

Inversement, alors qu'elle n'est pas contrôlée depuis des décennies, est-il envisageable d'instaurer un comptage et une taxe à l'échange de chaleur renouvelable, voire à l'autoconsommation dans l'objectif de viabilité économique et de pérennisation des réseaux de chaleur ?

## Inter-opérer des vecteurs énergétiques

Les trois vecteurs énergétiques mobilisent en partie des ressources identiques (pétrole, gaz, solaire) et couvrent, à l'exception des usages spécifiques de l'électricité, des besoins eux aussi identiques (chauffage, eau chaude) : de ce fait, ces flux sont substituables d'un vecteur à l'autre. L'operability existe déjà :

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en « amont », elle est le fait du fournisseur d'énergie du réseau et, à l'aval, du consommateur qui peut, par exemple, choisir entre allumer un radiateur électrique, un poêle à bois ou bien bénéficier du chauffage collectif au gaz. Il existe aussi des passerelles entre ces vecteurs comme la cogénération, la pompe à chaleur ou encore les chaufferies gaz.

Dans l'hypothèse d'un essor massif des énergies renouvelables et de fortes fluctuations du prix de l'électricité, l'on peut imaginer des échanges massifs entre les réseaux d'énergie : conversion des « excédents » de production éolienne et photovoltaïque en chaleur ou en gaz et restitution pendant les pointes de consommation sous forme de chaleur ou d'électricité. Une question importante est de savoir qui bénéficiera de cette captation des excédents d'électricité. Comment elle pourrait être organisée ? Sachant que pour le moment l'électricité est régulée au niveau national et la chaleur au niveau local, à quelles échelles la captation et la conversion seraient-elles régulées ? Qui supervisera et opérera les liens : les collectivités locales, des entreprises gérant de façon intégrée les réseaux énergétiques, des regroupements de consommateurs ?

## Conclusion

Traversant différents périmètres de responsabilité, la conception et la réalisation de systèmes énergétiques en ville relèvent aussi bien du jeu d'acteurs des projets urbains que des régimes sociotechniques de l'énergie c'est-à-dire des systèmes (socio)techniques, des organisations et des règles qui forment un ensemble cohérent. Les principaux régimes correspondent aux réseaux publics d'énergie (électricité, gaz et chaleur) : les deux premiers sont fortement régulés par l'État qui joue ici un rôle hégémonique et couvrent respectivement la totalité et la majorité des espaces bâtis, tandis que le troisième est essentiellement piloté par les autorités locales là où existent ces réseaux, soit dans quelques centaines de communes françaises aujourd'hui. Dans ce dernier cas, la collectivité locale joue un rôle pivot mais non hégémonique du fait que quelques règles structurantes sont fixées par l'État et/ou l'Europe.

Pour le moment, le recours croissant aux ressources énergétiques renouvelables situées dans ou à proximité des espaces urbanisés compose avec ces régimes, cela se traduit par des développements très différenciés selon le vecteur énergétique.

- Le réseau de chaleur – dont le régime laisse une latitude importante aux collectivités locales – mobilise des ressources très ancrées au territoire telles

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que la géothermie, le bois-énergie et la chaleur fatale des déchets et, dans une faible proportion, le solaire thermique.

- Inversement, le réseau électrique agglomère des ressources renouvelables peu dépendantes des collectivités locales puisque l'énergie du vent et du soleil peut être captée sans leur autorisation. Il en est de même du réseau de gaz : il intègre – de façon croissante mais encore marginale par rapport aux ressources fossiles – la méthanisation de produits agricoles ou de déchets sur lesquelles les collectivités locales ont peu de prises (si ce n'est celle des déchets ménagers qu'elles supervisent).

Ces différences territoriales des régimes ne sont pas seulement liées à la nature des ressources énergétiques situées, elles tiennent aussi, et surtout, aux différences de régulation. En particulier, la faible emprise des collectivités locales sur les réseaux électriques et gaz tient à la dimension nationale des règles de régulation et au poids des opérateurs nationaux historiques. Il faut en effet noter que la législation de l'urbanisme interdit aux collectivités locales de fixer des prescriptions relatives aux systèmes énergétiques des bâtiments. Quand bien même elles disposeraient de compétences techniques et de moyens financiers (comme le visent les nouvelles Métropoles), les collectivités locales ne sont pour le moment pas en mesure de jouer un rôle pivot pour l'électricité et le gaz, quelles que soient leurs ambitions énergétiques.

Pour l'instant, le développement des énergies renouvelables compose avec les différents régimes énergétiques : les collectivités locales jouant essentiellement sur les réseaux de chaleur et l'État sur les réseaux d'électricité et de gaz tandis que les ménages et les petites entreprises produisent à l'échelle de leur bâtiment. Les problèmes posés par l'intermittence des énergies solaires et éoliennes rendent nécessaire un ample déploiement de solutions de stockage de l'énergie et de gestion des flux. Les vecteurs chaleur et gaz offrent des possibilités de stockage nettement plus économes que celles du vecteur électricité ; les technologies de conversion entre ces vecteurs connaissent un déploiement massif (cogénération et pompe à chaleur par exemple) ou un développement technologique récent (gas-to-power et hydrogène par exemple) ; les technologies numériques (smart grid) autorisent une grande diversité de modalités de gestion des flux et d'interopérabilité des réseaux. Il est vraisemblable que la transition énergétique passera par une recomposition des régimes sociotechniques de l'énergie. Les modalités de cette recomposition restent encore très incertaines tant elles relèvent de régulations nationales et européennes et donc de choix politiques.

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Parmi les questions d'une recomposition des régimes, l'autonomie énergétique – entendue comme la capacité d'un groupe à maîtriser son avenir énergétique – n'est pas la moindre des questions politiques. Les réactions des grands témoins à la présentation des scénarios ont révélé l'importance des enjeux de participation à la décision, de solidarité et de fiabilité sociotechnique cependant les positions divergent sur l'échelle spatiale la plus adaptée à la prise en charge concomitante de ces enjeux. De ce fait, des questions apparemment techniques ont des dimensions territoriales et politiques: les vecteurs et échelles du stockage de l'énergie, l'autorisation de transaction d'énergie, la taxation de l'autoconsommation et des transactions, le financement des réseaux et l'interopérabilité des vecteurs énergétiques.

La substitution massive des énergies fossiles importées par des énergies renouvelables situées conduira tôt ou tard à une recomposition des régimes sociotechniques de l'énergie, elle mérite un débat sur la redistribution des responsabilités entre l'État, les collectivités locales et les citoyens, débat auquel les entreprises ne manqueront pas de participer. L'imbrication entre technologie, territoires et régulation publique est complexe: gageons que les scénarios prospectifs permettront d'éclairer et de démocratiser ce débat.

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# Chapitre 3

## Vers des villes
ou des quartiers
plus autonomes
sur le plan énergétique

## Le rôle des nouvelles technologies
de l'énergie

Philippe Menanteau, Patrice Schneuwly

### Résumé

Sous l'impulsion d'incitations de l'État (lois Grenelle) ou dans un souci d'exemplarité, les collectivités territoriales jouent un rôle croissant dans la mise en œuvre de la politique énergie - climat. Entre les deux niveaux d'intervention habituels pour les collectivités que sont le bâtiment et le citoyen, d'un côté, et le système urbain (la ville ou la métropole), de l'autre, apparaît un niveau intermédiaire, le quartier, qui offre de nouvelles opportunités dans ce domaine. Dans cette partie nous examinons les avantages que présente l'échelle du quartier par rapport à une approche centrée sur le bâtiment, aussi bien du point de vue de l'offre (nouvelles ressources, effets d'échelle, mise en réseaux, etc...) que de la demande (effets de foisonnement, complémentarité des usages, etc). Nous étudions ensuite les progrès enregistrés ces dernières années sur les technologies de production décentralisée d'énergie et les nouvelles opportunités qu'elles offrent pour des dispositifs d'approvisionnement énergétique plus autonomes et décarbonés. Enfin, nous évoquons certains des débats associés au possible développement de ces quartiers plus autonomes sur le plan énergétique, en particulier, la nécessité d'une approche plus intégrée entre les vecteurs électricité et chaleur, la question de l'accès aux ressources énergétiques en milieu urbain contraint et l'évolution du rôle des infrastructures de transport et de distribution face à la rapide baisse de coûts des moyens de production d'énergie décentralisés

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Les collectivités locales ont dans des contextes institutionnels différents (les Stadtwerke en Allemagne, les services industriels en Suisse par exemple), ou ont eu dans le passé (en France avec les régies municipales) des prérogatives plus importantes en matière d'approvisionnement énergétique. Pour des raisons de responsabilité, d'exemplarité, de compétences et donc d'efficacité, un nombre croissant d'entre elles souhaite s'engager sur la voie d'une transition énergétique vers des villes plus durables. De fait, les compétences des villes en matière d'urbanisme, de politique de transport, de construction ou de réhabilitation, de communication, etc., ainsi que la connaissance des ressources locales, la proximité avec les citoyens/consommateurs, la volonté d'expérimenter, d'innover, de se différencier... peuvent justifier qu'elles investissent à nouveau le champ de la politique énergétique (Coll d'experts, 2013). L'objet de cette partie n'est toutefois pas d'étudier les raisons qui peuvent justifier que les collectivités locales, villes, communautés urbaines, communautés de communes..., participent plus activement à l'élaboration d'un système énergétique plus décentralisé, mais d'examiner les modalités de cette décentralisation sur un plan technico-économique.

L'objectif, ou la contrainte, de la transition énergétique conduit notamment à envisager des systèmes énergétiques plus décentralisés et faisant largement appel aux énergies renouvelables (Ostergaard et al., 2010; RISO, 2011). Ce mouvement vers des territoires à énergie positive, qui était encore totalement irréaliste il y a une dizaine d'années devient un objectif presque atteignable dans certains territoires ruraux en particulier en raison des progrès importants observés au cours des années récentes sur les technologies utilisant les énergies renouvelables. Il ne l'est pas encore pour les pôles urbains, de façon générale, mais la question commence à être posée dans des contextes particuliers : quartiers de construction neuve à hautes performances énergétiques dotés de ressources renouvelables.

La question de l'échelle du territoire sur lequel il serait le plus pertinent d'envisager un approvisionnement énergétique plus décentralisé devient dès lors une question clé (ADEME, 2010). Dans le cadre des politiques énergétiques locales, les aspects liés à la demande d'énergie ont été classiquement abordés à l'échelle des ménages (pour les comportements individuels) ou des bâtiments (pour la performance de l'enveloppe) alors que les questions liées à l'offre (mobilisation des ressources) ou aux infrastructures (interconnections, réseau de distribution électricité/chaleur) étaient plutôt abordées globalement à l'échelle de la ville. La question de l'énergie ne se posait pas à l'échelle intermédiaire, celle du quartier. Le quartier apparaît avec les politiques de réhabilitation ou de développement urbain qui traitent une portion de la ville plus grande que le simple îlot de bâtiments. Il offre la possibilité d'aborder à la fois, la performance

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des bâtiments considérés isolément ainsi que les interactions entre les bâtiments proches, et les questions de la disponibilité des ressources énergétiques et de leur approvisionnement.

Une problématique nouvelle émerge alors avec la question de l'approvisionnement énergétique de ces « écoquartiers » : il ne s'agit plus uniquement de minimiser l'impact environnemental de la consommation d'énergie en recouvrant à des sources produites en dehors du territoire (gaz naturel, électricité de réseau, biomasse), mais de viser un approvisionnement énergétique à partir de ressources locales sur une échelle infra-urbaine. Dans ce texte, nous tenterons dans un premier temps, d'examiner si des facteurs de nature technico-économique justifient de considérer le quartier comme une échelle pertinente pour un système énergétique local et décarboné. Nous reviendrons ensuite sur la dynamique technologique observée depuis quelques années dans les domaines de la production décentralisée et du stockage d'énergie qui ouvre de nouvelles possibilités en matière d'approvisionnement énergétique décentralisé. Enfin, nous explorerons quelques-unes des questions posées à l'occasion de l'atelier organisé dans le cadre du projet Nexus, avec différents acteurs de l'énergie, sur les possibles conséquences d'une évolution de notre système énergétique vers des schémas d'approvisionnement locaux à l'échelle des quartiers.

## Entre la ville et le bâtiment, le quartier est-il la bonne échelle pour des systèmes d'approvisionnement énergétique locaux ?

Dans le cadre des politiques énergétiques locales, le bâtiment est classiquement un secteur à enjeu important, qu'il s'agisse de construction neuve ou de réhabilitation thermique, mais il est généralement considéré isolément (enveloppe) ou de façon plus globale (approvisionnement énergétique) mais sans interactions notables avec l'environnement proche, les autres bâtiments en particulier. Une approche étendue à l'échelle d'un quartier qui considère l'ensemble des bâtiments incite à tenir compte des interactions entre les bâtiments, et permet d'envisager la mobilisation de nouvelles ressources diffuses ainsi que des options techniques non pertinentes à l'échelle d'un bâtiment isolé.
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### La prise en compte des interactions entre les bâtiments

Une approche étendue à l'ensemble du quartier permet de prendre en compte les interactions bioclimatiques entre les bâtiments tels que les effets de masque (ombres portées), l'accumulation de chaleur (îlots de chaleur), etc, dont l'approche à l'échelle du bâtiment ne tient pas compte, et ainsi d'optimiser la localisation des bâtiments sur l'espace disponible (orientation par rapport au soleil ou aux vents dominants, végétalisation des espaces, etc.). Elle permet également de tirer parti de profils de charge différenciés entre logements résidentiels, du fait de modes d'occupation et de préférence différents, ou entre bâtiments résidentiels et tertiaires dont les profils de consommation sont nettement décalés.

