Tarifs réglementés de vente : Gaz et Elec, les règles changent

Depuis l’ouverture du marché de l’électricité et du gaz à la concurrence, deux types d’offres coexistent :

- les tarifs réglementés de vente (TRV), proposés par les fournisseurs historiques (EDF, GDF Suez et les entreprises locales de distribution - ELD), qui sont fixés par le gouvernement ;

- les offres de marché, proposées par l’ensemble des fournisseurs et librement fixées par chaque fournisseur.

GAZ :

Les tarifs réglementés de vente pour les consommateurs non résidentiels (hors petits consommateurs) seront progressivement supprimés à partir de 2014, afin de se mettre en conformité avec le droit européen.

Depuis l’ouverture du marché, de nombreuses offres se sont développées à côté des tarifs réglementés. Elles représentent désormais la grande majorité des volumes vendus aux sites non résidentiels (sur ce segment, seulement 23 % de la consommation de gaz est encore fournie par des tarifs réglementés).

Qui est concerné ?

- un consommateur professionnel avec un niveau de consommation supérieur à 30 MWh par an ;

- un syndicat de copropriété ou le propriétaire unique d’un immeuble à usage principal d’habitation dont le niveau de consommation est supérieur à 150 MWh par an ;

- un acheteur public (établissements scolaires, bâtiments hospitaliers, bâtiments administratifs...) ;

Et également ceux qui ont actuellement un contrat au tarif réglementé avec un fournisseur historique (GDF-Suez, Tegaz ou une entreprise locale de distribution).

N’est pas concerné ?

- ceux qui ont actuellement déjà un contrat à prix de marché, y compris s’il est indexé sur des tarifs réglementés (par exemple B2S, B2I) ;

- un consommateur particulier (dans ce cas il continue à bénéficier des tarifs réglementés du gaz si il le souhaite) ou un professionnel dont la consommation annuelle est inférieure à 30 MWh ;

- un syndicat de copropriété ou un propriétaire unique d’un immeuble à usage principal d’habitation dont le niveau de consommation est inférieur à 150 MWh par an.

Calendrier :

Concrètement, que va-t-il se passer à la date d’échéance ?

Le contrat au tarif réglementé de vente avec son fournisseur historique (GDF-Suez, Tegaz ou une entreprise locale de distribution) devient caduc avec la suppression des tarifs réglementés. Il faudra avoir signé avant l’échéance de disparition un nouveau contrat en offre de marché avec un fournisseur de son choix.

Etre prévenu son fournisseur :

Le fournisseur a l’obligation d’informer l’abonné par courrier de la date d’échéance du contrat de fourniture de gaz naturel au tarif réglementé de vente. Différentes dates sont prévues par la loi, notamment six et trois mois avant la disparition du contrat au tarif réglementé.

Que faut-il faire ?

- Anticiper, en se renseignant sur les différentes offres de marché proposées par l’ensemble des fournisseurs, puis en choisissant celle qui correspond le mieux à ses besoins.

- Conclure un nouveau contrat à prix de marché avec le fournisseur de son choix avant l’échéance de disparition des tarifs réglementés, ce qui permettra de garantir la continuité de la fourniture de gaz.

Pour mémoire, l’abonné a la possibilité de quitter à tout moment son contrat au tarif réglementé, sans préavis et sans frais.

Si on est soumis aux règles des marchés publics ou à une procédure de mise en concurrence, il faut lancer dès à présent la procédure pour choisir un nouveau contrat de fourniture de gaz à prix de marché.

On peut trouver des conseils pratiques pour s’aider dans ces démarches sur le site du ministère de l’économie : www.economie.gouv.fr/daj/conseil-aux-acheteurs

On peut également rejoindre un groupement de collectivités ou passer par une centrale d’achat pour contracter une offre de fourniture de gaz naturel à prix de marché.

Quels fournisseurs proposent des offres de marché ?

La majorité des fournisseurs (historiques et alternatifs) proposent des offres à prix de marché selon leur propre stratégie commerciale. La liste de l’ensemble des fournisseurs ainsi que d’autres informations utiles sur le site des pouvoirs publics : www.energie-info.fr/pro

Il est important de faire jouer la concurrence pour choisir l’offre la plus compétitive par rapport à ses besoins (prix fixes ou variables, avec ou sans durée d’engagement, contrats multisites etc.).

Certaines offres de marché sont plus économiques que les actuels tarifs réglementés de vente : c’est une opportunité pour réaliser des économies.

Les fournisseurs peuvent-ils imposer une durée d’engagement pluriannuelle avec un nouveau contrat à prix de marché ?

Non : jusqu’au 31 décembre 2015, tous les fournisseurs qui proposeront des offres de marché avec une durée d’engagement de plus d’un an sont également tenus de proposer simultanément une offre de fourniture d’une durée d’engagement n’excédant pas un an, selon des conditions commerciales non disqualifiantes.

On peut ainsi choisir le contrat qui nous convient le mieux par rapport à la durée sur laquelle on souhaite s’engager avec ce fournisseur.

Dans le cas ou il n’y a pas de contrat conclu à offre de marché à temps, c’est-à-dire avant la disparition du contrat au tarif réglementé ?

Il est indispensable d’avoir souscrit une offre de marché avant l’échéance du contrat au tarif réglementé, date à laquelle le contrat actuel sera caduc. Dans le cas contraire, afin d’éviter de s’exposer à une interruption de fourniture, le contrat sera automatiquement basculé vers une offre de marché de votre fournisseur historique, qu’il devra adresser trois mois avant la date de disparition du contrat au tarif réglementé de vente.

Si on n’a pas quitté son contrat au tarif réglementé à l’échéance, cette offre sera réputée acceptée par nous. La durée d’exécution de cette offre ne pourra excéder 6 mois, à l’issue desquels la fourniture de gaz naturel ne sera plus assurée.

On peut résilier ce contrat « provisoire » à tout moment sans frais. Il ne sera pas reconductible.

ELECTRICITE :

Les tarifs réglementés de vente de l’électricité pour les gros consommateurs (puissance souscrite supérieure à 36 kVA) seront supprimés au 31 décembre 2015, afin de se mettre en conformité avec le droit européen.

Depuis l’ouverture du marché, de nombreuses offres de marché se sont développées à côté des tarifs réglementés ; elles représentent désormais 22 % des volumes vendus aux sites non résidentiels.

Qui est concerné ?

- Oui, si vous êtes un consommateur avec une puissance souscrite supérieure à 36 kVA pour un site situé en France métropolitaine continentale et que vous avez actuellement un contrat au tarif réglementé avec un fournisseur historique (EDF ou une entreprise locale de distribution).

- Non, si:

* vous avez actuellement un contrat à prix de marché, y compris s’il est indexé sur des tarifs réglementés de vente de l'électricité ;

* vous êtes un consommateur avec une puissance inférieure ou égale à 36 kVA ;

* le site de consommation est situé dans une zone non interconnectée au réseau métropolitain continental (Corse, Guadeloupe, Martinique, Guyane, La Réunion, Mayotte, Saint-Pierre-et-Miquelon, Nouvelle-Calédonie...).

Quand les tarifs réglementés de vente de l’électricité vont-ils disparaître ?

Les tarifs réglementés de vente de l’électricité pour les puissances souscrites supérieures à 36 kVA seront supprimés au 31 décembre 2015.

Concrètement, que va-t-il se passer à la date d’échéance ?

Le contrat au tarif réglementé de vente que vous aviez avec votre fournisseur historique (EDF ou une entreprise locale de distribution) devient caduc avec la suppression des tarifs réglementés. Il vous faudra avoir signé avant l’échéance de disparition un nouveau contrat en offre de marché avec un fournisseur de votre choix.

Est-ce que je serai prévenu par mon fournisseur ?

Oui, votre fournisseur a l’obligation de vous informer par courrier de la date d’échéance de votre contrat de fourniture d'électricité au tarif réglementé de vente de l’électricité, à différentes dates prévues par la loi, et notamment six et trois mois avant la disparition de votre contrat au tarif réglementé de vente de l’électricité.

Que dois-je faire ?

- Anticiper, en vous renseignant sur les différentes offres de marché proposées par l’ensemble des fournisseurs, puis en choisissant celle qui correspond le mieux à vos besoins.

