La Commission de régulation de l’énergie, dans sa délibération n°2018-240 du 21 novembre 2018, résume bien le principe de ce régime :

« Avec le développement de la production décentralisée d’énergie renouvelable et l’apparition de nouveaux usages, les réseaux publics de distribution d’électricité pourraient, à l’avenir, voir leur besoin de flexibilité augmenter. Dans le même temps, grâce au développement des technologies de l’information et de la communication, de nouvelles flexibilités, décentralisées, seront de plus en plus disponibles sur ces réseaux publics de distribution d’électricité. Aujourd’hui, les flexibilités existantes sont utilisées principalement sur les mécanismes nationaux, pour répondre à des problématiques d’équilibrage du système électrique. Mais elles pourraient aussi offrir de nouvelles solutions pour les gestionnaires de réseaux publics de distribution (GRD), notamment en ce qui concerne le dimensionne-ment et l’exploitation de leurs réseaux, soit comme alternative à des renforcements, soit en conduite, en remplacement de moyens de remédiation plus coûteux (par exemple, le déploiement de groupes électrogènes). Dès lors, il importe de travailler à la définition d’un modèle de mobilisation des flexibilités au service des réseaux publics de distribution, en coordination avec leur participation aux besoins du système électrique. Dans ce contexte, l’article 199 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour une croissance verte (ci-après désignée par la « LTECV ») a créé, pour quatre ans, renouvelable une fois, un cadre expérimental permettant de tester un service de flexibilité local. La mise en oeuvre de cet article a été précisée par le décret n° 2016-704 du 30 mai 2016 relatif aux expérimentations de services de flexibilité locaux sur des portions du réseau public de distribution d’électricité. Ce cadre permet aux établissements publics et aux collectivités mentionnées à l’article L. 2224-34 et au deuxième alinéa du IV de l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales de proposer au GRD un service de flexibilité local, afin d’optimiser localement la gestion des flux d’électricité entre un ensemble de producteurs et un ensemble de consommateurs raccordés au réseau public de distribution d’électricité. Le service est rémunéré par le gestionnaire de réseaux, à hauteur des coûts évités par celui-ci grâce au recours à cette flexibilité. En effet, l’article 199 de la LTECV dispose que la rémunération est fondée sur « l’impact effectif du service sur les coûts d’investissement et de gestion du réseau public de distribution d’électricité ». Ce cadre, à vocation expérimentale, ne constitue pas un modèle définitif pour l’utilisation des flexibilités par les GRD. Il doit permettre de tester un mode contractuel possible et d’identifier un certain nombre d’enjeux et de freins auxquels devra répondre le modèle cible. L’article 199 de la LTECV prévoit que les conditions financières et techniques du service de flexibilité local sont fixées par une convention, conclue entre l’autorité organisatrice de la distribution publique d’électricité, le GRD et la personne morale regroupant les producteurs et consommateurs ou, à défaut, l’établissement public ou la collectivité, approuvée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). »

Voici cette intéressante délibération qui examine point par point le projet de convention en ce domaine :

• 181024_2018-240_FlexibiliteLocalEnedis

Cette expérimentation ne peut porter que sur des ouvrages du réseau public de distribution d’électricité situés en aval d’un même point de ce réseau.

Le porteur de projet communique au gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité les éléments caractérisant sa proposition de service (liste des points de connexion des producteurs et consommateurs associés à l’expérimentation ; objectifs poursuivis ; conditions d’activation du service proposé ; moyens mis en œuvre pour atteindre le niveau de fiabilité du service sur lequel le porteur de projet s’engage).