Pour la demande de chaleur, la conséquence immédiate est une amélioration du taux d'utilisation des équipements et une limitation des puissances installées. Plus le périmètre considéré est large, plus l'effet du foisonnement est important; il est relativement faible ou nul à l'échelle d'un bâtiment, et plus important pour un quartier qui présente une plus grande mixité d'usages. Il est bien entendu plus important encore à l'échelle d'une ville qui associe des quartiers différents et présente une plus grande mixité fonctionnelle. Dans le cas de l'électricité, le foisonnement permet également de limiter les puissances installées (production, infrastructure de transport/distribution) mais aussi de maximiser l'utilisation des moyens de production locaux et donc leur intérêt économique. C'est le cas par exemple avec le projet IssyGrid qui mutualise la production et la consommation à l'échelle d'un quartier : le surplus de production des bâtiments tertiaires à énergie positive pendant les jours de week-end vers les foyers résidentiels plus demandeurs d'énergie pendant cette période.

### Mobiliser de nouvelles ressources sur un périmètre élargi au-delà du bâtiment

L'échelle du quartier permet également de mobiliser des ressources diffuses qui ne sont pas disponibles ou dans des quantités moindres à l'échelle du bâtiment. La méthanisation des déchets, par exemple, ou la récupération de chaleur sur les eaux usées sont inadaptées ou difficiles à mettre en œuvre à l'échelle d'un bâtiment isolé mais elles peuvent être envisagées à l'échelle d'un quartier. De même, l'utilisation de la chaleur fatale (data center ou centrale de climatisation sur hypermarché, par exemple) peut s'envisager à l'échelle d'un bâtiment mais ces investissements seront plus rapidement amortis à l'échelle du quartier où le foisonnement et la mutualisation peuvent contribuer à améliorer leur taux d'utilisation. Enfin, si l'exploitation de la ressource solaire peut être envisagée à

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l'échelle du seul bâtiment, une approche plus globale permet de tenir compte des effets d'ombre portée dans la conception des bâtiments ou d'optimiser l'espace disponible pour mieux exploiter la ressource. Des bâtiments peu consommateurs mais disposant de grandes surfaces ensoleillées peuvent ainsi produire de l'électricité ou de la chaleur en excédent pour des bâtiments voisins peu dotés en ressources. Comme pour le foisonnement des consommations, un périmètre étendu permet d'intégrer des ressources considérées comme mineures aux échelles inférieures.

L'élargissement de l'échelle au-delà du seul bâtiment autorise la mise en œuvre d'options techniques spécifiques grâce à l'effet de taille. La possibilité de regrouper les demandes d'énergie émanant d'un grand nombre de bâtiments permet d'envisager des dispositifs de distribution de chaleur (ou de froid) en réseau (UNEP, 2015). Certes le réseau peut se limiter à un immeuble (simple dispositif de chauffage en pied d'immeuble) mais dans le cas d'un groupe de bâtiment, d'un îlot, voire de plusieurs quartiers (chauffage urbain), la centralisation de la production de chaleur autorise des effets d'échelle en production. Il en résulte une baisse des coûts unitaires de la puissance installée, des coûts d'approvisionnement en ressources, de maintenance, etc., et donc généralement une baisse des coûts de l'énergie distribuée. La gestion de l'approvisionnement et du stockage est également simplifiée, notamment pour des dispositifs qui nécessitent des stockages importants (chaudière ou centrale biomasse). La pollution enfin est plus facile à gérer sur des installations de grande taille que sur un grand nombre d'installations diffuses de petite taille (cf. biomasse à nouveau).

Le schéma décrit ici qui associe des ressources dispersées, des moyens de production de taille intermédiaire et des réseaux de distribution, n'est pas à proprement parler un modèle décentralisé si on le compare au modèle actuel basé sur des chaudières individuelles ou en pied d'immeuble. Il offre toutefois, par une approche plus intégrée, la possibilité d'un approvisionnement énergétique à l'échelle du quartier qui s'appuie pour l'essentiel sur des ressources renouvelables.

## Le quartier à l'échelle des projets de rénovation urbaine

Les arguments évoqués ci-dessus (liste non exhaustive) illustrent l'intérêt qu'il peut y avoir à appréhender l'approvisionnement énergétique d'un quartier en tant que système avec des interactions entre ses éléments et non pas comme une addition de bâtiments pris isolément. Dans une perspective d'évolution vers des territoires plus autonomes sur le plan énergétique, les arguments évoqués ci-dessus conduisent à élargir le plus possible le périmètre considéré (ie au-delà

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du seul quartier). En effet, si la réalisation d'un réseau de chaleur au-delà d'une certaine limite peut éventuellement induire des économies d'échelle (pertes de chaleur en réseau par ex.), les effets d'agglomération évoqués ci-dessus (foisonnement), la mobilisation de sources d'énergie diffuses, etc. augmentent avec la superficie du territoire considéré. Dans cette logique, la recherche d'une plus grande efficacité conduit à considérer l'agglomération urbaine ou la métropole comme l'échelle pertinente pour concevoir un système d'approvisionnement énergétique à l'échelle locale.

Les avantages de l'échelle intermédiaire (infra urbaine) sont à rechercher ailleurs. Ils se situent d'abord, comme il a été dit plus haut, dans le fait que les programmes de construction ou de réhabilitation urbaine ne peuvent englober l'ensemble du territoire urbain. En revanche le quartier constitue un ensemble cohérent pour un projet d'aménagement ambitieux qui associe différents types de bâtiments, un ou des systèmes d'approvisionnement énergétique, et éventuellement des problématiques de gestion des déchets, mobilité, ressources en eau, etc.

L'échelle du quartier permet d'envisager la réalisation d'un projet de construction neuve ce qui n'est pas compatible avec l'échelle de la ville, au moins dans les pays occidentaux. La création d'un quartier neuf offre alors des marges de manœuvre importantes dans une perspective d'expérimentation ou de performance environnementale : sur le plan de l'urbanisme (architecture bioclimatique, végétalisation vis-à-vis des îlots de chaleur, etc.), sur le plan de la performance énergétique (BBC, BEPOS)<fnref n="1" />, sur le plan de l'offre énergétique (distribution de chaleur, intégration d'EnR et de stockage, etc.). La réhabilitation d'un quartier existant permet également des évolutions significatives (renouvellement des formes de bâti, mise à niveau des normes de construction, amélioration du bilan thermique des bâtiments...) mais les contraintes sont nécessairement plus grandes, en particulier pour l'installation de nouvelles infrastructures de production/distribution d'énergie.

Enfin l'échelle du quartier est bien appropriée dans le cadre d'un dispositif d'approvisionnement énergétique qui cherche à maximiser l'utilisation des ressources locales pour une plus grande autonomie énergétique. L'appartenance à un territoire et les rapports de solidarité qui peuvent s'y établir facilitent la mise en place d'une gestion de l'énergie reposant sur des reports de charge, des effacements, des échanges, et la recherche d'un équilibre offre - demande

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<footnote n="1">1 Bâtiment Basse Consommation (BBC) et Bâtiment à Énergie Positive (BEPOS) sont deux labels de performance énergétique respectivement instaurés et projetés par l'État français.</footnote>
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favorable à une meilleure utilisation des ressources locales. Si la ville ou l'agglomération urbaine permettent de mobiliser des ressources plus importantes et de bénéficier d'effets de foisonnement plus massifs, c'est à l'échelle du quartier ou de l'ilot que des modes de régulation non marchands peuvent aussi contribuer à l'exploitation optimale des ressources locales.

À plusieurs reprises nous avons utilisé ici le terme d'autonomie énergétique. Dans notre esprit, il ne s'agit pas d'aller vers des territoires fonctionnant en autarcie sur la base de leurs seules ressources énergétiques, ce qui serait, en l'état actuel des technologies, un non-sens économique et une source potentielle de conflits entre territoires voisins. L'objectif poursuivi n'est donc pas l'autarcie mais un meilleur équilibre entre ressources renouvelables locales et consommation d'énergie. On peut ainsi imaginer un monde dans lequel certains quartiers ou villes rechercheront une plus large autonomie en exploitant toutes les ressources disponibles (y compris parfois à coûts élevés) en association avec le développement de moyens de stockage importants à l'échelle locale. D'autres quartiers ou villes feront un choix différent en recourant aux énergies renouvelables locales facilement accessibles et en complétant cette offre par l'utilisation systématique des interconnections pour bénéficier d'autres ressources d'énergie, décarbonées autant que souhaitable, situées à l'extérieur du territoire (grande hydraulique, grand éolien, nucléaire éventuellement, grand stockage, etc.).

Les coûts d'accès aux ressources renouvelables locales, et donc la dotation en ressources, ainsi qu'aux moyens de stockage sont donc des paramètres économiques essentiels dans la définition des objectifs (quelle autonomie ?) et le choix des moyens (à quelle échelle ?) pour l'approvisionnement énergétique des villes ou des quartiers. Notons qu'ils sont toutefois susceptibles d'évoluer avec le progrès technique qui contribue à améliorer les rendements et donc le potentiel mobilisable, ou faciliter l'accès à de nouvelles ressources.

## En quoi les évolutions technologiques récentes rendent-elles plus concrète cette perspective d'un modèle d'approvisionnement énergétique à l'échelle du quartier ?

L'objectif de cette partie est de montrer que le champ des possibles s'élargit considérablement avec les progrès techniques récents. Ce qui n'était pas envisageable il y a encore 10-15 ans devient réalisable ; l'exemple des systèmes

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photovoltaïques ayant atteint la parité réseau<fnref n="2" /> en est une illustration mais d'autres évolutions dans le domaine du stockage d'énergie ou des réseaux de chaleur ouvrent des possibilités d'évolution des systèmes énergétiques vers une plus grande autonomie en s'appuyant largement sur la mobilisation des sources locales d'énergie renouvelable.

### Pour l'électricité/l'existant

Aujourd'hui, les villes sont desservies par des réseaux électriques maillés alimentés par des moyens de productions centralisés pour bénéficier d'économies d'échelle (centrales nucléaires pour l'essentiel, avec une part d'énergie renouvelable provenant de l'hydraulique, et une part plus faible d'éolien et de solaire). Ces réseaux sont peu adaptés à l'arrivée des énergies renouvelables variables qui introduisent des fluctuations sur le réseau et requièrent des communications en temps réel entre les différents systèmes énergétiques<fnref n="3" />.

Les développements technologiques actuels concernant l'électricité à l'échelle de la ville, du quartier, de l'îlot et du bâtiment, visent à une meilleure adéquation entre la production et la consommation, et à une meilleure intégration des EnR variables dans le réseau électrique existant.

Le développement du stockage électrique est un moyen technique important pour faciliter l'intégration des EnR variables. Le système électrique national a recours, depuis longtemps, au stockage stationnaire de l'énergie sur des durées de plusieurs mois avec les centrales de lac ou sur des durées plus courtes (quelques heures/jours) avec le stockage de l'eau chaude sanitaire pendant les heures creuses ou la remontée d'eau dans les réservoirs pour un turbinage différé avec les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP). Mais il y a encore peu de stockage par batteries, par air comprimé ou par volant d'inertie, sauf pour des cas précis d'installations isolées ou pour répondre à des aléas systémiques (secours, systèmes de haute disponibilité). Dans tous les cas, la temporalité de ces stockages est horaire ou journalière et dépasse rarement plusieurs jours.

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<footnote n="2">2 On parle de « parité réseau » lorsque le coût du kWh produit par une technologie de production distribuée égale le prix d'achat de ce même kWh sur le réseau électrique ; les deux options techniques sont alors théoriquement indifférentes pour le consommateur. Notons que la parité réseau est généralement estimée sans tenir compte des coûts de l'intermittence.</footnote>

<footnote n="3">3 En Allemagne, de nouveaux transformateurs permettant de gérer de façon automatique les fluctuations du réseau (tension) ont été installés pour faciliter l'intégration massive des EnR variables. En France, ces nouveaux transformateurs ne sont pour l'instant pas installés car ni le gestionnaire de réseau ni les collectivités locales ne souhaitent assumer la charge financière de ces nouveaux équipements.</footnote>
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L'installation de moyens de stockage a jusqu'à présent essentiellement ciblé les besoins du système électrique à l'échelle nationale. Avec la forte baisse des coûts du PV, la perspective de la parité réseau et le développement de l'auto-production, des moyens de stockage à l'échelle individuelle, de l'îlot ou du quartier pourraient voir le jour.

Pour l'électricité/le futur

À l'avenir, une proportion croissante des moyens de production renouvelable visera une utilisation « directe » de l'électricité produite, évitant les pertes dues au transport et au stockage, grâce à la conjugaison du smart building et du smart grid. Ces deux approches associent les différentes échelles de la ville, du quartier, de l'îlot jusqu'à descendre au logement en intégrant l'usager. Ce maillage est essentiel pour bien prendre en compte la mutualisation des systèmes de stockage et de production locale d'énergie qu'impose la densification croissante des espaces urbains.

Le foisonnement des productions issues des systèmes solaires, éoliens ou de cogénération devrait à terme faciliter la satisfaction des besoins identifiés dans le cadre d'un mix électrique à l'échelle nationale reposant en grande partie sur des énergies renouvelables. La généralisation de ces technologies combinées à différents moyens de stockage répartis (batteries électro-chimiques, air comprimé, hydrogène éventuellement) permettra d'assurer des fonctions complémentaires telles que l'intégration des EnR variables (lissage de la production intermittente), le soutien à la qualité (adaptation tension/fréquence) et la réduction des pertes en réseau (boucles locales).