„- Conclure un nouveau contrat à prix de marché avec le fournisseur de votre choix avant l’échéance de disparition des tarifs réglementés de vente de l'électricité, ce qui permettra de garantir la continuité de votre fourniture d'électricité.

Pour mémoire, vous avez la possibilité de quitter à tout moment votre contrat au tarif réglementé de vente de l’électricité, sans préavis (hors délais liés aux démarches néces- saires auprès des gestionnaires de réseau) et sans frais de résiliation (exception faite des sites ayant fait l’objet d’une modification de puissance souscrite datant de moins d’un an).

Si vous êtes soumis aux règles des marchés publics ou à une procédure de mise en concurrence, anticipez les démarches nécessaires au renouvellement de votre contrat de fourniture d’électricité.

Vous trouverez des conseils pratiques pour vous aider dans vos démarches sur le site du ministère de l’économie : www.economie.gouv.fr/daj/conseil-aux-acheteurs

Vous pouvez également rejoindre un groupement de collectivités ou passer par une centrale d’achat pour contracter une offre de fourniture d'électricité à prix de marché.

Dois-je résilier mon contrat au tarif réglementé de vente de l’électricité avant de conclure un nouveau contrat en offre de marché ?

Non, car cela pourrait entraîner une interruption momentanée de la fourniture en électricité. Une procédure automatique est prévue pour faciliter le changement de fournisseur. La signature d’un nouveau contrat avec le fournisseur de votre choix mettra automatiquement fin à votre contrat de fourniture d’électricité au tarif réglementé de vente de l’électricité, sans que vous ayez besoin de le résilier préalablement et sans interruption de fourniture.

Quels fournisseurs proposent des offres de marché ?

La majorité des fournisseurs (historiques et alternatifs) propose des offres à prix de marché. Vous trouverez la liste de l’ensemble des fournisseurs autorisés ainsi que d’autres informations utiles sur le site des pouvoirs publics : www.energie-info.fr/pro

Au-delà du prix, optimiser votre consommation, identifier vos gisements d’économies et négocier des dispositions contractuelles adaptées (prix fixes ou variables, avec ou sans durée d’engagement, contrats multi-sites...) sont des leviers utiles pour maîtriser votre budget énergie.

Les fournisseurs peuvent-ils m’imposer une durée d’engagement pluriannuelle avec mon nouveau contrat à prix de marché ?

Non : jusqu’au 31 décembre 2015, tous les fournisseurs qui vous proposeront des offres de marché avec une durée d’engagement de plus d’un an sont également tenus de vous proposer simultanément une offre de fourniture d’une durée d’engagement n’excédant pas un an, selon des conditions commerciales non disqualifiantes.

Vous pourrez ainsi choisir le contrat qui vous convient le mieux par rapport à la durée sur laquelle vous souhaitez vous engager avec ce fournisseur.

Que va-t-il se passer si je n’ai pas conclu de nouveau contrat en offre de marché à temps, c’est-à-dire avant la disparition de mon contrat au tarif réglementé ?

Il est indispensable d’avoir souscrit une offre de marché avant le 31 décembre 2015. N’attendez pas la dernière minute ! Dans le cas contraire, afin d’éviter de vous exposer à une interruption de fourniture, votre contrat sera automatiquement basculé vers une offre de marché de votre fournisseur historique, qu’il devra vous avoir adressée trois mois avant la date de disparition de votre contrat au tarif réglementé de vente.

Si vous n’avez pas quitté votre contrat au tarif réglementé à l’échéance, cette offre sera réputée acceptée par vous. La durée d’exécution de cette offre ne pourra excéder 6 mois, à l’issue desquels la fourniture d’électricité ne sera plus assurée. Vous pourrez résilier ce contrat « provisoire » à tout moment sans frais. Il ne sera pas reconductible.

2 400 MW en moins cet hiver et une consommation stable...

RTE prévoit que l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité sera assuré pendant l’hiver 2014-2015 en dépit de marges plus faibles que l’hiver dernier. La consommation d’électricité restera stable, mais la disponibilité prévisionnelle du parc de production cet hiver sera en baisse par rapport à l’hiver dernier, d’environ 2 400 MW. La France pourra recourir aux importations pour couvrir la consommation du matin en janvier, cependant les capacités d’exportation seront suffisantes pour pouvoir notamment porter assistance à la Belgique en cas de difficultés.

Dans des conditions météorologiques normales, l’offre et la demande d’électricité seront équilibrées cet hiver. Les marges diminuent toutefois, en raison de la baisse de la production électrique d’origine nucléaire et thermique, d’environ 2 400 MW. Cela s’explique par une moindre disponibilité du parc nucléaire et par la fermeture de certaines centrales thermiques (fioul et charbon) qui ne répondent plus aux normes européennes.

L’analyse prévisionnelle offre-demande d’électricité révèle en outre une légère hausse de la consommation aux périodes de pointe du matin et du soir par rapport à l’an dernier. La pointe de consommation pour cet hiver est estimée à 84 800 MW en janvier 2015.

Les capacités d’exportation seront suffisantes sur toute la période hivernale, notamment pour pouvoir répondre aux éventuelles demandes de la Belgique.

En cas de grande vague de froid (avec des températures inférieures de 6 à 8°C aux normales de saison), l’analyse de RTE montre que les niveaux d’importations nécessaires pour couvrir l’augmentation de la consommation pourraient atteindre 4 300 MW fin janvier. Cela restera compatible avec les capacités d’importation du réseau électrique français.

Pour porter assistance à la Belgique, si nécessaire, mais aussi en cas de tensions sur le réseau de transport d’électricité français cet hiver, RTE pourra actionner différents moyens dont l’effacement de la consommation disponible avec le mécanisme d’ajustement. Les acteurs du marché pourront également avoir recours au dispositif NEBEF, mécanisme permettant aux clients de valoriser les effacements sur le marché de l’énergie.

Cet hiver, les importations d’électricité seront nécessaires en janvier uniquement pour couvrir les besoins lors de la consommation du matin (jusqu’à 1 400 MW).

Prévision de consommation

La consommation journalière d’électricité est caractérisée par deux périodes de forte consommation :

Sur l’ensemble de l’hiver 2014-2015, la consommation en énergie (MWh) est stable par rapport à l’hiver dernier. Toutefois, RTE constate une augmentation de la puissance consommée (MW) en périodes de pointe et inversement une diminution de celle-ci en périodes creuses.

RTE présente pour chaque semaine de la période d’étude, les prévisions de consommation à la pointe du soir et pour la consommation du matin.

Ces deux prévisions sur la France continentale sont réalisées pour des températures correspondant aux normales saisonnières. Elles sont comparées à la consommation réalisée l’hiver dernier ramenée à la température normale.

Ainsi pour cet hiver, la pointe de consommation à conditions normales est estimée à 84 800 MW au cours de la deuxième semaine de janvier, à la pointe du soir.

Pour mémoire, le niveau de la consommation varie très sensiblement en hiver lorsque les températures baissent. Ainsi, lors de la vague de froid observée en France en février 2012, le niveau de consommation d’électricité s’est élevé à près de 102 100 MW le mercredi 8 février 2012 à 19h00 (maximum historique de la consommation française).

Pour l’hiver 2014-2015, on estime qu’une baisse de 1°C de la température moyenne pourrait entrainer une augmentation maximale de la consommation d’électricité de l’ordre de 2 300 MW à la pointe de consommation de 19h00.

Disponibilité du parc de production

Sur la base des derniers éléments transmis par les producteurs, la disponibilité prévisionnelle du parc de production français pour l’hiver 2014-2015 est en baisse par rapport à l’hiver dernier, d’environ 2 400 MW, notamment du fait du retrait d’exploitation de certaines centrales thermiques au cours de l’année 2014. La diminution de la disponibilité prévisionnelle est aussi due à une baisse de la disponibilité nucléaire.

Le développement continu des énergies renouvelables permet néanmoins d’amortir la baisse observée.

Les stocks hydrauliques sont à des niveaux proches de la moyenne des dernières années. Pour les mois à venir, la puissance prévisionnelle hydraulique disponible est stable par rapport à celle de l’hiver dernier.

