Amélioration de la flexibilité et du raccordement : où en sont les 30 projets du dispositif « bac à sable » de la CRE ?

Dans un rapport publié le 27 mai, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié le bilan de l’avancement des 30 projets ayant bénéficié du dispositif d’expérimentation dans le secteur de l’énergie. Rappelons que ce dispositif, aussi appelé « bac à sable réglementaire » permet à la CRE et à la DGEC (Direction générale de l’Énergie et du Climat) d’octroyer des dérogations aux conditions d’accès et à l’utilisation des réseaux et installations, à partir du moment où « les expérimentations présentent un réel intérêt pour le système énergétique puisqu’elles permettent de tester des innovations en prévision d’une évolution du cadre réglementaire et législatif ».

Plusieurs expérimentations relatives à l’apport de flexibilité sur les réseaux électriques permettent par exemple de tester l’intérêt de mécanismes nouveaux ou de compléter des mécanismes existants.

Modulation à la hausse ou report de consommation dans les périodes de prix bas

Les expérimentations d’Acciona, anciennement Eqinov, et d’Elax Energie permettent ainsi de valoriser sur les marchés une hausse ou report de consommation avant ou après un effacement au moment le plus opportun pour le système, complétant ainsi le mécanisme de valorisation des effacements (NEBEF). Acciona vise essentiellement à valoriser une hausse de la consommation sans piloter l’éventuelle baisse de consommation subséquente. La valorisation est fondée sur la différence entre le tarif de fourniture du client et le prix du marché spot. De son côté, l’expérimentation d’Elax Energie vise en revanche à optimiser le couple effacement puis report de consommation en les plaçant de manière optimale pour le marché. La valorisation est fondée principalement sur les variations de prix du marché spot avec une dépendance moindre au tarif de fourniture du client.

Ces retours d’expérience ont toutefois pu mettre en valeur certaines limites de la valorisation des seules hausses de consommation (non liées à un effacement), en particulier car elle n’incite pas les acteurs de marché à systématiquement piloter les baisses de consommations qui suivent et qu’elle est complexe à mettre en œuvre en termes de définition des rôles et des interactions entre fournisseurs et opérateurs de flexibilité.

Optimisation du rôle d’une batterie en présence de moyens de production

EDF, de son côté, souhaitait optimiser l’utilisation d’une batterie en fournissant plusieurs services. Dans ce but, l’énergéticien souhaitait hybrider la batterie avec différents actifs et que la batterie puisse basculer d’un périmètre de réserve à l’autre de façon dynamique. Les nouvelles règles SSYf permettent depuis 2023 l’agrégation de plusieurs sites de technologies différentes au sein d’une entité de réserve (EDR) « Mixte », généralisant ainsi à tous les acteurs la dérogation reçue par EDF : 3 acteurs se sont déjà saisis de la solution et l’utilisent notamment pour participer à la réserve secondaire. En outre, le basculement dynamique entre le périmètre de réserve d’Agregio et d’EDF n’est plus nécessaire à la suite d’une réorganisation au sein du groupe EDF. Le projet ne relève donc plus des conditions dérogatoires qu’offre le dispositif de bac à sable, étant maintenant conforme aux dispositions générales.

Innovations dans le raccordement

Par ailleurs, plusieurs projets ont obtenu des dérogations à certains seuils et limites techniques afin d’explorer de nouvelles offres de raccordement en faveur d’une intégration plus rapide et à moindres coûts des EnR sur le réseau.

Limite technique à 17 MW pour être raccordé en HTA

La DGEC a permis le raccordement en HTA des projets de Boralex, de Baywa.re et de Fibre Excellence avec une puissance installée supérieure à 17 MW (seuil de raccordement au réseau public de distribution en HTA) sous condition de ne pas injecter plus de 17 MW. Du fait de travaux de raccordement importants, le projet de Baywa.re ne pourra être mis en service qu’à horizon 2029. Du côté de Boralex et de Fibre Excellence, les travaux ont été finalisés respectivement en janvier 2025 et juin 2024 et les expérimentations ont pu débuter.

Si aucune perturbation n’a été constatée sur le réseau d’Enedis, plusieurs dépassements de la puissance injectée maximale autorisée ont pu être observés.

Offre de raccordement alternative avec prise en charge de coûts spécifiques par le demandeur

La CRE a également permis à WPD d’obtenir un raccordement longue distance de la part d’Enedis à condition de prendre à sa charge le coût des pertes supplémentaires engendrées par cette solution, en comparaison avec la solution de raccordement de référence proposée initialement par Enedis (qui permettait de réduire les pertes mais limitait la puissance d’injection de l’installation). Le raccordement a été mis à disposition du porteur de projet à l’automne 2024 permettant à l’expérimentation de débuter.

Les premiers résultats de l’expérimentation sont positifs : les gains liés à la puissance supplémentaire d’injection sont supérieurs aux coûts des pertes.

Offre de raccordement alternative avec modulation de puissance

Enfin, la DGEC a permis en août 2023 à TotalEnergies de déroger, dans le cadre de son projet Helio la Perrière de raccordement de deux installations de production d’électricité PV couplées à du stockage, aux conditions encadrant les Offres de Raccordement Alternatives à Modulation de Puissance (ORA-MP).

Les conditions économiques ont évolué depuis l’obtention du tarif d’achat de l’électricité en 2017 dans le cadre des appels d’offres. Un nouveau tarif semble nécessaire pour mener à terme les projets.

TotalEnergies est en effet confronté à deux difficultés : les installations au sol sur terrain agricole ne sont plus éligibles aux appels d’offres (« cas 2 bis » exclu du cahier des charges) et les installations PV + stockage ne font plus l’objet d’un soutien dédié. Il reste toutefois possible, pour ces projets, de candidater à l’appel d’offres bien qu’ils soient probablement moins compétitifs que des projets d’installation photovoltaïque seule.

C’est pourquoi la CRE renouvelle sa recommandation à l’autorité administrative d’intégrer le « cas 2 bis » dans l’appel d’offres PV ZNI.

Nouvelles solutions de raccordement dédiées afin de tenir compte des besoins des stockeurs tout en exploitant leur potentiel de flexibilité

La dérogation accordée par la CRE en 2022 à Enedis et Amarenco a permis d’aboutir à une convention d’expérimentation signée en juin 2023 encadrant les modalités selon lesquelles Enedis pourra établir une offre de raccordement intelligent d’un stockage, dans une zone saturée en injection, prenant notamment en compte son caractère contracyclique et intégrant des limitations en cas de contrainte.

Amarenco a déposé sa première demande complète de raccordement en février 2024. Enedis a lancé l’étude de cette demande seulement en juin 2024. Les contraintes de raccordement du stockage ayant lieu sur le réseau de transport, RTE a dû être impliqué dans le projet en août 2024. Les résultats des études réseaux de RTE n’ont été communiqués qu’en février 2025 : du fait de la présence importante de production éolienne sur la zone de raccordement du stockage, des limitations sont possibles à l’injection à toute heure de la journée et à toute saison. Ainsi en l’état actuel, Enedis n’est pas en mesure de proposer une offre de raccordement présentant un profil de limitations horosaisonnier acceptable pour Amarenco.

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