Par contre, à l'échelle de la ville ces moyens de stockage resteront des stockages journaliers ou au plus hebdomadaires. L'intégration massive des EnR variables (éolien, photovoltaïque principalement) dans les systèmes électriques se traduira par des périodes de plus en plus importantes durant lesquelles la production dépassera la demande. Les quantités mises en jeu dépasseront alors les capacités classiques de flexibilité et de stockage du système électrique, en particulier à l'échelle locale et la conversion vers un autre vecteur énergétique pourrait être une solution (Mathiesen, 2015). L'utilisation de technologies assurant la conversion de l'électricité en gaz permettrait de valoriser l'électricité excédentaire (Power-to-Gas) et faciliterait le stockage de longue durée. Le gaz fabriqué, avec une étape de méthanation pourrait aussi être injecté directement dans les réseaux de distribution ou de transport de gaz naturel, créant de fait un couplage entre les différents réseaux et vecteurs énergétiques. Les possibilités de valorisation
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des excédents seraient ainsi démultipliées tant en termes d'usages finaux qu'en termes temporels et spatiaux <fnref n="4" /> (Jedliczka, 2014). Ces moyens de transformation de l'électricité en gaz resteront toutefois plus adaptés à l'échelle de la région, compte tenu de leur taille. L'échelle de la ville qui nous intéresse ici, permettrait néanmoins un stockage de grande ampleur et de longue durée de l'électricité provenant des EnR variables et une utilisation à travers le vecteur chaleur.

### Pour la chaleur/l'existant

Dans le résidentiel et le tertiaire neuf, le renforcement de la réglementation thermique contribue à une diminution des puissances installées pour le chauffage et l'eau chaude sanitaire (ECS), et rend quasi nécessaire le recours aux ressources renouvelables. Pour le parc existant qui représente plus de 90 % de la consommation totale, les technologies de chauffage et d'ECS mobilisent encore des puissances significatives mais elles devraient également diminuer progressivement du fait des politiques de rénovation thermique.

Cette évolution a plusieurs conséquences. Dans les bâtiments neufs, la consommation d'ECS approche ou dépasse celle du chauffage et les consommations liées à la production de chaleur (chauffage et ECS) pourraient devenir inférieures à celles de l'électricité pour les usages spécifiques (électroménager, technologies de l'information et de la communication) qui prennent une part de plus en plus importante dans le résidentiel. Cette tendance devrait perdurer dans les années à venir, avec la maison connectée qui fera la part belle aux équipements électriques, et à l'automatisation des systèmes.

Les évolutions technologiques récentes pour ce qui concerne l'offre de chaleur se situent à plusieurs niveaux. À l'échelle de la ville et du quartier, les réseaux de chaleur sont progressivement décarbonés, les énergies fossiles étant remplacées par la biomasse, la géothermie et des énergies fatales, et dans certains cas, la cogénération (UNEP, 2015). À plus petite échelle, les réseaux utilisent des chaudières bois ou des systèmes associant une pompe à chaleur et un dispositif de géothermie verticale ou un réseau d'eaux usées.

À l'échelle du bâtiment, les nouvelles générations de chaudières de plus en plus efficaces peuvent être couplées à une production de solaire thermique participant à la production de chauffage et d'ECS. Ces couplages sont également

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<footnote n="4">4 En France les capacités de stockage de gaz existantes sont 300 fois plus importantes que celles du réseau électrique (137 TWh contre 0,4)</footnote>
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très intéressants au niveau de la ventilation des bâtiments, avec des VMC sur
chauffe-eaux thermodynamiques. L'association ballon d'eau chaude très isolé et
plancher chauffant constitue une solution très pertinente pour l'utilisation du
solaire thermique sur des usages combinés chauffage et ECS. Pour les construc-
tions neuves très performantes énergétiquement, des systèmes combinés de
solaire photovoltaïque et thermique, permettent de préchauffer l'air utilisé avec
des pompes à chaleur. Ce type de combinaison peut se faire également avec de
l'air préchauffé par des puits canadiens, les systèmes réversibles permettant de
rafraîchir les bâtiments en période chaude.

Le retour d'expérience sur ces technologies qui ont été pour l'essentiel mises en œuvre depuis la fin des années 2000 montre des défauts de jeunesse, des problèmes de conception, d'installation et de maintenance. Pour les années à venir, la simplification des systèmes, l'amélioration de la fiabilité et une meilleure adéquation entre coûts d'investissement et/ou de maintenance et performance énergétique constituent des enjeux importants.

Pour la chaleur/le futur

La projection en 2030 et 2040 introduit une incertitude de taille sur l'ampleur
de la rénovation thermique dans le parc existant. Dans un certain nombre de
configurations, le coût élevé de la rénovation ou la complexité de la prise de
décision collective ou des contraintes architecturales pourraient justifier de
trouver un autre équilibre entre minimisation des consommations et offre de
chaleur décarbonée. Des réseaux de chaleur alimentés par des EnR auraient
alors un rôle important à jouer, en particulier dans les villes disposant déjà d'un
réseau ou dans les zones urbaines denses favorisant l'habitat collectif.

Le développement des réseaux pourrait être de deux types :

- les réseaux classiques de température élevée comportant une part d'énergie renouvelable significative;

- et les réseaux de chaleur, dits à basse température ou tièdes, plus en lien avec les besoins de chaleur limités des nouveaux bâtiments.

Un avantage important des réseaux dits « de chaleur » est la possibilité de distribuer également du froid urbain, très utile compte tenu des perspectives d'élévation globale des températures liées à l'évolution du climat. Ce froid urbain pourrait être généré grâce à l'absorption produite par l'énergie solaire, une technologie qui devrait être mature à l'horizon considéré. On éviterait ainsi, les
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dispositifs classiques de climatisation qui produisent du froid par compression et consomment donc, pour l'essentiel, de l'énergie électrique.

En 2040, le stockage thermique à grande échelle pourrait également être développé en lien avec les réseaux de chaleur pour permettre le déploiement de smart grid solaires. Aux latitudes des pays européens, environ deux tiers de la ressource solaire est disponible entre mai et septembre, alors que deux tiers des énergies consommées sur les réseaux de chaleur le sont sur une période d'octobre à avril. Ce déphasage saisonnier entre la disponibilité de la ressource et la demande met en relief la nécessité d'un stockage de longue durée (plusieurs mois). Des réservoirs de type réservoir d'eau potable (châteaux d'eau), isolés et enterrés, pourraient constituer ces stockages thermiques de grands volumes (5 000 à 10 000 m³) capables de conserver la chaleur pendant plusieurs mois et de créer le déphasage souhaité entre offre et demande.

À une échelle plus petite, les bâtiments ou îlots pourraient être desservis par des systèmes collectifs équipés de chaudières à condensation à haut rendement (et alimentés par du gaz naturel intégrant une forte proportion de méthane provenant du biogaz ou de la méthanation<fnref n="5" />), du solaire thermique ou hybride thermique/électrique, et des systèmes de récupération de chaleur sur eaux usées couplés à des pompes à chaleur.

Dans tous les cas, des stockages thermiques de proximité de petit volume (50 à 5 000 litres) seront nécessaires pour l'eau chaude sanitaire, car ils permettront le déphasage jour/nuit par exemple et surtout la réduction de la puissance de chauffe.

### Quelles conséquences d'une plus grande autonomie dans l'approvisionnement énergétique des villes/ quartiers ?

Dans cette dernière partie nous évoquerons quelques-unes des questions soulevées par les parties prenantes lors de la présentation et de la discussion des scénarios Nexus (cf. *Méthodologie Nexus en annexe*). Ces discussions montrent que si le progrès des technologies rend faisable l'évolution vers une plus grande autonomie énergétique des pôles urbains dans un avenir plus ou moins proche,

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<footnote n="5">5 Procédé industriel de conversion catalytique permettant de produire du méthane (gaz naturel) à partir de dioxyde de carbone et d'hydrogène. On parle de transformation de l'électricité vers le gaz (Power to Gaz) lorsque l'hydrogène est produit par électrolyse; ce procédé permet alors de stocker de l'électricité d'origine renouvelable sous forme d'hydrogène ou de gaz naturel.</footnote>
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celle-ci suscite un certain nombre d'interrogations sur le plan social (risque d'aggravation des inégalités, précarité énergétique...), politique (compétition dans l'accès aux ressources entre les territoires, recul de la solidarité nationale, etc.) ou économique (coût de la desserte énergétique, prise en charge des réseaux, modalités d'échanges entre territoires, etc.). Nous accorderons ici un intérêt particulier à ces dernières.

## Perspectives pour la distribution de chaleur en réseau dans des quartiers à basse consommation d'énergie

Un réseau de chaleur est un système de production et de distribution d'énergie (chauffage et ECS et/ou froid) qui comprend des unités de production (moyens de base et moyens de pointe) et une infrastructure de distribution. Le coût de la chaleur distribuée est composé d'éléments fixes (amortissement des équipements, frais de gestion) et d'une partie variable qui dépend des quantités produites (coût de l'énergie). Comme tous les réseaux, les réseaux de chaleur présentent de fortes économies d'échelle c'est-à-dire que les coûts unitaires diminuent à mesure que le volume d'énergie distribuée augmente.

Le développement d'infrastructures lourdes pour la distribution de chaleur ou de froid impose des investissements conséquents (coûts fixes) dont l'amortissement suppose de vendre des quantités de chaleur importantes. Le modèle économique de la distribution de chaleur en réseau risque donc d'être remis en cause par la réduction des consommations de chauffage des bâtiments résultant des opérations de rénovation thermique (objectifs de 50 à 60 %) (Gabillet, 2015; Sperling et al., 2012; Lund et al., 2010). Si les quantités vendues sont plus faibles (ou les puissances installées plus faibles), les coûts fixes par unité de puissance augmenteront pour l'ensemble des consommateurs. Pour les ménages ayant bénéficié d'une rénovation thermique, l'impact sera moindre puisque leur demande de pointe et, ce faisant, leur puissance souscrite auront été réduites. En revanche, les ménages non concernés par les rénovations thermiques devraient voir leurs coûts d'abonnement (coûts fixes) augmenter.

Pour les projets de construction de nouveaux réseaux, cette problématique de coûts échoués ne se pose pas dans les mêmes termes. S'agissant d'un projet qui mobilise des investissements importants pour des ventes de chaleur réduites, la question de l'équilibre économique doit bien entendu être posée aussi. Mais dans le cas d'une construction, les puissances peuvent être adaptées à la demande et les coûts des travaux réduits en conséquence, et des extensions peuvent être envisagées vers les territoires connexes. Surtout, l'offre technique peut être

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adaptée à des bâtiments ayant des besoins de chaleur limités ; c'est l'option des réseaux à basse température (Brand et al., 2013; Dalla Rosa, 2011).

À l'inverse des réseaux de chaleur classique, les réseaux à (très) basse température peuvent être alimentés par un grand nombre de sources différentes (boucle d'eau tiède). Ils fonctionnent alors comme un réseau de collecte et de re-distribution de chaleur à partir de sources réparties, le principal intérêt étant de collecter des ressources qui ne sont pas ou mal valorisées localement: la chaleur solaire excédentaire produite sur des installations collectives ne disposant pas de stockage ou la chaleur fatale d'installations industrielles (centres de calcul, installation de climatisation), voire les calories disponibles dans les eaux usées en association avec des pompes à chaleur, par exemple (CETE, 2012).

L'option est séduisante mais elle induit des coûts de coordination importants, en particulier dans la phase initiale d'apprentissage où la technologie est encore mal connue, les futurs utilisateurs incertains sur les performances, notamment économiques, et les primes de risques élevées. Un acteur public, ici une collectivité territoriale, peut alors jouer un rôle décisif en mobilisant les acteurs, en assumant le risque d'un projet qui doit assurer une demande aux vendeurs de chaleur et une offre aux consommateurs, et en apportant une garantie au secteur bancaire.

Les réseaux de chaleur constituent des outils importants dans le cadre des politiques locales de l'énergie et du climat mais, en raison de leur structure de coût particulière (importance des coûts fixes), leur équilibre économique peut nécessiter des aides publiques et/ou une planification visant à optimiser le taux de raccordement (UNEP, 2015; Gabillet, 2015). Avec les nouveaux réseaux (boucles d'eau tiède/bâtiments basse consommation), l'intervention publique peut être encore plus nécessaire pour assurer le besoin initial de coordination et préserver l'équilibre économique de projets. Sous cette condition, la distribution de chaleur en réseau reste une option techniquement et économiquement pertinente dans une perspective d'approvisionnement énergétique diversifié et décarbonné pour les bâtiments performants.

### Chaleur/électricité: des complémentarités en production mais également pour l'usage et le stockage

Parmi les visions qui ont émergé au cours des échanges organisés dans le cadre du projet Nexus, l'approche intégrée entre la chaleur et l'électricité a paru s'imposer. Concrètement les acteurs ont une perception positive d'une approche qui associe les deux vecteurs dans une recherche de plus grande efficacité énergétique. Plutôt

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que de solliciter plusieurs opérateurs pour approvisionner un quartier en chaleur, en électricité, et éventuellement en gaz, il apparaît plus rationnel de confier cette opération à un seul, lequel peut alors profiter d'éventuelles synergies entre ces vecteurs.