Risque modéré de rupture d’approvisionnement

Les figures 3 et 4 présentent, pour chaque semaine de l’hiver, à la pointe de consommation du soir et lors de la consommation du matin, le bilan import/export en électricité de la France permettant de satisfaire le critère de sûreté de la marge au risque 1% lors de la consommation du matin et au risque 4% à la pointe du soir. Ce bilan correspond à la valeur maximale de production française qui pourrait être exportée dans le respect du critère de sûreté ou le complément minimal qu’il serait nécessaire d’importer pour satisfaire ce critère.

Notons que les valeurs affichées, qui résultent de la simulation d’un grand nombre de scénarios de tempéra- tures et de disponibilité des groupes de production, ne correspondent pas à une prévision des échanges transfrontaliers en temps réel qui pourront être différents de ce solde, en raison notamment :

• des conditions météorologiques réelles et de la disponibilité effective des moyens de production,

• des arbitrages effectués par les différents acteurs, en particulier entre la sollicitation des moyens de production français, la mobilisation des effacements de consommation et le recours aux marchés étrangers via les capacités proposées par RTE sur les interconnexions.

Avec un solde des échanges presque systématiquement exportateur sur l’ensemble de la période d’étude, le recours à des importations ne devrait pas s’avérer nécessaire pour équilibrer la consommation d’électricité en France continentale et satisfaire le critère de sûreté retenu par RTE.

Néanmoins en cas de froid intense et durable, les marges prévisionnelles se réduiront du fait de l’augmentation de la consommation électrique et de la baisse des stocks hydrauliques fortement sollicités dans ce type de situation.

Dans une telle situation, avec des températures inférieures de 6 à 8 °C aux températures de référence, les niveaux de consommation seraient comparables à ceux réalisés lors du pic historique de février 2012. Le niveau d’importation pourrait atteindre près de 4 300 MW pour satisfaire l’équilibre et la marge nécessaire pour couvrir des aléas. Cette valeur reste compatible avec les capacités du réseau mises à disposition des importations dont les limites sont évaluées de manière coordonnée avec les gestionnaires de réseau voisins (capacité égale à 9 800 MW selon les conditions d’exploitation).

La valeur de la capacité maximale d’importation est recalculée chaque jour. Elle dépend des conditions du système électrique français et étranger. Elle sera d’autant plus grande que les importations seront réparties sur toutes les frontières.

Dans une situation de très forte tension de l’équilibre offre demande en France continentale, après la mise en œuvre par les fournisseurs de l’ensemble des moyens d’action dont ils disposent, RTE devra, si nécessaire, faire appel à des moyens exceptionnels et à des actions de sauvegarde (baisse de 5% de la tension, voire délestage de consommation en dernier recours).

Toutes choses égales par ailleurs, l’augmentation de la consommation réduit les marges de sûreté du système électrique.

Ainsi, les actions de chacun, visant à maîtriser ou réduire la puissance électrique notamment aux horaires des pointes, contribuent à relaxer les éventuelles tensions sur l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, et améliorent ainsi la sécurité d’alimentation du pays.

Situation européenne

Le système électrique européen étant fortement interconnecté, l’équilibre offre-demande doit être analysé non seulement au niveau de chaque pays, mais aussi à l’échelle européenne. En effet, la mutualisation de l’offre grâce aux interconnexions électriques constitue un atout important pour couvrir la demande à une échelle plus large que chaque pays, dans la mesure où les capacités maximales d’importation du réseau français ne sont pas atteintes.

Un travail similaire à la présente analyse est donc effectué au niveau européen par l’ensemble des gestionnaires de réseau. Au travers du « Winter Outlook Report », RTE et ses homologues européens informent l’ensemble des acteurs du marché européen de l’électricité de l’analyse prévisionnelle de l’équilibre offre-demande pour l’hiver à venir.

Les résultats de cette étude seront publiés fin novembre par ENTSO-E (« Winter Outlook Report »).

Dispositif d’ajustement de l’offre et de la demande d’électricité en temps réel

En cas d’aléas sur la consommation ou sur la production, RTE utilise le mécanisme d’ajustement.

RTE peut solliciter des offres afin d’assurer à tout instant l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité et reconstituer les marges de sécurité d’exploitation du système électrique.

Depuis son démarrage en avril 2003, le mécanisme d’ajustement, dont les règles sont approuvées par la Commission de Régulation de l’Énergie, a démontré son efficacité. Conformément aux dispositions législatives, la puissance disponible sur les moyens de production techniquement opérationnels, et non utilisée par les producteurs pour leurs besoins propres, doit être mise à la disposition de RTE via le mécanisme d’ajustement.

En complément, dès 2008, RTE avait ouvert la possibilité pour les consommateurs de proposer sur le mécanisme d’ajustement des offres d’effacement de la consommation de leurs sites et ainsi de tirer parti des souplesses possibles. Cette démarche est désormais pérennisée via l’article 7 de la loi NOME. Dans ce cadre, RTE contractualise la mise à disposition de capacités d’effacement activables sur le mécanisme d’ajustement auprès des acteurs d’ajustement. Cette contractualisation ouvre en particulier la participation aux capacités saisonnières puisque des contractualisations sur 3, 6, 9 et 12 mois sont possibles.

Enfin, le dispositif en vigueur en France est ouvert aux offres d’ajustement en provenance de pays frontaliers (Suisse, Allemagne, Royaume-Uni et Espagne).

Soulignons toutefois que les marges sont dimensionnées pour couvrir les aléas survenant en temps réel ou sur des échéances très proches de celui-ci. Ainsi le mécanisme d’ajustement, réservoir des offres permettant de constituer les marges d’exploitation pour faire face à des aléas sur la production ou la consommation à court terme, n’a pas pour vocation de couvrir des déséquilibres sur le périmètre de responsabilité des acteurs commerciaux.

Outre le dispositif d’ajustement utilisé en temps réel par RTE en cas d’aléas sur la consommation et les offres, les fournisseurs disposent dans leur portefeuille de possibilités d’effacement de la consommation dont les effacements tarifaires. Ainsi, le potentiel total d’effacement de la consommation à disposition des fournisseurs est d’environ 2 600 MW.

Enfin, l’hiver 2013/2014 a vu la mise en place du mécanisme NEBEF. Ce dispositif, géré par RTE, offre de nouvelles perspectives aux acteurs de marché pour équilibrer leur portefeuille via la sollicitation d’effacements. NEBEF permet ainsi de faire émerger de nouveaux types d’effacement et de compléter les modalités de maîtrise de la consommation d’électricité en France.

Gestion des situations tendues

Dans les périodes de tension de l’équilibre offre – demande français caractérisées par des soldes d’échanges importateurs avec les pays voisins saturant les capacités d’imports calculées aux frontières, les fournisseurs du marché français peuvent également mettre en œuvre des effacements supplémentaires de la consommation sur leurs portefeuilles de clients, en complément de leurs achats sur les marchés européens. A ce stade, seuls les effacements communiqués par les fournisseurs à RTE sont pris en compte. De plus, les producteurs installés en France peuvent également agir sur leur planning de maintenance des groupes de production pour augmenter si possible leur disponibilité.

Enfin, avant de faire appel aux moyens exceptionnels, RTE s’appuie sur les dispositifs suivants : sollicitation des offres d’effacement des consommateurs français ou en provenance de l’étranger sur le mécanisme d’ajustement et activation des contrats de secours conclus avec les autres gestionnaires de réseau européens.

Si ces mesures préventives s’avèrent cependant insuffi- santes, RTE alerte les pouvoirs publics des risques de rupture d’approvisionnement et procède en temps réel à l’activation de moyens exceptionnels d’exploitation visant à limiter les conséquences sur le système électrique.

Situation des régions Bretagne et Provence-Alpes-Côte d’Azur (PACA)

Ces deux zones géographiques sont déficitaires en moyens de production et ont en commun d’être alimen- tées comme des péninsules électriques par le réseau électrique national. A cette situation, s’ajoutent des taux de croissance de la consommation importants qui tendent rapidement à saturer les capacités de transit des réseaux existants, avec le risque fort de ne plus pouvoir satisfaire la demande lorsqu’un élément du réseau ou un groupe de production est indisponible.