La cogénération est un exemple de synergie qui consiste à valoriser la chaleur produite pendant le processus de production d'électricité (chaleur habituellement dissipée dans l'atmosphère) pour l'utiliser dans les usages de chauffage ou d'eau chaude sanitaire par exemple. Le rendement de l'opération voisin de 35 % en cas de production d'électricité seule (cycle simple) passe alors, si on prend en compte la chaleur produite, à 90 % diminuant d'autant la consommation de ressources fossiles (ou renouvelables dans le cas de la biomasse).

La valorisation de la chaleur produite suppose bien entendu que les centrales en cogénération soient situées à proximité ou dans les agglomérations urbaines, les pertes en réseau étant bien plus importantes pour la chaleur que pour l'électricité. Elle concerne donc certaines installations de grande taille situées en périphérie des villes (centrales électriques fossiles, usines d'incinération de déchets) et des installations de plus petite taille implantées en zone urbaine prioritairement pour l'alimentation en chaleur (moteurs gaz, chaudière biomasse, etc.).

Mais d'autres complémentarités sont également possibles à d'autres stades que celui de la production. Ainsi, le système électrique français exploite classiquement un autre type de synergie entre électricité et chaleur avec les capacités de stockage que constituent les chauffe-eau. Ceux-ci sont alimentés en électricité à bas coût pendant la nuit pour stocker de l'eau chaude qui sera utilisée en journée alors que les prix sont plus élevés.

Les options techniques évoquées au cours des débats vont implicitement plus loin. L'idée serait d'exploiter de manière plus approfondie les synergies entre chaleur et électricité avec des systèmes énergétiques intelligents (*smart energy systems*) associant la production d'électricité intermittente et les réseaux de chaleur basse température évoqués ci-dessus (Harb, 2013 ; Lund, 2014 ; Mathiesen, 2015). Comme dans le cas précédent, le travail de coordination ainsi que l'identification des synergies possibles seraient grandement facilités par un opérateur unique (public ou privé) que les participants aux échanges dans le cadre de Nexus appelaient de leurs vœux.

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## Concurrence pour l'accès/partage des ressources renouvelables en zones urbaines

Dans la partie qui précède, nous avons évoqué différentes technologies permettant d'alimenter des bâtiments neufs très performants, et donc peu consommateurs, à partir de ressources renouvelables. Ces bâtiments exploiteront au mieux les ressources énergétiques disponibles en zones urbaines, solaire thermique et électrique, géothermie, chaleurs fatales, biomasse locale, pour l'essentiel, qui pourraient couvrir une partie significative sinon la totalité des besoins de chaleur et peut-être aussi d'électricité (en moyenne annuelle). Pour le parc existant, même rénové, les zones urbaines les plus denses ou les régions moins dotées en ressource solaire, l'équilibre entre la production et la consommation sera plus difficile à atteindre; on pense en particulier à la consommation d'électricité dont la demande continue à croître, alors que la demande de chaleur est en très forte réduction.

Si donc l'approvisionnement énergétique de certains îlots ou quartiers peut à moyen terme provenir très majoritairement de sources renouvelables situées dans l'exact périmètre de ces îlots ou quartiers, on peut penser que ces solutions ne seront pas généralisables à l'ensemble des configurations urbaines. Des ressources énergétiques complémentaires seront certainement nécessaires en provenance soit de la périphérie proche de la zone urbaine (l'hinterland), soit d'autres villes ou d'autres régions (réseaux pour l'électricité et le gaz, transport routier pour la biomasse) (ADEME, 2013).

Pour les quartiers contraints dans l'accès aux ressources, la solution la plus naturelle est celle qui a jusqu'à présent été utilisée à l'échelle nationale, la mutualisation. Les éventuels déficits énergétiques seraient couverts par des ressources mutualisées, à l'échelle nationale ou régionale (grands parcs éoliens ou solaires, dispositifs de stockage type STEP, centrales nucléaires éventuellement) ou à l'échelle de l'agglomération urbaine. C'est à cette échelle que des difficultés pourraient survenir et raison d'une sollicitation croissante du foncier en périphérie des agglomérations, pour de nouvelles constructions, pour le développement de productions agricoles de proximité, et pour l'accès aux ressources énergétiques.

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## Conséquences de la parité réseau pour les moyens de production distribuée: comment préserver les fonctions d'échange/secours des réseaux ?

Jusqu'à une date récente, le coût des technologies de production décentralisée d'électricité était tel que la connexion au réseau était toujours l'option à privilégier, sur la base de critères économiques, lorsque l'accès au réseau électrique était disponible. Les coûts de production d'électricité PV notamment dépassaient largement 3 ou 400 €/MWh, sans tenir compte des éventuels coûts du stockage, soit un niveau très supérieur au prix moyen de l'électricité en réseau.

Avec la très rapide évolution des prix des panneaux PV observée ces dernières années, et le début de la baisse des coûts du stockage, la parité réseau est aujourd'hui atteinte dans un certain nombre de régions du monde où les prix de l'électricité sont élevés et la ressources solaire abondante. Plusieurs études montrent ainsi qu'aux États-Unis ou en Australie, un nombre significatif de consommateurs pourrait d'ores et déjà avoir intérêt à produire leur propre électricité et abandonner le réseau (RMI, 2014). La conséquence d'un abandon du réseau par un nombre croissant de consommateurs serait l'accroissement des coûts fixes, créant une incitation à de nouvelles déconnexions dans ce que certains auteurs appellent une « spirale de mort » pour les entreprises électriques.

On peut transposer ce débat à l'échelle de l'approvisionnement de quartiers devenant progressivement autonomes sur le plan énergétique. Pour la France, la question semble aujourd'hui peu pertinente, mais peut-on affirmer qu'elle ne le sera toujours pas dans 20 ou 30 ans si les dispositifs de stockage bénéficient d'une dynamique de baisse de coûts comparable à celle du panneau PV? Sans aller jusqu'à l'autonomie, quelle serait la conséquence d'une réduction significative des consommations d'électricité du fait de l'auto-production, sur les tarifs d'utilisation des réseaux ? (Khalilpour et al., 2015). Comme pour les zones rurales ou la périphérie des villes, dans un premier temps, le développement de la production distribuée pour les zones urbaines pourrait tout à la fois alléger les contraintes sur les réseaux et augmenter leurs coûts si les quantités ou les puissances qui transitent par les réseaux diminuent. Paradoxalement alors que la fonction d'échange, avec l'hinterland, avec d'autres quartiers, d'autres villes deviendra plus nécessaire, elle deviendrait également plus coûteuse, incitant à plus de stockage local pour une plus grande autonomie.

Ces questions des coûts échoués et de la prise en charge de la fonction essentielle d'échange par les grands réseaux, dans des configurations d'approvisionnement

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énergétique plus autonome des quartiers et des territoires, sont des sujets de préoccupation pour les acteurs impliqués dans le développement énergétique des écoquartiers comme cela avait été constaté à Stockholm (Rutherford, 2008). À long terme, cette plus grande autonomie de l'approvisionnement local pourrait mettre en question les principes de fiabilité et de solidarité nationale des grands réseaux (Dupuy, 2011).

Conclusion

La mise en œuvre de politiques de l'énergie et du climat à l'échelle locale apparaît aujourd'hui comme une nécessité qui conduit certaines collectivités locales à explorer les voies d'une transition vers des systèmes énergétiques décarbonés et plus décentralisés. Entre l'échelle du bâtiment trop limitée et celle de l'agglomération urbaine hors d'atteinte pour une majorité de villes françaises, l'échelle du quartier constitue un ensemble cohérent pour un projet urbain ambitieux qui intègre les aspects énergétiques. Elle offre en outre la possibilité d'une approche plus systémique qui tient compte des interactions entre les bâtiments et permet de mobiliser davantage de ressources renouvelables.

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L'évolution des technologies de l'énergie aux cours des dernières années telles que le photovoltaïque, du stockage, et demain des réseaux intelligents ouvre des perspectives de déploiement de systèmes d'approvisionnement énergétique, à l'échelle du quartier ou d'une partie de ville, utilisant une plus grande proportion d'énergies renouvelables et de ce fait plus autonomes.

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Les premières réalisations ont encore un caractère exploratoire destiné à tester la faisabilité technique et ne présentent donc pas la standardisation et les performances économiques qui seraient nécessaires à un large déploiement. On ne peut donc pour l'instant affirmer que des systèmes énergétiques plus décentralisés ont un avantage économique net par rapport au système existant (Gulli, 2006), mais, on l'a vu, le progrès technique dans ce domaine est très rapide. Ils posent par ailleurs de nouveaux défis auxquels des solutions devront être apportées pour permettre la généralisation de villes ou de quartiers plus autonomes sur le plan énergétique, comme la nécessité de développer des stockages, la synergie entre vecteurs énergétiques ou l'interopérabilité des réseaux. Elles posent enfin la question de l'accès aux ressources renouvelables, de leur partage, des besoins d'échanges que la non-coïncidence entre offre et demande fait apparaître et, au-delà, de l'avenir des réseaux, notamment de leur fiabilité et de leurs fonctions de partage et de mutualisation qui ont accompagné le développement des villes et du pays.

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# Chapitre 4

## Modèles d'affaires
et innovations énergétiques
urbaines

Caroline Gauthier, Sylvie Blanco, Gilles Debizet

### Résumé

La diffusion des solutions permettant de répondre aux enjeux du développement durable, à l'instar de la transition énergétique, reste insuffisante. Elle reste cantonnée à des monographies, le plus souvent d'expérimentations, dont il est difficile de tirer des enseignements généraux. La littérature récente suggère l'adoption d'une approche en termes de modèles d'affaires (Boons et Lüdeke-Freund, 2013; Bocken et al., 2014). Le projet de recherche Nexus a permis de mettre en œuvre cette approche afin de qualifier les modalités de coordination de l'énergie dans les projets urbains novateurs. Après avoir rappelé les fondamentaux des modèles d'affaires, ce chapitre présente leur application au cas de de l'écoquartier de Bonne et d'IssyGrid. Il en résulte une typologie des modèles d'affaires des acteurs pour la transition énergétique, la mise en avant de leur dimension collective et les multiples dimensions de la valeur créée par et pour ces acteurs – bien au-delà de la valeur économique.

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La réalisation d'écoquartier tout comme la transition énergétique font l'objet d'une littérature croissante dans les champs des technologies, de l'aménagement et de l'économie. Suscitant l'attention des politistes et des sociologues, la dimension participative se focalise sur les interactions entre les porteurs et concepteurs des quartiers ou bâtiments durables avec les habitants, riverains existants ou futurs utilisateurs. Si les logiques de l'aménageur et de la municipalité – et parfois celles du promoteur immobilier sont souvent étudiées, rares sont les analyses qui portent conjointement un regard sur les acteurs de l'énergie dans ces situations de fabrique de la ville.

L'approche par les modèles d'affaires permet d'articuler l'entité économique (entreprise, établissement public...) porteuse de l'« affaire » avec l'écosystème au sein duquel elle produit de la valeur, ici appelée « réseau de valeur ». Associée depuis son origine au projet de recherche Nexus, cette approche apporte des éclairages sur les logiques d'actions et les modalités de collaboration entre les acteurs de la ville et de l'énergie en milieu urbain, notamment, entre les porteurs de nœuds socio-énergétiques.

Après une présentation des concepts les plus récents en termes de modèles d'affaires durables, ce chapitre décrit les évolutions de modèles d'affaires observés dans les projets Écoquartier De Bonne et IssyGrid et tire des enseignements plus généraux sur les modèles d'affaires de la transition énergétique.

### L'approche par les modèles d'affaires

Le modèle d'affaires est un concept et un outil stratégique. Il permet de comprendre pourquoi et comment une « affaire » a lieu sur le marché. Pour David Teece (2010), un business model ou modèle d'affaires est défini par les hypothèses avancées par l'équipe dirigeante concernant les besoins des clients, comment l'entreprise peut y répondre et générer des profits. Une définition plus récente (Baden-Füller et Mangematin, 2013) et plus précise le définit selon quatre éléments: la proposition de valeur sur laquelle porte l'échange (« l'affaire »), l'identification des consommateurs, le réseau de valeur qui justifie des différentes étapes et des différents acteurs impliqués dans la création de la valeur sur laquelle portent l'échange, et le système de monétisation qui rend compte de la capture de cette valeur.

Le modèle d'affaires décrit l'offre sur laquelle porte la transaction, en expliquant en quoi cette offre apporte de la valeur aux acheteurs. On parle de « proposition de valeur », en justifiant les caractéristiques de cette valeur et sa différenciation

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par rapport aux offres concurrentes (exemple: moins chères, de meilleure qualité, plus performantes). La proposition de valeur peut correspondre à une solution « sur mesure » (elle est qualifiée alors de type « taxi ») ou de masse (de type « bus »). Pour cela le modèle d'affaires rend compte du ou des segments de consommateurs ciblés. Il peut être mono-face ou multi-face; à l'instar du site web du journal *Le Monde* qui s'adresse à la fois à ses lecteurs et à des agences de communication qui paient pour mettre des encarts publicitaires dans les pages du site.