Ces deux caractéristiques confèrent, en l’état actuel, un rôle important aux capacités et à la disponibilité du réseau de transport pour assurer la sécurité d’approvisionnement en électricité.

En partenariat avec les acteurs régionaux, RTE oriente son action sur le développement du réseau, l’accueil de nouveaux moyens de production locaux et la maîtrise de la demande d’électricité.

Familles à Energie Positive : c’est reparti pour cet hiver !

Hausse des prix de l’énergie, forte préoccupation des ménages pour le confort de leur logement et notamment le confort thermique, mobilisation citoyenne sur les questions énergétiques et climatiques, l’énergie est au cœur des préoccupations des familles ! Des familles prêtes et désireuses d’agir ! Comment ? En participant à la nouvelle édition du Défi Famille à Energie positive.

Familles à énergie positive est un défi d’économies d’énergie pour tous les particuliers qui souhaitent agir à leur échelle pour réduire leurs dépenses énergétiques en apprenant dans la convivialité.

Pour répondre au défi, les familles, regroupées par équipes, auront 6 mois pour réduire de 8% leur consommation d’énergie par rapport à l’hiver dernier, uniquement par des gestes du quotidien. Le défi se base sur le progrès global des participants : peu importe d’où l’on part, l’essentiel est de progresser ensemble. C’est la somme de toutes les astuces choisies dans le guide des 100 éco‐gestes fourni qui fera la différence.

Le Concours « Familles à Energie Positive » existe depuis 7 ans à l’échelle nationale. Pour la troisième année consécutive, l’Aquitaine a choisi de participer à ce défi, porté par la direction régionale de l’ADEME. La Ville de Bordeaux et l’Agglomération du Grand Périgueux sont déjà dans la course !

Famille à Energie Positive : Qu’est-ce que c’est ?

Le principe est simple : mobiliser toute une famille sur les économies d’énergies de tous les jours sans affecter son confort. En bref, démontrer qu’il est facile d’agir de façon concrète, mesurable et conviviale. Pour le foyer, l’objectif est de réduire sa consommation d’énergie de 8% au minimum. Et pour que le challenge soit une vraie prise de conscience, l’opération se déroule en hiver, pendant la période de chauffage, soit du 1er décembre 2014 au 30 avril 2015.

Des résultats nationaux impressionnants

Depuis la première édition lancée en 2008 par l’ONG Prioriterre, plus de 15 000 foyers ont rejoint les Familles à Energies Positives soit plus de 40 000 personnes ! L’an dernier, les 7500 foyers participants ont réalisé une économie d’énergie de 13 000 000 Kwh, soit la consommation complète de 750 logements. A l’échelle d’un foyer, cela représente une économie moyenne de 200€ par an. Des chiffres qui forcent à réfléchir ...

L’Aquitaine suit la tendance

Pour sa seconde participation, l’Aquitaine a réalisé 18% d’économie (+4 points par rapport à 2013) tout comme la moyenne nationale soit environ 3 300 kWh/an économisés par foyer. Les 218 familles participantes ont réussi à réduire leur consommation énergétique de 400 000kWh (contre 280 000 l’année précédente) et par conséquent les émissions des gaz à effet de serre de 19% (soit 2 300 tonnes de CO2 évitées) soit les émissions annuelles de 300 habitants.

A Paris, le défi a réuni pour l’édition 2013-2014, 80 familles qui démontrent que les solutions sont à portée de main pour réduire sa facture d’énergie. 82% des familles ont dépassé l’objectif des 8% d’économies par rapport à l’hiver dernier. Ainsi, en moyenne, elles ont réalisé 22% d’économie sur les consommations d’énergie et réduit de 21% les émissions de CO2.

C’est 78 115 kWh économisés, et près de 16,6 Tonnes de CO2 évitées soit l’équivalent de 1 762 tours de périphérique !

Cette année, de nouveaux partenaires sont mobilisés avec déjà la participation et le soutien de 7 nouvelles Mairies d’arrondissement.

Comment participer ?

Le concours « Famille à Energie Positive », c’est avant tout un moment de convivialité et de partage. Entre collègues, voisins, amis... formez votre équipe. Cela est bien connu, à plusieurs on se motive ! Une fois votre équipe constituée, il ne vous reste plus qu’à vous inscrire jusqu’au 15 novembre sur http://aquitaine.familles-a-energie-positive.fr/ . Un animateur local reviendra vers vous pour un premier contact et vous accompagner tout au long de l’aventure.

Les familles qui souhaitent participer à la troisième édition du concours sur l’hiver 2014-2015 peuvent se rendre sur le site : www.aquitaine.familles-a-energie-positive.fr

LES EnR NE METTENT PAS EN CAUSE LE BON FONCTIONNEMENT DU SYSTEME ELECTRIQUE

Le Syndicat des Energies Renouvelables, (SER) a souhaité répondre ce que la presse a relayé ces derniers jours concernant les conclusions d’un rapport qui semble mettre en cause les énergies renouvelables dans la sécurité du système électrique.

Les énergies renouvelables variables représentent aujourd’hui près de 5 % de notre consommation électrique. Ces formes d’énergie sont largement réparties sur le territoire et ce foisonnement leur permet, malgré les aléas météorologiques, de garantir l’apport d’énergie aux réseaux.

Par ailleurs, le Réseau de Transport de l’Electricité (RTE) a mis en place, depuis plusieurs années, un outil (IPES) qui lui permet de prévoir à moins de 24 heures la production attendue des énergies renouvelables.

Le SER rappelle que le Réseau de Transport de l’Electricité (RTE) fonde ses prévisions de l’équilibre offre/demande sur les trajectoires de développement fixées par les programmations pluriannuelles des investissements et décide de ses investissements en fonction de ces objectifs.

Contrairement à ce que laissent entendre certaines voix, la mise à l’arrêt de groupes thermiques, en particulier des centrales à gaz, résultent de deux facteurs :

- une conjoncture économique très détériorée dans laquelle la demande électrique stagne - la compétitivité retrouvée du charbon due à la montée en puissance des gaz de schiste américains qui ont créé des surcapacités de production de charbon écoulées en Europe à un coût moindre que celui du gaz.

Le trop faible prix du CO2 ne constitue pas, à cet égard, un moyen d’écarter l’utilisation de cette énergie très polluante.

Pour les installations hydroélectriques, la file d’attente de raccordement aux réseaux de transport et de distribution représente une puissance de 562 MW au 30 juin 2014.

Issu du panorama des énergies renouvelable du RTE, la file d’attente de raccordement des installations hydroélectriques aux réseaux de transport et de distribution représente une puissance de 562 MW au 30 juin 2014 contre 443 MW au 31 décembre 2013.

Au 30 juin 2014, 81 % de ces capacités sont en file d’attente de raccordement au RPT, et portent principalement sur l’accroissement de la puissance des installations existantes. La principale région concernée est Rhône-Alpes avec 422 MW en file d’attente soit 75 % de la puissance en attente de raccordement à l’échelle nationale.

Parc installé, file d’attente et objectifs nationaux :

Le parc hydraulique installé au 30 juin 2014 représente 90 % de l’objectif hydraulique PPI(*) et 95 % de la somme des objectifs hydrauliques SRCAE.

La file d’attente représente 20 % des capacités nécessaires pour atteindre l’objectif PPI et 44 % des capacités à raccorder pour atteindre la somme des objectifs SRCAE de la France continentale.

Production hydraulique dans l’équilibre offre-demande :

La production hydraulique du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 s’élève à 65 TWh. La production mensuelle varie entre un minimum de 3,8 TWh en septembre 2013 et un maximum atteint en février 2014 avec 6,6 TWh.

Les cinq régions contribuant le plus à la production hydraulique en France sont Rhône-Alpes, Provence-Alpes-Côte d’Azur, Midi- Pyrénées, Alsace et Languedoc-Roussillon. Ces régions représentent 86 % de la production hydraulique en France métropolitaine avec plus de 56 TWh. Champagne-Ardenne se caractérise par une production hydraulique renouvelable relativement faible (109 GWh)

Production hydraulique mensuelle depuis 2011 :

au regard de son parc installé (833 MW). Ce chiffre s’explique par la structure du parc hydraulique composé à plus de 95 % par une STEP dont une grande partie de la production n’est pas considérée comme renouvelable.