Au-delà de la description de la proposition de valeur, le modèle d'affaires explique comment cette valeur est créée. Pour cela l'ensemble des acteurs participant à la création de valeur est décrit. Il s'agit du réseau de valeur (partenaires, fournisseurs, distributeurs). Dans le cas d'une innovation technologique complexe et de rupture, ce réseau transcende systématiquement les frontières des organisations (Amit et Zott, 2001). Un réseau d'acteurs, liés de manière variable, est constitué pour couvrir une chaîne de valeur dont certains maillons sont établis, durables ou à modifier, voire obsolètes, et dont d'autres sont à créer. Les dirigeants doivent lister les acteurs impliqués, choisir, tester et défendre un positionnement dans les processus clé que sont la chaîne de valeur, la commercialisation et la proposition de valeur. Leurs capacités dynamiques et leurs ressources spécifiques s'avèrent des atouts majeurs dans ces jeux d'acteurs, en particulier la ressource humaine. La notion d'écosystèmes complexes et dynamiques apparaît ici comme un levier majeur à la fois de création de valeur, pour mettre au point la solution avec les premiers clients mais aussi et surtout ensuite de croissance économique pour rester leader sur des marchés très rapidement ultra concurrentiels.

Enfin le modèle d'affaires justifie comment la valeur est capturée. Au-delà du prix de vente de la proposition de valeur, il rend compte du système de monétisation (ex: achat unique, abonnement, forfait). Le journal *Le Monde* capture la valeur qu'il crée pour les annonceurs en se faisant rémunérer au nombre de « clics » effectués par les lecteurs à partir d'une publicité affichée sur le site et donc du trafic généré par les lecteurs qui « cliquent » sur une publicité. Le modèle de profit enfin, découle essentiellement de l'équation économique entre flux de revenus et coûts d'exploitation.

Toute organisation qui est ou souhaite entrer sur un marché compose son ou ses modèles d'affaires selon qu'elle offre une ou plusieurs propositions de valeur. Dans le cadre de la transition énergétique, les entreprises sont invitées à faire des propositions de valeur sur le marché. Le concept de modèle d'affaires leur permet d'appréhender s'il faut ou non aller sur ce marché, et si oui

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comment y aller: en tant que fabricant de produit?; en tant que fournisseur de services (de solutions énergétiques par exemple)?; en n'étant qu'un maillon dans la proposition de valeur?; en intégrant toutes les activités, du design de la solution à sa distribution en passant par son industrialisation?; en s'alliant avec certains partenaires?; ou en vendant à prix fixe sous la forme d'un forfait ou à prix croissant en fonction de la quantité consommée du bien vendu? etc.

Comme l'affirme D. Teece (2010), « *L'innovation technologique ne garantit par le succès commercial - les efforts de développement de produits nouveaux doivent être couplés à un business modèle, dont l'objet est de définir les stratégies de pénétration du marché et de capture de valeur* ». L'innovation, en particulier en cas de fort potentiel de rupture socio-économique, doit être portée par des managers capables d'orchestrer l'utilisation des ressources accessibles de façon renouvelée tout en inventant de nouvelles formes d'organisation, de nouvelles façons de travailler et de mener les affaires, de manière pérenne.

Ceci est particulièrement pertinent dans la perspective de la transition énergétique: les technologies sont au cœur du défi, toutefois, elles ne suffisent pas. Nous faisons face à une recombinaison intégrale de certaines économies, en fonction des acteurs qui constituent l'industrie, des règles du jeu concurrentiel réglementaire, et des comportements et attentes du marché et de la société, elle-même en pleine transformation.

Dans le cadre de la recherche Nexus sur l'énergie dans les écoquartiers, une réflexion sur les modèles d'affaires des acteurs qui participent ou susceptibles de participer à la transition énergétique s'avère utile. Elle permet de comprendre les propositions de valeur à venir, les acteurs qui vont entrer ou sortir du marché, les innovations potentielles en termes de solutions énergétiques, d'organisation de la chaîne de valeur, de système de facturation de l'énergie... en se mettant dans la logique des acteurs concernés.

### Les modèles d'affaires de l'énergie dans les écoquartiers

Les écoquartiers observés dans le cadre du projet de recherche Nexus sont parmi les plus récents en France. Ils portent des modèles d'affaires à une échelle inédite, et ont été le terrain d'innovations techniques et organisationnelles. L'exploration en termes de modèles d'affaires permet de comprendre comment les acteurs s'organisent pour répondre aux exigences de la transition énergétique, quelles solutions ils privilégient, quelles innovations ils préconisent et de mesurer l'impact sur leurs modèles d'affaires actuels. L'extrapolation de ces résultats

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vise une réflexion plus large sur la façon dont les acteurs de la ville pourraient s'organiser à l'horizon 2040 sur le plan de la fonction énergétique. En particulier ces modèles d'affaires ont été envisagés dans le cadre de la construction des scénarios, chaque scénario mettant en avant un acteur pivot.

Les écoquartiers sont intéressants parce qu'ils sont par essence un territoire privilégié en termes de transition énergétique. Le cas de l'Écoquartier De Bonne à Grenoble comme celui d'IssyGrid à Issy-les-Moulineaux sont emblématiques de fortes ambitions en termes énergétique et environnemental. L'approche par les modèles d'affaires s'est focalisée sur ces deux cas. Après avoir listé les acteurs impliqués (collectivités, architectes, promoteurs immobiliers, constructeurs, fournisseurs d'énergie, entreprises, etc.) pour chaque éco-quartier, des interviews ont été réalisées auprès de chaque acteur afin de comprendre les cadres et les logiques d'actions et, notamment, les caractéristiques des modèles d'affaires déployés (Debizet et al., 2013).

Notre analyse porte davantage sur la construction des modèles d'affaires dans les projets de transition énergétique que sur leur évolution de long terme. Plutôt centrée sur l'optimisation énergétique à court terme, la proposition de valeur exprimée par les acteurs devrait davantage prendre en compte l'intermittence et la sobriété énergétiques à plus long terme.

## Par les acteurs de l'écoquartier de Bonne

Lauréat du Grand prix national d'éco-quartier en 2009, le projet de l'écoquartier de Bonne a été porté par un leader institutionnel (la municipalité) confor-té par le concours et le financement européen Concerto en 2005. De ce fait, les choix en termes de solutions énergétiques de la première tranche du quartier ont pour la plupart été décidés en amont par la municipalité. Les différents acteurs de ce projet urbain ont dû composer avec ces choix. Leurs modèles d'affaires se sont donc construits autour des objectifs énergétiques donnés par le leader – ou agenceur.

Certains acteurs, à l'instar des promoteurs immobiliers et des bailleurs sociaux, ont conservé leur modèle d'affaires habituel. En particulier, l'identification des « consommateurs » s'est faite sur des critères traditionnels du fait que les usagers du site sont soit des acquéreurs d'un logement – qui ont privilégié les critères habituels de choix du logement (prix, surface, qualité du quartier...), soit des locataires de l'habitat social dont les critères de choix sont habituels tout comme les modalités d'attribution des logements. Toutefois les logements

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vendus dans le cadre de l'écoquartier de Bonne ont permis aux promoteurs immobiliers d'élargir leur portefeuille d'offres en y introduisant les logements à haute qualité environnementale (HQE) : la construction d'un immeuble dans le quartier De Bonne à forte notoriété constitue ainsi une référence crédibilisant le savoir-faire de l'entreprise.

L'aménageur du quartier (une société mixte contrôlée par la municipalité) a ajusté son modèle d'affaires. Certes, ce modèle reste fondé sur l'équilibre entre la vente des terrains viabilisés à des constructeurs (promoteurs immobiliers et bailleurs sociaux) et les dépenses d'aménagement pour les espaces et d'équipements publics. Cependant, le mode de sélection de ces constructeurs a été novateur. À la demande de la municipalité, l'aménageur a élaboré un cahier des charges « énergie et accessibilité » très ambitieux pour l'époque puis mis en concurrence plusieurs binômes composés d'un maître d'ouvrage et d'un architecte pour chaque parcelle : le prix de vente étant défini par avance, la compétition a porté sur les qualités architecturales et énergétiques de l'immeuble. Alors qu'il a imposé les solutions énergétiques dans les premiers îlots, l'aménageur a fixé des performances minimales et laisser les binômes proposer des solutions énergétiques y compris le mode d'approvisionnement principal pour les îlots suivants.

Un assistant maître d'ouvrage (AMO) spécialisé en énergie a été missionné par l'aménageur pour évaluer les performances énergétiques, elles-mêmes novatrices car très ambitieuses – de l'esquisse jusqu'à la livraison du bâtiment, alternant des postures de conseiller et de contrôleur (Debizet et Symes, 2009). Cette activité de conseil à l'aménageur et d'interface avec des maîtres d'ouvrage et concepteurs de projets de bâtiments constitue un nouveau modèle d'affaire pour les AMO dit « HQE » ceux qui conseillent directement les maîtres d'ouvrage ; il s'agit d'un élargissement de la question énergétique à l'échelle du quartier et aux modalités d'approvisionnement. Travaillant pour l'aménageur, l'AMO contribue ainsi à un apprentissage collectif impliquant non seulement les bureaux d'études thermiques des bâtiments mais aussi les promoteurs et les architectes. Il garantit la chaîne de valeur liée aux performances environnementales (moins de carboné émis) et énergétique (facture énergétique plus faible) sur le périmètre du quartier De Bonne et, du fait de l'apprentissage, il améliore cette valeur dans le bassin grenoblois.

L'innovation technique majeure fut la cogénération à l'échelle de l'îlot. Elle a été mise en œuvre par une société mixte contrôlée par la municipalité et qui, fait exceptionnel en France, assure la distribution du gaz et de l'électricité sur le territoire communal. Principal fournisseur de ces énergies, cette société produit

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elle-même de l'électricité dans la région grenobloise (photovoltaïque, hydroé-
lectrique...) et acquiert le reste sur le marché national et européen. Alors qu'elle
était auparavant associée à la compagnie de chauffage locale dans une grande
unité de cogénération, récupérant l'électricité pour l'injecter dans le réseau,
elle a développé un modèle d'affaires radicalement nouveau dans le quartier De
Bonne. Grâce à une cogénération gaz installée dans des locaux appartenant à des
copropriétés (ou des bailleurs sociaux), elle produit, lors de la saison hivernale,
de la chaleur qu'elle vend à ces dernières et réinjecte l'électricité dans le réseau
electrique public dont elle assure la distribution. Il s'agissait pour cette société
mixte municipale de remettre ainsi en cause l'hégémonie de la compagnie de
chauffage, plus précisément, de s'introduire sur le marché de la chaleur urbaine
en développant des micro-réseaux de chaleur d'îlot ou de bâtiment à partir du
gaz qu'elle fournit elle-même. Les subventions européennes et le tarif incitatif
national d'achat d'électricité produite par cogénération ont permis de rentabiliser
l'investissement sur une période de douze ans, durée d'engagement pris par le
promoteur que la copropriété aura à respecter.

D'autres ont utilisé ce projet d'éco-quartier comme un laboratoire d'expéri-
mentations. Une agence d'architectes a remis en cause sa chaîne de valeur en
sollicitant un bureau d'études en simulation énergétique afin d'optimiser ses
choix. Plusieurs constructeurs ont testé de nouveaux matériaux ou remis à jour
des techniques peu utilisées jusqu'alors, à l'instar de l'isolation par l'extérieur.
Les solutions développées ici ont été de type taxi, c'est-à-dire sur-mesure, alors
qu'à terme elles devront s'appuyer davantage sur une logique de reproductibilité,
de type bus afin d'être rentables. En termes économiques, les expérimentations
valent ici parce qu'elles permettent de développer des innovations ou des tech-
niques qui seront reproductibles – et donc rentables à terme.

Certains acteurs ont évoqué la nécessité de faire évoluer la monétisation de leur modèle d'affaires. Ils le justifient par le passage d'une logique de fournisseur d'énergie à une logique de service, du fait de la nécessité d'une plus grande maintenance des solutions énergétiques adoptées pour ce quartier que d'autres comme l'explique un bailleur social du site. Les acteurs ont souvent évoqué la non-rendabilité économique de leur investissement, évoquant l'apport en termes de réputation, de notoriété, d'image. La monétisation des modèles d'affaires pour ces projets énergétiques doit prendre en compte cette création de valeur non économique.

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### ■ Par les acteurs d'IssyGrid

Le projet IssyGrid a été porté par un leader fort : le groupe Bouygues. Toutefois, les solutions de type *smart grids* – ont fait l’objet d’une collaboration entre les divers acteurs de la chaîne de valeur du projet, à savoir Alstom, Bouygues Energies & Services, Bouygues Telecom, EDF, ERDF, Microsoft, Schneider Electric, Steria et Total. La logique dominante du projet qui préfigure la logique dominante de l’activité future est celle d’un industriel innovant, qui place la technologie comme un levier de création de valeur et d’avantage concurrentiel. Les processus de collaboration en innovation ainsi que la connaissance du secteur de l’immobilier et de l’urbanisme comme terrain d’application ont été mis au service du projet et des partenaires, autour d’un concept fort de réseau électrique virtuel inter-bâtiments, porté par une « marque » : IssyGrid®. On observe ici la conception et l’expérimentation d’une offre commune, incluant la création d’un actif immatériel commun.

De ce fait, les propositions de valeur qui ont émergé ont été globalement plus innovantes que celles de l'écoquartier de Bonne, en particulier par la volonté d'intégrer des *smart grids* et de développer des briques technologiques au sein des différents bâtiments du quartier qui permettent des échanges de flux électriques entre eux. Les acteurs du projet Issygrid semblent avoir tissé un accord stratégique, dans lequel la convergence est forte au niveau de l'ambition de réorganiser les flux électriques entre des bâtiments d'un même quartier et de produire de nouveaux services à l'articulation de l'immobilier et de l'énergie. De ce fait, l'engagement de ressources complémentaires, la mutualisation et les synergies sont facilités par un processus expérimental jalonné et géré en commun. Ainsi, les réseaux de valeur des modèles d'affaires des acteurs d'IssyGrid ont fait l'objet d'une réflexion systémique en collaboration horizontale. Certes, ces réseaux de valeur restent pour l'essentiel virtuels puisque les échanges financiers directs entre les entreprises impliquées sont juridiquement impossibles : seul un fournisseur agréé d'électricité a le droit d'acheter ou de vendre de l'électricité. Cependant, le partage des simulations économiques entre « offreurs » et « demandeurs » d'électricité a permis d'élaborer des modèles de transaction et de les articuler avec le fonctionnement énergétique des bâtiments concernés.