De manière générale, la production est plus importante les seconds trimestres d’une année calendaire en raison des apports hydrauliques dus à la fonte des neiges. Le premier semestre de l’année 2014 constitue une exception due au faible niveau d’enneigement et à l’importance des précipitations sur les trois premiers mois de l’année.

Taux de couverture de la consommation par la production hydraulique :

Du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014, le taux de couverture moyen de la consommation par la production hydraulique est de 13,8 %. Le taux de couverture moyen mensuel varie durant cette période entre un minimum de 10,3 % en décembre et un maximum de 17,3 % en juillet 2013.

Le taux de couverture annuel moyen par région durant cette période atteint un maximum de 50 % en Alsace ; le taux de couverture mensuel maximum a été atteint dans le Limousin avec 84 % au mois de février 2014.

Marché de l’électricité : Adapter le marché pour intégrer les EnR, et non l’inverse

France Énergie Éolienne (FEE) et le cabinet-conseil Pöyry Managing Consultants publient aujourd’hui une étude sur la réforme nécessaire du marché de l’électricité. Les propositions visent à alimenter le débat parlementaire qui s’engage sur le projet de loi de transition énergétique pour la croissance verte. Pour FEE, de nouvelles conditions de marché s’imposent pour permettre aux EnR de s’intégrer au marché comme le prévoit le projet de loi.

En Europe comme en France, la tendance ces derniers mois vise à intégrer de manière poussée les énergies renouvelables au marché électrique. Cette évolution s’apparente à une révolution pour les producteurs qui verront les règles de vente de leur électricité changer radicalement. France Energie Eolienne a anticipé ce mouvement et propose aujourd’hui les adaptations indispensables du cadre actuel pour que cette transition soit réussie pour les consommateurs comme pour les producteurs.

Frédéric Lanoë, Président de FEE : «Nous avons atteint une période charnière, nous devons réinventer un système électrique aujourd’hui dépassé. Nous, professionnels éoliens voulons être moteur de changement ».

Aujourd’hui 80% de l’électricité est vendu hors marché, un parc éolien a parfois besoin de plusieurs années pour se raccorder au réseau et les compteurs intelligents n’en sont encore qu’à leur début. Pourtant, les solutions sont à portée de main pour adapter le système.

Le cabinet conseil Pöyry a identifié 6 domaines où les réformes sont nécessaires : l’accès au réseau, le marché de gros, l’équilibrage, le mécanisme de rémunération des énergies renouvelables, la gestion de la demande et le marché du carbone.

« Les recommandations que nous produisons aujourd’hui sont relativement simples à mettre en œuvre, elles sont indissociables et elles sont un préalable indispensable avant de changer le système actuel de rémunération des énergies renouvelables. » conclut Frédéric Lanoe

A travers toute l’Europe, les marchés de l'électricité sont en mutation. Le mix de production évolue avec la contribution croissante des sources d'énergies renouvelables (EnR), telles que l’éolien et le solaire. La production d’électricité conventionnelle fait face à une diminution de son taux de charge et à une rentabilité plus faible ; elle est à la recherche de nouvelles sources de revenus. Parallèlement, les progrès des technologies «smart» renferment le potentiel pour changer les schémas de demande.

Le modèle traditionnel de l’architecture du marché de l'électricité qui était basé sur un dispatching à grande échelle, et une production thermique commandée pour répondre à une demande prévisible est de moins en moins pertinent. Les règles de marché doivent évoluer pour refléter le nouvel ordre dans lequel les énergies renouvelables constituent une composante dominante du mix de production, la production conventionnelle joue un rôle de soutien et la demande s’adapte aux besoins du système. Ainsi, les énergies renouvelables et la demande doivent être pleinement intégrées aux marchés de l’électricité du futur.

Le « Target Model » pour les échanges d'électricité transfrontaliers ainsi que les lignes directrices sur les aides d'État récemment adoptés par la Commission Européenne (CE) donnent un élan supplémentaire à cette transition, nécessitant d’une part une adaptation de la conception des règles de négoce d'électricité sur le marché (y compris la responsabilité d’équilibre pour les EnR comme étape cruciale de leur intégration) et d’autre part des mécanismes de soutien aux productions d’électricité d’origine renouvelable.

Il existe deux objectifs indissociables pour écrire les futures règles du marché de l'électricité : intégrer les EnR au sein du marché et faire que ce marché s’adapte à un fort développement de ces énergies. Pour contribuer à la réalisation de ces objectifs, l’étude propose une série de recommandations qui couvrent le marché du carbone et la rémunération des énergies renouvelables, l'accès au réseau, les règles du marché de gros et du marché de détail.

Ce rapport présente des recommandations pour une architecture de marché qui œuvre à la poursuite de ces objectifs en France, à travers une série de modules thématiques qui contribuent à une architecture globale. Ces recommandations ne sont pas spécifiques à l’énergie éolienne : elles n’ont pas été conçues pour favoriser cette technologie ou ces acteurs au détriment d’autres, mais avec l’objectif d’améliorer l'efficacité de l'ensemble du marché.

Les recommandations sont présentées comme un ensemble de mesures complémentaires et indissociables à mettre en œuvre en parallèle pour soutenir l'intégration des EnR au marché. Elles sont des compléments indispensables à l’exposition au marché de gros de la production renouvelable. Elles améliorent les mécanismes de marché pour permettre aux producteurs d'énergie renouvelable de gérer les risques liés au marché et à la responsabilité d'équilibre. Sans cet ensemble de recommandations, les acteurs auront une capacité réduite à gérer leurs risques, ce qui est susceptible de contrecarrer le bon fonctionnement du marché et d'augmenter les prix pour les consommateurs.

Les recommandations portent sur des règles applicables aux projets futurs (nouvelles capacités). Les règles applicables aux projets existants (capacités déjà en exploitation) devraient continuer à s’appliquer comme actuellement, pour éviter tout changement rétroactif et son effet déstabilisateur pour les investisseurs. Par conséquent, il est essentiel que les règles de soutien existantes (le tarif de rachat) soient considérées comme acquises pour les projets en développement ayant été décidés avant la date d’application des nouvelles.

Recommandations :

Nos recommandations couvrent un certain nombre de questions. Prises ensemble, elles représentent un modèle de marché global pour les énergies renouvelables et conventionnelles ainsi que pour la demande :

* Accès au réseau : bases pour le raccordement et l'accès au réseau ;

* Marché de gros : disponibilité des produits et liquidité pour le négoce ;

* Règles d’ajustement : nature du risque de déséquilibre et options de gestion ;

* Rémunération complémentaire pour les EnR : bases pour une rémunération complémentaire des EnR, compatible avec l'intégration au marché ;

* Marché de détail : rôle de la gestion dynamique de la demande et prise en compte des préférences des consommateurs ; et

* Marché du carbone : détails sur un cadre plus large de tarification du carbone.

En électricité 71% de la consommation aux tarifs réglementés, en gaz seulement 32 % de la consommation.

La Commission de Régulation de l’Energie (CRE) a publié le 17 septembre dernier son Observatoire des marchés de l’électricité et du gaz naturel du 2ème trimestre.

Les marchés de l’électricité restent dominés par les tarifs réglementés : au 30 juin 2014, 90 % des sites toutes catégories confondues, soit 71 % de la consommation, sont aux tarifs réglementés en électricité.

Sur le marché du gaz naturel, au 30 juin 2014, 70 % des sites sont au tarif réglementé de vente, ce qui représente 32 % de la consommation.

Sur le marché de l’électricité, le prix de l’offre de marché indexée sur le tarif réglementé la moins chère proposée à Paris est inférieure de 5 % au tarif réglementé de vente TTC, qu’il s’agisse d’un client moyen au tarif base 6 kVA consommant 2,4 MWh/an ou d’un client moyen au tarif1 heures pleines/heures creuses 9 kVA consommant 8,5 MWh/an. Pour ces mêmes clients, l’offre à prix fixe la moins chère permet une économie similaire par rapport au tarif réglementé de vente actuel, mais offre au surplus une stabilité du prix dans le temps.