Cette démarche a favorisé la création d'innovations techniques radicales de service qui pourraient être déployées si ces entreprises – occupant des bâtiments proches – étaient autorisées à acheter et vendre de l'électricité entre elles. Elle

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a été rendue possible par le portage et le leadership du groupe Bouygues, qui a endossé le rôle d'agenceur. La présence d'acteurs complémentaires, d'envergure internationale et leaders dans leur domaine a été favorisée en vue d'établir des collaborations dans la durée. Quelles que soient les possibilités juridiques de déploiement, chacun a pu profiter de la visibilité et de la crédibilité de l'ensemble pour attirer des talents, développer son propre sous-écosystème dans son domaine et ainsi bénéficier durablement du projet commun.

## Les enseignements au-delà des cas analysés

Plus généralement les résultats du projet de recherche Nexus mettent en évidence une typologie possible pour les modèles d'affaires de la transition énergétique, la nécessité d'une approche collective des modèles d'affaires des acteurs d'une telle transition et les multiples dimensions de la valeur créée par ces acteurs (Gauthier et Gilomen, 2016 à paraître).

### Typologie des modèles d'affaires pour la transition énergétique

Les acteurs impliqués dans les projets d'éco-quartiers construisent des modèles d'affaires différents les uns des autres, éventuellement différents de leurs modèles d'affaires « habituels » et ils imbriquent leurs modèles de manière diversifiée d'un projet à l'autre. Ceci mène à une grande variété de configurations et de reconfigurations potentielles lorsque l'on se situe au niveau du « méta-modèle d'affaires » du groupe d'acteurs, celui qui intègre et relie les modèles d'affaires de chaque acteur. Au niveau des modèles d'affaires spécifiques à chaque acteur, il ressort clairement trois situations quant à l'approche d'un projet d'éco-quartier :

1/ l'acteur conserve son offre en la situant dans un environnement alternatif, celui de l'écoquartier, il réalise des modifications à la marge, si besoin: il s'agit ici d'étendre au maximum l'offre existante (enrichissement du portefeuille d'activités) vers de nouveaux clients ou leurs nouvelles attentes en modifiant le moins possible les *business* modèles établis. C'est par exemple le cas des promoteurs immobiliers qui ajoutent à leur portefeuille des biens immobiliers avec objectif d'efficacité énergétique intégré;

2/ l'acteur profite de l'approche collaborative pour explorer et tester de nouvelles solutions ou composants pour son offre. Il cherche à repousser les limites techniques de l'offre (telle que captée ce jour) dans sa dimension communication, offre des produits et des services dont il cherche à repousser les limites en termes de performance technique, en l'occurrence en termes d'efficacité énergétique;

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3/ une nouvelle vision du secteur, une ambition de transformation forte, portée collectivement autour d'un acteur qui nourrit un écosystème de partenaires avec des orientations stratégiques communes et convergentes qui conduisent les acteurs à envisager une reconfiguration de leurs business et de leurs métiers.

Au-delà de la phase d'expérimentation, les acteurs cherchent à développer des modèles d'affaires reproductibles, qui vont leur permettre de réaliser des économies d'échelle et de baisser le coût de développement et d'exécution de ces modèles d'affaires, qu'ils s'inscrivent dans des logiques dominantes comme celles de l'immobilier et des appels d'offres ou plutôt dans des combinaisons de ces modèles avec des modèles plus proches des plateformes d'innovation par exemple.

Dans le scénario où les grandes entreprises sont les principaux décideurs, elles développent des modèles de type bus, au cœur desquels des plateformes techniques donnent accès à des outils standards. Dans le scénario dans lequel l'État conserve le leadership, les acteurs économiques cherchent aussi à proposer des standards et font du lobbying afin que ces derniers soient adoptés. Si les acteurs locaux prennent en main la création et la gestion de nœuds socio-énergétiques à l'échelle de la ville ou de morceaux de ville, alors les modèles d'affaires développés par les acteurs seront probablement construits au cas par cas.

## Le rôle d'agenceur de projets collectifs

Les réseaux de valeur des modèles d'affaires des acteurs d'IssyGrid ont été développés en collaboration horizontale et ont fait l'objet d'une réflexion systémique. Cette réflexion est classiquement recommandée dans la littérature académique (cf. Bocken et al., 2014) afin de favoriser l'émergence des innovations durables. En étant l'orchestrateur par exemple le Groupe Bouygues a pris le rôle de l'agenceur tel que préconisé par Genus et Coles (2008) et Boons et Lüdecke-Freund (2013).

Le concept de modèle d'affaires a été développé dans le cadre d'une réflexion stratégique individuelle de l'organisation impliquée. Le projet Nexus montre que cette réflexion doit être élargie aux projets et donc aux objectifs collectifs dans la perspective de la transition énergétique. En effet les choix individuels en termes de modèles d'affaires sont ainsi plus ou moins dépendants des objectifs collectifs et de la marge de manœuvre dont dispose l'organisation. En particulier l'organisation doit composer avec les grands réseaux techniques ainsi que les nœuds socio-énergétiques une fois ceux-ci mis en place.

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Les cas montrent que certaines organisations sont déterminantes dans les choix des modèles d'affaires des différentes organisations participantes. Le rôle du leader – qui fait écho à celui de l'agenceur dans la littérature. Genus et Coles (2008) et Boons et Lüdeke-Freund (2013) évoquent le besoin de prendre en compte ce jeu d'acteurs.

Au-delà de leur proposition de valeur individuelle, les organisations produisent ensemble une proposition de valeur(s) durable(s) qui est collective. C'est une particularité des modèles d'affaires de la fonction énergétique à l'échelle de la ville. Les scénarios à l'horizon 2040 en tiennent compte.

## Des valeurs de réputation, de notoriété et d'image en sus du système de monétisation

Dans le cadre de ce projet, on voit qu'il convient d'étendre le concept de monétisation du modèle d'affaires afin de rendre compte des enjeux de projets comme ceux qui s'inscrivent dans une perspective de transition énergétique. Ce que les acteurs retirent comme « intérêt » n'est plus seulement économique mais aussi relationnel, de réputation, d'image, voire politique. En particulier, les modèles d'affaires développés dans le cadre des cas étudiés n'ont pas été rentables économiquement pour la plupart des acteurs interrogés et dans le laps de temps entre la fin du projet et les entretiens. Toutefois certains y ont gagné en notoriété, ce qui signifie qu'une rentabilité à moyen, voire long terme est possible.

D'autres ont travaillé à la construction des briques technologiques des futures smart cities et ont ainsi été partie prenante dans la construction de potentiels standards sur ce marché à l'horizon 2040. La création de standards est un enjeu phare pour les groupes impliqués. Ils permettront de bénéficier d'économies de moyens (mise en commun de fonctions support telles que le marketing, la distribution par exemple) et d'échelle. En effet, les leaders cherchent à décliner des propositions de valeur duplicables, afin de générer des économies d'échelles sur les différentes opérations et reproduire des chaînes de valeur identiques d'une opération à l'autre. La recherche d'équivalent entre la valeur durable et la valeur économique perçue d'une offre reste à établir et à être démontrée.

## Conclusion

En définitive, il ressort des projets étudiés que les acteurs se focalisent très largement sur les problématiques associées au réseau de valeur et à la question de la monétarisation. Le renouvellement de la proposition de valeur n'est véritablement

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posé que dans un cas sur deux: où le vecteur électrique fait l'objet d'initiatives *smart grid* permettant de fournir des informations et des services, au-delà du produit (cas IssyGrid) mais elle ne peut être effectivement déployée dans le cadre réglementaire actuel. Ceci soulève des problématiques très nombreuses dont, du point de vue du client: la confidentialité et l'utilisation de leurs données personnelles disponibles sur les réseaux; leur capacité à appréhender certains services requérant de nouveaux comportements comme la prévention en santé ou le calcul d'une économie sur une facture énergétique souvent peu connue.

En matière de réseau de valeur, toutes formes de collaboration semblent pouvoir émerger avec une incertitude très variable du fait d'une complexité difficile à appréhender d'emblée. Le rôle et le positionnement des acteurs des technologies de l'information restent toutefois peu abordés, sans doute de par la nouveauté que constitue leur présence dans de tels modèles. Enfin, les projets d'écoquartiers constituent des lieux de réflexion pour les organisations qui ont su préempter les soutiens publics, en s'engageant dans la voie de la transition énergétique et par voie de conséquence, de la valorisation de la dimension durable de leurs offres.

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# Conclusion générale

## Synthèse et analyse transversale des scénarios

La scénarisation prospective de la coordination de l'énergie apporte des éléments de réflexion aux acteurs, institutionnels ou de terrain, quant aux orientations envisageables pour une ville engagée dans un processus de transition énergétique. Le parti pris a été de focaliser ces scénarios autour d'une catégorie dominante d'acteurs. Ainsi les processus de transformation des systèmes énergétiques urbains et, plus généralement, les relations entre les objets et les acteurs ont été mis en exergue selon le type d'acteur pivot de la gouvernance de l'énergie :

- Grandes entreprises, pourvoyeuses de systèmes énergétiques urbains;

- Collectivités locales, pilotes de la fabrique du territoire;

- État prescripteur, pouvoir central réglementant et fixant les régulations;

- Acteurs coopératifs, collectifs de consommateurs reprenant en main leur destin énergétique.

L'acteur pivot est capable de mobiliser d'autres acteurs en fonction de son intérêt, de sa légitimité et de son pouvoir de coercition. La coercition renvoie à la capacité d'un acteur à inciter, contraindre, d'autres acteurs à obéir à la règle. Le pouvoir coercitif ne suffit pas, l'influence d'un acteur – par exemple de lobbying – résulte aussi de son intérêt et de sa légitimité. La légitimité renvoie à la capacité d'un acteur à convaincre d'autres acteurs que ses actions, ses idées, ses objectifs sont valables, ou tout du moins méritent d'être respectés.

Des hypothèses dites « exogènes » communes<fnref n="1" /> aux quatre scénarios ont été définies en fonction des objectifs à long terme de la politique climatique française notamment le Facteur4² en 2050 – et les visions à long terme de l'Agence internationale de l'énergie. Sur le plan institutionnel, nous supposons que l'État

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<footnote n="1">1 Il s'agit notamment de la baisse de la demande d'énergie pour le chauffage et l'augmentation pour le rafraîchissement, l'augmentation du prix des énergies fossiles, l'augmentation substantielle de la part des énergies intermittentes dans le mix électrique et du potentiel d'autoproduction électrique et chaleur. Ces dernières évolutions amplifient la fluctuation des prix de gros de l'électricité et fragilisent les opérateurs marchands</footnote>

<footnote n="2">2 Le Grenelle de l'environnement en 2007 a confirmé l'engagement pris par la France en 2003 de diviser par un facteur 4 les émissions de gaz à effet de serre d'ici 2050. Le projet de recherche Écoquartier Nexus Énergie s'inscrit dans le programme de Recherche de l'ADEME « Mettre l'innovation au service du Facteur 4 ».</footnote>
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et les collectivités locales existeront encore et seront en capacité de prélever
des taxes pour le fonctionnement des réseaux de transport et de distribution
et que le marché restera le mode essentiel – mais non exclusif – de transaction
économique. En revanche, les régulations – par exemple celles du gaz et de
l'électricité – peuvent différer de leur forme actuelle.

■ Quatre scénarios³

Scénario Grandes Entreprises

Capables de mobiliser des capitaux importants dans des équipements de produc-
tion d'énergie renouvelable et de gestion en temps réel, de grandes entreprises
déploient des systèmes multi-énergies pilotés à l'échelle de grands morceaux
de ville. Une entreprise ensemblière – ou un consortium d'entreprises – vend
aux consommateurs finaux des services intégrés définis par un contrat de per-
formance négocié avec la collectivité locale (fiabilité minimale et tarif de base,
exprimés sous forme de d'énergie ou de confort); en outre, l'entreprise propose
aux abonnés une gamme de services énergétiques supplémentaires (tarifica-
tion dynamique, confort supplémentaire, pilotage de l'énergie à distance...
L'entreprise capte une partie de l'énergie sur place (solaire, géothermique...) et
recourt, selon les moments, au marché *via* le réseau européen d'électricité dans
des proportions maximisant le bénéfice. Elle déploie également dans l'espace
urbain des équipements convertissant des flux électriques en chaleur – voire
en gaz – afin de stocker les excédents d'électricité éolienne et solaire locaux ou
européens (achetés à bas prix sur le marché) en anticipation de la consomma-
tion. Elle privilégie des solutions complexes et de haut niveau technologique lui
permettant de limiter la concurrence de nouveaux entrants (figure 1).