Sur le marché du gaz naturel, l’offre de marché indexée sur le tarif réglementé la moins chère, proposée à Paris, d’une part à un client type consommant 750 kWh/an (Base Cuisson) et d’autre part à un client type consommant 17 MWh/an (B1 Chauffage au gaz) est inférieure respectivement de 41 % et de 6 % au tarif réglementé de vente TTC. Pour ces mêmes clients, le niveau de l’offre à prix fixe la moins chère reste significativement plus bas que celui du tarif réglementé de vente actuel. (Le prix HT est bloqué sur une période d’au moins un an.)

Clients résidentiels : la part des offres de marché augmente de 4,9 % en électricité et de 8,2 % en gaz

En électricité, l’ouverture du marché se poursuit avec 127 000 clients supplémentaires (soit +4,9 %) en offre de marché à la fin du deuxième trimestre 2014, contre 135 000 au premier trimestre 2014. C’est également le cas en gaz naturel avec 226 000 clients supplémentaires en offre de marché contre 263 000 au premier trimestre 2014 (soit une hausse de 8,2 %).

En électricité, 2 738 000 sites sur un total de 31,2 millions sont en offre de marché, dont 2 731 000 chez un fournisseur alternatif. En gaz naturel, 2 976 000 sites sur un total de 10,6 millions sont en offre de marché, dont 1 616 000 chez un fournisseur alternatif.

Clients non résidentiels : la part des offres de marché diminue de 0,4 % en électricité et augmente de 1,8 % en gaz

En électricité, on observe un léger recul du nombre de sites en offre de marché au deuxième trimestre 2014 (-0,4 % par rapport au trimestre précédent). En gaz naturel, l’ouverture du marché se poursuit avec 6 000 clients supplémentaires en offre de marché (soit +1,8 %) à la fin du deuxième trimestre 2014 contre 9 000 au premier trimestre 2014.

En électricité, 681 000 sites sur un total de 5,0 millions sont en offre de marché, dont 424 000 chez un fournisseur alternatif. En gaz naturel, 354 000 sites sur un total de 669 000 sont en offre de marché, dont 180 000 chez un fournisseur alternatif.

Pour rappel : Le 19 juin 2014, les tarifs réglementés de vente de gaz naturel pour les sites non résidentiels raccordés au réseau de transport ont été supprimés. Sur ce segment de clientèle, la totalité des sites est désormais en offre de marché.

Définitions

Depuis l’ouverture du marché pour l’ensemble des consommateurs le 1er juillet 2007, les clients peuvent souscrire au choix à deux types d’offre :

• Les contrats aux tarifs réglementés de vente proposés uniquement par les fournisseurs historiques sur leurs territoires respectifs.

• Les contrats en offre de marché, proposés par les fournisseurs historiques et par les fournisseurs alternatifs, qui en déterminent librement les prix.

Le marché se divise en deux segments de clientèle :

• Les clients résidentiels ;

• Les clients non résidentiels, qui regroupent tous les autres clients : petits professionnels, entreprises, industries, administrations, etc.

Des solutions à mettre en œuvre en raison d’une dégradation de la sécurité d’approvisionnement électrique en France

Etabli et publié conformément à la loi par RTE, le Bilan prévisionnel 2014 fait apparaître une dégradation de la sécurité d’approvisionnement électrique en France durant les hivers allant de 2015 à 2018. L’analyse des moyens de production disponibles et de la consommation d’électricité des Français révèle un risque de déficit de capacité de production pouvant atteindre 2000 MW en 2016-2017, essentiellement du à l’accélération de la fermeture ou mise sous cocon de moyens de production thermique.

A moyen et long terme (5 et 15 ans), le marché de capacité mis en œuvre par RTE, la poursuite du développement des énergies renouvelables, la mise en service du réacteur nucléaire EPR, et le ralentissement de la croissance de la consommation électrique permettront de pallier ce déséquilibre possible entre offre et demande d’électricité.

Construits à partir d’hypothèses contrastées, les scénarios du Bilan prévisionnel doivent contribuer à nourrir le débat sur les évolutions plausibles du système électrique français.

L’édition 2014 du Bilan prévisionnel de RTE, issue d’une concertation avec tous les acteurs du secteur électrique, analyse les différents scénarios possibles de l’évolution de l’équilibre offre-demande d’électricité à moyen et long terme, en intégrant les effets des politiques énergétiques annoncées et déployées en France dans les années à venir.

L’accélération de la mise sous cocon de trois cycles combinés au gaz, couplée à la fermeture progressive de centrales à charbon jusqu’en 2015, puis des centrales au fioul en 2016, érodent les marges de sécurité d’alimentation électrique françaises prévues et font apparaître un risque de déficit de production en cas de vague de froid décennale, qui pourra atteindre 900 MW durant l’hiver 2015-2016, 2000 MW en 2016-2017, et 800 MW en 2017-2018.

Des solutions rapidement déployables, telles que la mise aux normes de groupes au fioul, le retour en exploitation de cycles combinés au gaz, et le développement de nouvelles capacités d’effacement peuvent permettre de rétablir l’équilibre de la consommation et de la production d’électricité.

A partir de l’hiver 2016-2017, le mécanisme de capacité mis en œuvre par RTE dès 2014, et conçu pour stimuler les investissements dans les moyens de production et d’effacement, tout en encourageant la modification des comportements de consommation, permettra également de limiter puis de résorber le déséquilibre prévisionnel de l’offre et de la demande électrique.

Il contribuera par ailleurs à rendre possible le passage de la pointe de consommation décennale qui pourrait atteindre près de 103000 MW à l’hiver 2018-2019 (+1.5% par rapport à 2014-2015).

Le parc des énergies renouvelables va également poursuivre sa progression et contribuer à rétablir des marges de sécurité. La fin des incertitudes réglementaires ainsi que des dispositions économiques plus favorables devraient permettre désormais au parc éolien de s’inscrire dans une croissance durable (plus de 800 MW/an). Le parc photovoltaïque, avec des tarifs d’achat incertains, devrait voir quant à lui sa croissance se stabiliser à 700 MW/an.

Le risque de déficit de production souligne le rôle essentiel des interconnexions dans la sécurité d’approvisionnement électrique. La mise en service d’une nouvelle ligne France-Espagne en 2015, puis les projets d’interconnexion que RTE développe sur la plupart des frontières (Espagne, Italie, Allemagne, Royaume-Uni, Belgique) permettront de la renforcer.

A long terme, les scénarios établissent un ralentissement marqué de la croissance de la consommation, notamment liée au contexte économique et aux mesures d’efficacité énergétique mises en place. Les quatre scénarios, construits à partir d’une large concertation, intégrant des hypothèses contrastées sur l’évolution de la démographie, le transport électrique ou encore la part de production nucléaire, doivent contribuer à nourrir le débat public sur les évolutions plausibles du système électrique français.

Ces scénarios permettront ainsi d’optimiser et de réaliser dès aujourd’hui les investissements sur le réseau de transport d’électricité nécessaires pour continuer d’assurer un accès durable, économique, sûr et propre à l’électricité.

Le médiateur national de l’énergie souhaite l’amélioration des dispositions relatives au« chèque énergie » pour lutter contre la précarité

A l’occasion de sa plaidoirie le 10 septembre dernier devant la commission spéciale de l’Assemblée nationale chargée d’examiner le projet de loi sur la transition énergétique, le médiateur national de l’énergie (MNE) a avancé huit propositions relatives à la lutte et à la prévention de la précarité énergétique

1 Objectif national de réduction de la précarité énergétique

La précarité énergétique est la combinaison de revenus faibles et de dépenses énergétiques élevées. Elle ne saurait être réduite par la seule amélioration du pouvoir d’achat des ménages.

Il nous semblerait donc utile de préciser dans la loi que les politiques publiques concourent non seulement au renforcement de la compétitivité de l’économie française et à l’amélioration du pouvoir d’achat des ménages mais aussi à la réduction de la précarité énergétique.

2 La performance énergétique, critère de décence des logements

Actuellement, aucun niveau d’isolation minimum n’est requis pour qu’un logement soit considéré comme décent : il suffit qu’il dispose d’une prise de courant permettant d’y brancher un radiateur électrique. L’introduction d’un critère de décence relatif à la performance énergétique, qui sera précisé par voie réglementaire, est indispensable pour que les passoires énergétiques fassent l’objet de rénovation, en particulier dans les zones de tension locative. Le seuil minimal de performance énergétique acceptable pourra être relevé progressivement dans le temps.