Soucieuses de maintenir la concurrence et de garder une marge d'influence, les
collectivités ne concèdent à ces entreprises multi-énergies que des morceaux
de l'espace urbain en particulier dans les grandes métropoles. Les zones du
territoire métropolitain dont la demande d'énergie est faible – du fait d’une
faible densité (périurbain, zones pavillonnaires...), de l’autoconsommation
(idem) ou de la faiblesse des revenus des ménages – sont a priori peu concer-
nées. Le modèle d’affaires peut entraîner des inégalités d’accès à l’énergie entre
les quartiers ainsi qu’entre les ménages d’un même quartier du fait d’offres de
service différenciées. La question d’une taxe de redistribution nationale ou d’une
péréquation économique intra-métropolitaine entre les zones gérées par une
entreprise multi-énergie et les autres se pose.

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<figure><img src="image_703.png" /><figcaption>Figure 1 - Scénario Grandes entreprises Échelle Ville</figcaption></figure>

Des signes précurseurs de ce scénario peuvent déjà être observés dans les propositions commerciales ou prospectives formulées par des grands groupes, notamment ceux disposant de filiales dans les domaines de l'aménagement, de l'immobilier et des services énergétiques. D'autres grandes entreprises issues d'un seul métier – les télécommunications, le matériel électrique, le service informatique ou la fourniture d'énergie – tentent elles aussi de prendre position sur l'activité de gestionnaire énergétique de parcs de bâtiments, une activité qui combine consommation, production et stockage.

## Scénario Collectivités locales

Motivée par la réduction de la facture énergétique et l'équité d'accès à l'énergie pour les ménages, l'intercommunalité (ou la métropole) planifie la distribution, la production, le stockage et supervise la gestion des réseaux d'énergie. Elle encourage la sobriété et le recours aux ressources de proximité (solaire, éolien, hydraulique, bois, etc.) et aux moyens de stockage locaux (réservoirs thermiques, hydroélectriques, de méthane). La collectivité locale – dont le territoire est généralement étendu au bassin métropolitain – vise une forte autonomie énergétique pensée avec son hinterland et complétée par des échanges avec d'autres territoires *via* les réseaux – électrique et gaz – nationaux ou européens dans le cadre de contrats de coopération à long terme ou du marché à court terme (figure 2).

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<figure><img src="image_710.png" /><figcaption>Figure 2 - Scénario Collectivités locales Échelle Ville</figcaption></figure>

L'intercommunalité incite à une forte mixité fonctionnelle dans les quartiers afin d'augmenter le ratio des recettes relatives au flux rapportées au coût du réseau<fnref n="4" />. Le financement des réseaux de transport de gaz et d'électricité est réduit en même temps que baisse leur capacité. La production et le stockage localisés dans les aires urbaines (y compris hinterland) réduisent en effet à la fois les volumes d'énergie et les sollicitations de pointe de ces réseaux. Des différences économiques (tarification, fiscalité, etc.) et de qualité de service (fiabilité de la distribution) entre les territoires s'accentuent. Une taxe nationale sur l'énergie ou des transferts entre métropoles est nécessaire pour une péréquation territoriale.

Des signes précurseurs de ce scénario peuvent déjà être observés dans les éco-
quartiers et les territoires à énergie positive initiés par des intercommunalités
tant rurales qu'urbaines, parfois avec les encouragements de l'État. La théori-
sation de ces démarches – notamment le concept d'économie circulaire – peut
effectivement conduire à la mise en place de dispositifs économiques locaux
visant à encourager la production renouvelable et le stockage d'énergie au plus
près de la consommation.

Scénario État prescripteur

Motivé par l’efficacité carbone, l’indépendance énergétique du pays et l’égalité entre citoyens, l’État impose des solutions et des performances précises et strictes

<footnote n="4">4 La mixité fonctionnelle lisse la courbe de demande d'énergie. Pour une même puissance nominale des tronçons de réseau desservant le bâtiment ou le quartier, elle augmente substantiellement le volume d'énergie transitant pendant une période donnée.</footnote>
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en mobilisant tous les instruments à sa disposition : planification, réglementation, fiscalité, subvention, tarification, etc. La conception des réseaux et des infrastructures nécessaires à l'efficacité et la fiabilité est assurée par l'État et les entreprises publiques nationales. L'exploitation des ressources renouvelables est optimisée à l'échelle nationale : ces acteurs privilégient les grands projets (parcs éoliens et solaires on et offshore) associés à des moyens massifs de stockage. Le réseau étant fortement sollicité par l'éloignement entre les lieux de production et de consommation, ces acteurs encadrent rigoureusement les smart grids de façon à limiter la charge sur le réseau de transport lors des pointes de consommation. (Figure 3).

<figure><img src="image_714.png" /><figcaption>Figure 3 - Scénario État prescripteur Échelle Ville</figcaption></figure>

L'État garantit l'accès à l'énergie à un prix uniforme sur le territoire national, prix qui ne peut être élevé par égard aux ménages modestes. Ce prix peine à couvrir les coûts du réseau et les capacités de production nécessaires aux pointes de consommation, alors même que les fluctuations à la baisse des prix européens de l'électricité réduisent les recettes de la production thermique (d'origine nucléaire ou gaz) de l'opérateur électrique national. Afin de réduire la demande de pointe, le stockage pourrait être imposé dans les nouvelles constructions et dans les bâtiments anciens bénéficiant d'aides nationales mais il favorise des modèles d'affaires smart grids portés par de nouveaux fournisseurs.

Dans ce scénario, la fragilité économique des opérateurs nationaux – indispensables à l’État – pourrait conduire l’État à s’affranchir des obligations européennes de mise en concurrence. Faute de marge de manœuvre et d’intérêt politico-économique, les collectivités locales et les collectifs d’habitants ne prennent pas d’initiative pour développer et gérer les énergies renouvelables et laissent les habitants s’opposer aux projets susceptibles de dégrader leur cadre de vie.

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Ce scénario est proche du rôle historique de l'État aménageur avant que la décentralisation et la libéralisation économique ne l'aient conduit à laisser, respectivement, les collectivités locales et les entreprises de l'énergie à prendre davantage l'initiative. Il suppose la réalité des économies d'échelle, l'absence d'opposition aux très grands projets (production, transport et stockage) et une capacité à réguler le gaz et l'électricité qui ne fragilisent pas les entreprises nationales. Des signes récents montrent l'intention et la capacité de l'État à jouer à nouveau le rôle central en esquivant les collectivités locales : les appels d'offres de parcs éoliens et de centrales biomasse de très grande taille, la future réglementation « Bâtiment à énergie positive », la contribution nationale au service public de l'électricité (CSPE), le crédit d'impôt « Transition énergétique ».

## Scénario Acteurs coopératifs

Les initiatives citoyennes et privées sont à l'initiative de nombreux bâtiments coopératifs, c'est-à-dire gérés collectivement selon des objectifs environnementaux et/ou de cohésion sociale. L'autonomie énergétique à l'échelle du bâtiment est visée mais difficile et coûteuse à atteindre. Aussi, des coopératives regroupent plusieurs bâtiments afin de mutualiser des équipements (stockage chaleur, chaufferie bois, etc.) et échanger des flux et, éventuellement, de co-investir dans des unités de production renouvelable (collecte bois-énergie, éolien, voire méthanisation rurale, etc.) et de stockage. Une culture de l'autogestion conduit à privilégier des technologies robustes et faciles d'entretien ainsi que des systèmes de gestion suffisamment simples pour que les règles puissent être débattues collectivement. (Figure 4).

<figure><img src="image_721.png" /><figcaption>Figure 4 - Scénario Acteurs coopératifs Échelle Ville</figcaption></figure>

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Le prix d'accès à l'énergie est défini solidairement par la coopérative, cela engendre des disparités entre coopératives ainsi qu'avec le reste de la ville. Le succès économique et « démocratique » de ces coopératives en favorise le déploiement, notamment par intégration de copropriétés et de petites entreprises. Les pouvoirs publics soutiennent ces initiatives tout en les encadrant pour garantir une réversibilité des ressources et la stabilité des réseaux, prévenir un repli autarcique et fiabiliser le financement des infrastructures. Ainsi, sans créer des zones continues, des réseaux de co-engagement se forment au sein de l'espace métropolitain en liaison avec des lieux de ressources de l'hinterland. Ce modèle coopératif doit donc cohabiter dans le territoire avec un ou plusieurs des trois autres scénarios.

Des signes précurseurs de ce scénario peuvent être observés dans des initiatives militantes locales voire nationales: centrale solaire villageoise, mutualisation d'équipements à l'échelle d'un îlot de bâtiments, coopérative de consommateurs.

## Une diversification des échelles d'autonomie énergétique variable selon les scénarios

La capacité des consommateurs à produire l'énergie dont ils ont besoin modifie considérablement la donne. Maisons individuelles, habitat collectif et tertiaire produiront demain de l'énergie dans des conditions plus ou moins rentables. Ainsi, l'autonomie énergétique, dans le sens d'une capacité à maîtriser son destin énergétique, s'accroît: la sobriété et l'autoproduction en sont les moteurs et le stockage un moyen. La nature et les échelles de l'autonomie énergétique diffèrent selon les scénarios.

Dans le scénario *État prescripteur*, l'État impose des bâtiments à énergie positive dès 2020. Les exigences sont telles que les maîtres d'ouvrage de bâtiments collectifs maximisent la surface de panneaux solaires (figure 5a). Peu enclin à financer des capacités de stockage, de production et de transport pour les pointes de demande d'électricité et faute de pouvoir obliger les grands producteurs éoliens et solaires (bénéficiaires d'un prix d'achat garanti à long terme) à stocker l'électricité avant son injection dans le réseau électrique, l'État sera tenté quelques années plus tard d'imposer du stockage d'énergie aux nouveaux bâtiments et, progressivement à ceux bénéficiant de subvention à la rénovation énergétique. Comme les réseaux de chaleur se développent peu dans ce scénario, faute d'implication des collectivités locales, seul le réseau électrique récolte les excédents d'énergie renouvelable issus des bâtiments. L'autonomie énergétique se développerait donc à deux échelles: celle du bâtiment et celle nationale. Elles seraient articulées par des dispositions relevant de la réglementation de la construction et de la régulation nationale de l'électricité.

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En revanche, dans le scénario *Collectivités locales*, ces dernières développent des réseaux de chaleur de quartiers ou de ville qui pourraient être alimentés par les panneaux solaires installés sur les bâtiments. Cette gouvernance locale ne se limite plus à la chaleur, elle concerne aussi l'électricité et le gaz (figure 5b) et favorise le stockage local grâce à des ponts entre les réseaux. Ainsi, plusieurs échelles de relative autonomie énergétique cohabitent : bâtiment, quartier, aire urbaine et nationale, l'intercommunalité jouant un rôle déterminant dans l'articulation des trois premières, notamment la rémunération des producteurs, la fixation des tarifs et la définition du service.

<figure><img src="image_734.png" /><figcaption>Figure 5a et 5b – Scénarios État prescripteur et Collectivités locales à l'échelle bâtiment</figcaption></figure>

On retrouve le quartier, un morceau de métropole ou une petite ville dans le scénario *Grandes entreprises* (figure 6a) pour une gestion très intégrée combinant électricité et chaleur, voire gaz. Elle inclut le stockage et la production sur place d'énergies renouvelables sous réserve de compétitivité avec des énergies exogènes. L'entreprise propose librement une gamme de services et donc de

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tarifs, en complément du service et du tarif de base imposés par la collectivité concédante. Quant au scénario *Acteurs coopératifs* (figure 6b), les formes spatiales des groupements de coopérateurs sont variées et discontinues. La coopérative définit elle-même le service et la tarification. Rappelons que ces scénarios ne sont pas déployés sur l'ensemble du territoire : chacun doit cohabiter avec un des deux scénarios précédents.

<figure><img src="image_741.png" /><figcaption>Figure 6a et 6b - Scénarios Grandes entreprises et Acteurs coopératifs à l'échelle bâtiment</figcaption></figure>

Finalement, en dehors du scénario *État prescripteur*, des formes d'autonomie énergétique se développent à des échelles intermédiaires entre le bâtiment et le national : la qualité du service et les tarifs varieraient alors selon le territoire. L'autonomie ne se limite pas à la chaleur comme aujourd'hui, elle concerne l'électricité voire le gaz. Elle s'appuie sur des moyens de stockage et des systèmes de conversion entre électricité et chaleur, essentiellement. La complexité tient davantage à l'articulation des échelles d'autonomie qu'à l'interopérabilité des vecteurs (qui s'effectue de fait au sein de l'entité d'autonomie relative). Dans la

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mesure où les réseaux remplissent des fonctions de sécurité d'approvisionnement et de solidarité entre territoires et entre ménages, la diversification des échelles d'autonomie énergétique pose des questions politiques de subsidiarité et de contrôle démocratique.

## Une sollicitation très contrastée des réseaux de transport d'énergie

Les villes européennes, de par leur forte densité, paraissent peu en mesure de produire à tout moment l'énergie qu'elles utilisent. Mêmes si les acteurs propres au territoire ont un intérêt à les limiter, les apports énergétiques exogènes resteront nécessaires. Il convient cependant de distinguer l'hinterland du reste du territoire extérieur. La mobilisation du premier varie selon les scénarios, et par conséquent le rôle des réseaux de transports nationaux aussi.