3 Alignement des différentes trêves hivernales

La loi ALUR a étendu la trêve hivernale des expulsions locatives au 31 mars, soit 2 semaines de plus que la date de fin de la trêve hivernale des coupures d’énergies instituée par la loi dite Brottes. Il serait logique et plus simple d’harmoniser les dates de début et de fin de ces deux trêves.

4 Incitation des propriétaires bailleurs à la rénovation thermique de leurs logements

L’incitation des propriétaires, bailleurs en particuliers, à la rénovation est indispensable à la réussite de la transition énergétique. En complément des dispositifs prévus par le projet de loi, qu’il s’agisse d’obligations (aux moments clefs) et d’aides financière (crédit d’impôt, subventions diverses), un mécanisme complémentaire destiné spécifiquement aux propriétaires bailleurs pourrait être introduit.

La prise en charge progressive d’une partie des dépenses de chauffage des locataires pourrait être introduite pour les logements les plus énergivores si des travaux de rénovation thermique n’ont pas été entrepris dans un certain délai, par exemple 25% de la facture de chauffage si les travaux n’ont pas été entrepris d’ici au 1er janvier 2020.

5 Institution d’un fournisseur de dernier recours en électricité

L’ouverture des marchés, c’est la possibilité pour un client de choisir son fournisseur, mais aussi la possibilité pour un fournisseur de choisir ses clients. Les consommateurs peuvent ainsi se retrouver sans fournisseur de gaz ou d’électricité suite à des incidents de paiement, y compris chez le fournisseur historique.

Le développement de la concurrence sur ces marchés, à un rythme beaucoup plus soutenu depuis 2013, devrait conduire à une multiplication des cas de consommateurs qui ne peuvent trouver de fournisseur.

La fin des tarifs réglementés de l’électricité au 1er janvier 2016 devrait également avoir pour conséquence des situations inédites de consommateurs professionnels, PME ou ETI, se retrouvant sans fournisseur, notamment sur le territoire de la plupart des entreprises locales de distribution (ELD), où aucun fournisseur alternatif n’est présent.

Actuellement, les gestionnaires de réseaux assurent de facto cette mission de fourniture de dernier recours pour les consommateurs domestiques, en dehors de tout cadre légal, quand la résiliation a été demandée mais qu’elle ne peut être effectuée (risques pour la sécurité des agents, de troubles à l’ordre public ou pour des raisons « humanitaires »).

Il est donc proposé d’instituer un service de fourniture de dernier recours simple et peu coûteux pour la collectivité, qui tienne compte du caractère essentiel de la fourniture d’énergie, dans la lignée de l’instauration d’une trêve hivernale pour le gaz et l’électricité (loi d’avril 2013).

Cette disposition a été préconisée par le Conseil national du Débat sur la transition énergétique ainsi que par le CESE dans son avis sur le projet de loi.

Ce dispositif sera réservé dans un souci de priorité à l’électricité, du moins dans un premier temps, devra tenir compte de la diversité des situations sur le territoire (160 entreprises locales de distribution de l’électricité) et être compatible avec les règles de fonctionnement d’un marché ouvert à la concurrence. Il devra aussi veiller à ne pas inciter au non-paiement des factures et à ce que la fourniture en dernier recours ne soit que transitoire tout en évitant d’être stigmatisant pour celui qui en bénéficie.

La fourniture d’électricité en dernier recours pourrait être considérée comme relevant d’un service public d’intérêt général et, à l’instar du modèle postal, faire l’objet d’un contrat de service public entre l’Etat et les opérateurs.

Cette mission pourrait être confiée aux gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité, qui disposent d’un monopole local et ont un rôle de proximité qui a été négligé depuis l’ouverture des marchés. Cette solution est la plus simple et la plus rapide à mettre en œuvre.

Dans la mesure où les distributeurs ne disposent plus ni de service clientèle ni de service de facturation (sauf pour les ELD), une solution de facturation simple et économe en ressources comme le prépaiement pourrait être retenue.

Un équilibre entre les coûts et les recettes devra être recherché. Toutefois, une contribution de la CSPE pourrait être requise en complément.

6 Amélioration des dispositions relatives au« chèque énergie »

L’institution d’un chèque énergie constitue une mesure proposée de longue date par le médiateur national de l’énergie.

Les dispositions prévues dans le projet de loi, qui devront être précisées par voie réglementaire, n’appellent pas de remarque particulière, à l’exception :

· de la question des bénéficiaires « intermédiaires »

· du financement, qui repose « notamment » à ce stade sur l’électricité et le gaz naturel

(périmètre constant – CSPE et CTSS), avec un recours possible au budget de l’Etat.

Sur les bénéficiaires intermédiaires : la raison principale pour laquelle les tarifs sociaux de l’électricité et du gaz ne pouvaient bénéficier à l’ensemble des ayant droit était que nombre de bénéficiaires de la fourniture n’étaient pas titulaires du contrat. Pour certaines catégories d’entre eux (chauffage e au gaz naturel, résidences sociales), des dispositifs ad’hoc avaient été créées par amendement législatifs. Outre leur complexité, ces dispositifs ne couvraient pas toutes les situations (exemple : maisons de retraites, chauffage collectif à l’électricité) : de 30 à 50% des ayants droits étaient tout simplement exclus du bénéfice des tarifs sociaux.

Afin que le chèque énergie bénéficie à 100% de ses ayants droits, il nous paraît indispensable que le chèque énergie puisse être utilisé en règlement de dépenses d’énergie qui seraient facturées indirectement : charges de chauffage dans un immeuble collectif par exemple, ou factures des réseaux de chaleur.

Il faut autoriser donc un locataire à régler ses charges de chauffage à son bailleur via le chèque énergie, à charge ensuite pour le bailleur soit de régler la facture d’énergie avec le chèque énergie au fournisseur, soit de se faire rembourser par l’organisme émetteur du chèque.

Sur le financement : l’équité d’un dispositif d’aide au paiement des factures de toutes les énergies suppose précisément que toutes les énergies contribuent en son financement, car il s’agit d’un mécanisme de solidarité financé par les consommateurs.

En outre, l’un des principaux avantages du chèque énergie tient précisément à sa non spécialisation en termes de ciblage du type de dépense énergétique, afin de ne pas reconduire l’une des principales causes de l’échec des tarifs sociaux de l’électricité et du gaz naturel : un même titre de paiement doit pouvoir servir à régler du gaz, de l’électricité, du GPL ou du fioul.

Par ailleurs, le niveau de financement à mobiliser pour le chèque énergie devrait être significativement revu à la hausse, alors même que la CSPE atteint un niveau difficilement soutenable pour les ménages (voir plus loin).

Une contribution au financement du chèque énergie doit donc être instituée pour les principales énergies domestiques, outre le gaz et l’électricité : le fioul et le GPL.

Par simplicité au vu du nombre élevé de prestataires, et parce qu’il s’agit d’une source d’énergie renouvelable, nous proposons d’exempter le bois énergie de la contribution au chèque énergie. La question de savoir si le chèque énergie pourrait être utilisé pour régler des dépenses de bois ou dérivés (exemple : granulés) est à instruire.

S’agissant des réseaux de chaleur, il pourrait être considéré qu’ils contribuent, via la contribution de leur approvisionnement en énergie, au financement du chèque énergie.

7 Financement des FSL directement via la CSPE

Les FSL constituent un outil complémentaire d’aide au paiement des factures, très sollicité en période de crise, et sont ainsi un outil indispensable de la solidarité national. Les FSL ont ainsi accordé 60 M€ environ d’aide au paiement des factures d’électricité et de gaz en 2012.

Actuellement, les fournisseurs d’électricité contributeurs (principalement EDF) sont compensés par la CSPE. Il en résulte une situation anormale où une entreprise se prévaut auprès des élus et du grand public d’être le premier contributeur au FSL (23 M€ en 2013) en omettant de préciser qu’elle est intégralement compensée (23 M€ en 2013).