<figure><img src="image_748.png" /><figcaption>Figure 7a et 7b - Mobilisation des réseaux de transport scénario Collectivités locales et Acteurs coopératifs</figcaption></figure>

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Les *Collectivités locales* ont intérêt à encourager le stockage et la production renouvelable dans leur hinterland puisque l'augmentation de la richesse en périphérie des métropoles (plutôt que dans des espaces plus éloignés) a des retombées économiques et fiscales positives pour la métropole (figure 7a). Si la plupart d'entre elles s'efforcent de mobiliser leur hinterland, le recours au réseau de transport national pourrait être très faible ; limité à des situations extrêmes particulièrement défavorables pour les métropoles bénéficiant d'un hinterland avantageux. Les *coopératives* d'habitants et de consommateurs ne disposent pas des leviers financiers et politiques leur permettant de mobiliser seules l'hinterland; le recours au réseau national paraît plus important que dans le scénario *Collectivités locales* mais il ne s'appuie pas nécessairement sur le marché (figure 7b).

À l'inverse, les réseaux de transport restent très utilisés dans les deux autres scénarios. L'État prescripteur maintient une taxe d'acheminement (finançant le réseau de distribution et transport) uniforme sur tout le territoire national (type timbre-poste, indépendant de la distance parcourue). Les régions françaises se spécialisent dans un mode de production renouvelable (éolien, solaire, hydro-électrique ou méthanisation pour le gaz) : le réseau de transport électrique est davantage sollicité que s'il était essentiellement alimenté par les centrales nucléaires (Figure 8a). Les Grandes entreprises préfèrent acheter sur le marché européen à court terme de l'électricité peu chère (produite dans les grandes régions éoliennes et solaires européennes) qu'elles stockent dans les morceaux de ville qu'elles gèrent, plutôt que de s'engager dans la production ou l'achat d'énergie issue de l'hinterland; elles mobilisent donc les très grandes lignes du réseau de transport européen qui sont impérativement renforcées pour s'adapter aux spécialisations des modes d'énergie renouvelable à l'échelle du continent. (Figure 8b).

Dans ces deux scénarios, le stockage s'étant développé dans les bâtiments (État prescripteur) ou les morceaux de ville (Grandes entreprises), l'enjeu premier du réseau n'est plus d'assurer les pointes de consommation journalières (atténuées par ce stockage local) mais de transporter à grande distance les excédents d'énergie renouvelables d'une région française (État prescripteur) ou européenne (Grandes entreprises) à d'autres, les producteurs étant mis en concurrence.

Le contraste entre les deux paires de scénarios est important. Il est néanmoins moins marqué pour le gaz que pour l'électricité – dont la production renouvelable fluctue énormément avec la météorologie. Ces contrastes entre scénarios et entre vecteurs se répercuteront sur le financement des réseaux de transport et, par conséquent, sur leur aptitude à assurer durablement les fonctions de

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solidarité et de sécurité d'approvisionnement, a fortiori dans une conjoncture d'affaiblissement de la demande d'énergie.

<figure><img src="image_759.png" /><figcaption>Figure 8a et 8b – Mobilisation des réseaux de transport scénarios État prescripteur et Grandes entreprises</figcaption></figure>

### Complémentarité et antagonisme des scénarios

Centré sur un acteur pivot, ou au minimum moteur, chaque scénario met en emphase un ensemble cohérent de mécanismes spécifiques grossissant ses différences par rapport aux autres. Pour autant, nous n'avons pas, à ce stade, exclu une combinaison de scénarios. Quels scénarios sont incompatibles entre eux ?

Les scénarios État prescripteur et Collectivités locales sont fondamentalement antagoniques : tarification national vs local, optimisation nationale vs supervision locale, spécialisation régionale vs mobilisation hinterland, désengagement vs mobilisation des collectivités locales.

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Nous avons vu que les scénarios *Grandes entreprises* et *Acteurs coopératifs* doivent coexister dans l'espace avec un autre car ils sont incapables d'assurer l'approvisionnement énergétique sur l'ensemble du territoire.

* Le scénario *Grandes entreprises* peut coexister avec le scénario *Collectivités locales*: les collectivités locales encadrent le fonctionnement des réseaux en dehors des morceaux de territoires gérés de façon intégrée par une entreprise multi-énergies. Par contre, le scénario *Grandes entreprises* n'est pas compatible avec *État prescripteur*. En effet, la gestion intégrée multi-énergies des morceaux de territoires s'oppose frontalement à la tentation de planification par l'État et ses deux opérateurs nationaux et la gestion multi-énergies par un opérateur énergétique national n'est pas acceptable pour les collectivités territoriales et l'Union européenne car elle reviendrait à reconstituer un monopole multi-énergies.

* Le scénario *Acteurs coopératifs* n'est pas plus compatible avec le scénario *État prescripteur* car l'échange d'électricité entre membres d'une coopérative ne présente aucun intérêt si le tarif doit rester uniforme sur le territoire national. Inversement, les acteurs coopératifs peuvent élaborer des arrangements avec les *Collectivités locales*.

Le couplage du scénario *Collectivités locales* avec *Grandes entreprises* ou *Acteurs coopératifs* peut différer selon les villes. Ainsi à l'échelle du pays, il est envisageable que coexistent selon les villes des combinaisons *Collectivités Locales*, *Collectivités locales* et *Grandes entreprises*, *Collectivités locales* et *Acteurs coopératifs*. Ces trois combinaisons et le scénario État prescripteur posent question en raison des excès auxquels chacun peut porter. Même si chacun est cohérent et autoporteur, il est cependant peu probable que la gouvernance énergétique en 2040 soit exactement l'une d'entre elles. Pour autant, cela ne signifie pas que la « bonne » solution serait forcément un hybride entre ces combinaisons. Si des compromis seront inévitables entre les tendances portées par des acteurs parfois antagonistes, parfois complémentaires, il n'est pas dit que ces compromis soient forcément meilleurs qu'une situation plus tranchée, si cela aboutit notamment à l'absence de choix organisationnels, techniques, politiques.

## Réflexions prospectives pour la transition énergétique des villes

Il est clair que le développement et l'essor des technologies ne sont pas seulement liés à une volonté générale d'améliorer la qualité de notre environnement. Des centres de recherche et des entreprises produisent des savoirs susceptibles de

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contribuer à une amélioration substantielle de l'efficacité énergétique, mais il est bien connu que le passage de l'innovation technologique à son déploiement ne s'effectue pas tant (ou pas seulement) en fonction de l'intérêt intrinsèque que revêt l'innovation mais beaucoup en fonction des intérêts construits par les acteurs.

Nourris par les sciences humaines et sociales, ces scénarios portent un nouveau regard sur la coordination de l'énergie dans les espaces urbanisés, un sujet apparemment technique que le politique peine à appréhender dans toutes ses dimensions. Nous soulignons ici quelques constats qui nous semblent insuffisamment partagés et pointons quelques questions qui méritent d'être débattues et prises en compte dans les stratégies de transition énergétique.

## Co-existence en ville de plusieurs régimes de l'énergie aux spatialités différentes

Dans l'objectif de comprendre les évolutions au-delà des études de cas d'innovations, la communauté scientifique s'intéressant à la transition énergétique utilise la notion de régime sociotechnique. Un régime étant un ensemble de systèmes sociotechniques, d'organisations et de règles suffisamment stables dans le temps pour qu'une technologie s'impose et se généralise. La transition énergétique serait alors le passage d'un régime énergétique à un autre. Cependant, nos observations (cf. chapitre II) montrent la coexistence de plusieurs régimes sociotechniques dans les espaces urbanisés.

Trois régimes énergétiques relativement différents se sont imposés, chacun avec ses objets, ses technologies, ses règles et ses organisations spécifiques :

- Les régimes du gaz et de l'électricité correspondent à des technologies et des organisations différentes. Cependant, la régulation de ces deux régimes présente de nombreuses similitudes : rôle prédominant de l'État, distinction entre la fourniture d'énergie soumise à la concurrence<fnref n="5" /> et l'exploitation du réseau – répartie entre distribution et transport<fnref n="6" /> qui sont assurés par des entités issues de l'opérateur historique national, tarif réglementé uniforme

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<footnote n="5">5 Des entreprises concurrentes fournissent de l'énergie aux consommateurs finaux selon un tarif libre en utilisant le réseau sous réserve d'être agréées par le gouvernement. Comme l'opérateur historique, ces entreprises peuvent produire de l'énergie, l'acheter sur un marché international ou de gré à gré à d'autres producteurs.</footnote>

<footnote n="6">6 La distribution (locale) et le transport (longue distance) relèvent du monopole et sont rétribués selon un tarif d'utilisation des infrastructures défini par l'État (la Commission nationale de régulation de l'énergie et le gouvernement).</footnote>
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pour les petits consommateurs<sup>7</sup>, garantie d'achat d'énergie renouvelable financée par une taxe nationale<sup>8</sup>...

- La régulation du vecteur chaleur est tout à fait différente. Les transactions sont autorisées et largement pratiquées entre acteurs privés<sup>9</sup>. Cependant, dès lors que le réseau utilise le domaine public, la pratique la plus courante est celle d'une régie municipale ou d'une délégation de service public par la collectivité locale. Les impératifs d'exploitation par une personne morale spécifique et d'équilibre financier conduisent chaque réseau public de chaleur à établir ses propres tarifs d'abonnement et de consommation.

Ces trois régimes se retrouvent en concurrence pour satisfaire les besoins de chauffage des bâtiments en particulier dans les villes car la densité des villes rend économiquement viables le réseau de gaz et, parfois, le réseau de chaleur. Ils le sont aussi en amont pour acquérir les combustibles fossiles importés ou capter des énergies renouvelables, a fortiori dans les zones urbaines où l'espace est rare.

Chaque catégorie d'acteurs agit prioritairement sur le vecteur énergétique dont le régime lui permet de jouer un rôle pivot. Ainsi, les réseaux de chaleur s'avèrent l'apanage des collectivités locales, des regroupements d'habitants et des entreprises locales. Inversement, l'État et les grandes entreprises nationales ou internationales de services – à quelques exceptions près<sup>10</sup> – privilégient les réseaux électrique et gaz. Le type d'investissement, la taille des équipements et les technologies déployées sont influencés par la façon dont les acteurs ont construit leur place dans le régime.

## Des régimes énergétiques bousculés par les énergies renouvelables

Ces régimes auraient pu continuer longtemps à être animés par une compétition économique quasi-indifférente au territoire. Mais le développement des

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<footnote n="7">7 Le tarif réglementé est maintenu – de façon transitoire – pour les petits consommateurs.</footnote>

<footnote n="8">8 Une partie du prélèvement obligatoire (Contribution au service public de l'électricité - CSPE) couvre le déficit qu'entraîne l'obligation d'achat.</footnote>

<footnote n="9">9 Par exemple, entre entreprises et ménages, entre une copropriété et les occupants des logements...</footnote>

<footnote n="10">10 Deux grands groupes français de services urbains auprès des collectivités locales font exception. Fort de leur savoir-faire séculaire en matière de gestion de l'eau et des ordures ménagères, ces entreprises ont développé progressivement des activités dans le domaine du chauffage urbain. Leur rachat-fusion récent par les opérateurs historiques nationaux de gaz et d'électricité ne débouche cependant pas encore sur des offres de gestion multi-énergie si ce n'est en matière d'études et de conseils.</footnote>
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énergies renouvelables a sensiblement changé la donne. Leur géographie et leur temporalité remettent en cause la forme et la viabilité des réseaux.

Premièrement, par contraste avec l'énergie fossile massivement importée par oléo/gazoduc et/ou liaisons maritimes, les sources d'énergies renouvelables sont dispersées sur le territoire : le solaire et la géothermie bien sûr mais aussi, chacune à leur façon, l'éolien, la biomasse et l'hydroélectricité. Supports des flux entre les lieux de production et de consommation, les réseaux devront être reconfigurés. À ceci près que, comme l'ont montré les scénarios, la localisation de la production des énergies renouvelables dépend des régulations, de leur évolution effective tout autant que de la vision du futur qu'en auront les acteurs investissant dans les équipements de production.

Deuxièmement, l'intermittence des énergies renouvelables – notamment solaire et éolien, voire hydroélectrique – rend indispensable le stockage de l'énergie. Or, un moyen de stockage préfigure une capacité à gérer l'énergie dans le temps : sa maîtrise accroît l'autonomie par rapport aux autres. L'abondance relative (par rapport à la consommation) de la production électrique d'origine renouvelable – déjà observable en Europe les fins de semaines printanières et estivales – abaisse le prix de l'électricité et transfère la valeur économique vers le stockage, en l'occurrence actuellement vers les réservoirs hydroélectriques... et les chauffe-eau domestiques. Le stockage pourrait être un business spécifique pour celui qui peut acheter et vendre de l'électricité sur un marché à court terme. Vu des collectivités locales, le stockage pourrait être un moyen de capter localement de la valeur économique. Enfin, associé à l'autoproduction, le stockage confère au consommateur une capacité de gestion et une autonomie accrue par rapport au réseau.

En particulier, l'autoconsommation, c'est-à-dire la consommation de l'énergie que l'on produit soi-même, augmentera substantiellement au détriment des volumes d'énergie transitant par le réseau. L'électricité n'est pas encore concernée aujourd'hui car le tarif d'achat d'énergie renouvelable captée sur les bâtiments est plus élevé que le tarif de vente. À moyen terme, lorsque la parité réseau<fnref n="11" /> du photovoltaïque sera atteinte et la majoration du tarif d'achat supprimée, les consommateurs-producteurs auto-consommeront massivement ; ils soutireront moins d'électricité alors que leur appel de puissance de pointe restera aussi élevé qu'auparavant. En conséquence, les recettes de la taxe finançant le réseau – assise

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<footnote n="11">11 La parité réseau d'une énergie renouvelable est atteinte lorsque son coût de production devient moins élevé que le coût d'acquisition de la même quantité d'énergie via le réseau.</footnote>