Il est proposé d’instituer un financement direct des FSL via la CSPE et de cesser de compenser les fournisseurs d’électricité pour leurs versements volontaires, qui demeurent bien entendus autorisés. On notera d’ailleurs que GDF SUEZ est un autre grand contributeur aux FSL, sans aucune compensation avec des fonds publics.

Ce basculement serait opéré sans surcoût pour la CSPE par rapport aux dispositions actuelles, et améliorerait la visibilité du dispositif d’aide sociale.

8 Limitation de l’importance des rattrapages de facturation par les fournisseurs d’électricité, de gaz naturel et de chaleur

Il est une pratique courante des fournisseurs d’énergie consistant à facturer des rattrapages de consommation de plus d’un an, au mépris de leur obligation légale de facturer au moins une fois par an sur la base de la consommation réelle, tout en préparant l’arrivée des compteurs communicants pour l’électricité et le gaz naturel.

En effet, des milliers de consommateurs se voient réclamer chaque année des factures de plusieurs milliers d’euros, correspondants à plusieurs années de rattrapage de consommation, ce qui a pour effet de favoriser leur basculement dans la précarité.

Les dysfonctionnements de compteur s ou les défauts de relevé de compteur par le distributeur (Erdf et Grdf), à l’origine de ces régularisations de facture tardives par les fournisseurs, sont d’abord dû aux choix économiques des distributeurs d’énergie consistant à réduire le coût des relevés et à limiter le nombre d’interventions sur les compteurs (avec la suppression de déplacements lors de mise en service, l’externalisation du relevé des compteurs, le refus d’adresser des courriers recommandés en cas d’absence multiples pour faire des économies de coûts d’affranchissement...).

Les compteurs des clients domestiques doivent être relevés tous les 6 mois par les distributeurs, en vertu des dispositions des contrats de concession, et les fournisseurs sont tenus de facturer leurs clients au moins une fois par an sur la base de la consommation réelle (art. L. 121-91 du code de la consommation et art. 2 de son arrêté d’application du 18 avril 2002). Pourtant, ils estiment que cette obligation légale ne s’applique plus à eux si le distributeur ne leur communique pas de relevé.

Les opérateurs estiment ainsi que le point de départ de la prescription dépend de la date du relevé de compteur effectif, ce qui les exonère de leur propre responsabilité en l’absence de relevé, et leur permet aujourd’hui d’établir un rattrapage qui peut remonter jusqu’à 20 ans en arrière.

Il en ressort que ce sont les consommateurs de bonne foi, en particulier ceux facturés sur la base d’estimations de consommation, qui font les frais de la défaillance des opérateurs. Il y a bien sûr le préjudice causé au pouvoir d’achat des ménages ou à la trésorerie des petits professionnels : le montant moyen des régularisations de factures constaté par le médiateur national de l’énergie en 2013 est de 2 300€ pour les particuliers et de 7 900€ pour les professionnels. Mais les factures de régularisation pénalisent également les consommateurs dans l’appréciation de leurs dépenses réelles d’énergie et constituent une perte de chance de faire des économies, préjudiciable à la réussite et à l’appropriation de la transition énergétique par les usagers.

Dans la perspective de la mise en place généralisée des compteurs évolués ou communicants d’ici aux années 2020 et 2022, qui devront favoriser les relevés et les facturations des consommations réelles, il est prévu la même durée maximale de rattrapage de facturation afin de contraindre les distributeurs à assurer une maintenance rapide des compteurs évolués, compte tenu des litiges traités par le médiateur national de l’énergie portant sur des compteurs communicants défectueux et non remplacés avant plusieurs mois.

Cette durée de limitation des régularisations de factures à 12 mois maximum à compter de la date prévue pour le relevé de compteur sera égale à celle en vigueur dans le secteur des télécommunications, où la prescription de droit commun de 2 ans est réduite à un an.

Dans tous les cas, limiter les possibilités de rattrapage des consommations non facturées ne devra pas s’appliquer aux situations de fraude avérées, si les opérateurs apportent la preuve d’une manœuvre délibérée du consommateur pour se soustraire au relevé de son compteur.

La remise en cause de la méthode de calcul Th-BCE de la RT 2012 rejetée par le Conseil d’Etat

L’association « Sauvons le climat », dont la majeure partie du conseil d’administration provient du Commissariat à l’énergie atomique, avait déposé un recours contre la RT 2012 auprès du Conseil d’Etat.

Selon elle, « la RT 2012 encourage nettement plus qu’avant le chauffage au gaz et réduit la place des solutions électriques ». Jugeant que la réglementation est trop contraignante pour l’électricité et qu’en plus elle ne tient pas compte du taux d’émissions de gaz à effet de serre de chaque énergie, l’association avait donc déposé un recours en juillet 2013 pour dénoncer la méthode ce calcul de la RT 2012.

Petit rappel sur le recours, pour l’association les lois dites Grenelle 1 et 2 exigent que le seuil de 50kWh/m²/an d’énergie primaire imposé par la RT 2012 soit modulé en fonction du contenu en gaz à effet de serre des énergies utilisées et que « cette obligation n’a pas été respectée pour l’électricité » et ce « alors que nous disposons en France d’une électricité fortement décarbonée donc avantageuse au plan des émissions de CO2 ».

Selon « Sauvons le Climat », le chauffage au gaz est en train de devenir majoritaire dans les maisons et les logements collectifs neufs (selon l’association qui cite des chiffres fournies par l’institut de sondages Batietude, depuis le 1er janvier 2013, 60% des maisons individuelles seraient équipées de chauffage au gaz).

Un an après ce recours, le Conseil d’état vient de rendre son verdict en le rejetant et conclut que la méthode de calcul ne pouvant être invalidée au seul motif que le chauffage électrique est lésé, estimant que bien que complexe, elle n'enfreint pas l'objectif de clarté et d'intelligibilité des normes.

Le Conseil a évoqué qu'au regard de l’alinéa de l'article 34 de la Constitution, les lois de programmation "se bornent à fixer des objectifs à l'action de l'Etat et sont, dès lors, dépourvues de portée normative". En conséquence, "il ne saurait (...) être utilement soutenu que l'arrêté attaqué aurait méconnu ces dispositions".

De plus, le Conseil d'Etat a précisé que l'arrêté attaqué vient approuver la méthode de calcul prévue aux articles 4, 5 et 6 de l'arrêté du 26 octobre 2010. Or, "l'arrêté du 26 octobre 2010 prévoit, à son article 11, que la consommation conventionnelle maximale d'énergie primaire du bâtiment est déterminée notamment en fonction d'un coefficient de modulation selon les émissions de gaz à effet de serre des énergies utilisées". Le Conseil estime que l’association SLC "ne saurait ainsi soutenir que ces dispositions réglementaires n'auraient pas fixé les caractéristiques et performances énergétiques au regard des émissions de gaz à effet de serre".

Par ailleurs, le Conseil d'Etat a expliqué que, "contrairement à ce qui est soutenu, il ne résulte pas des dispositions [issues de la loi Grenelle I] que l'arrêté contesté aurait nécessairement dû, dans la méthode de calcul qu'il définit, retenir une consommation qui soit directement fonction de la quantité de gaz à effet de serre émise, ou prévoir une modulation spécifique pour l'énergie électrique". De même, le fait de retenir une modulation pour l'énergie bois, et non pour l'énergie électrique et pour l'énergie géothermique, ne constitue ni une erreur de droit, ni une erreur manifeste d'appréciation.

Enfin, le Conseil d'Etat rejette aussi l'argument, souvent avancé par les détracteurs de la RT 2012, selon lequel la méthode de calcul serait trop complexe. "Pour complexe qu'elle soit, la méthode de calcul (...) ne méconnaît pas l'objectif constitutionnel de clarté et d'intelligibilité de la norme", estime la Haute juridiction.

41 recommandations pour une évolution des réseaux d’électricité vers les smart grids

Les nouveaux modes de production d’électricité à partir d’énergie de sources renouvelable, les enjeux de la maîtrise de la demande en énergie, les nouveaux usages de consommation imposent de moderniser la gestion des réseaux. Aux questions qui se posent sur le plan technique, économique et juridique, la CRE apporte les réponses indispensables au déploiement à grande échelle des smart grids. À l’issue d’une large consultation de l’ensemble des acteurs, la CRE publie aujourd’hui 41 recommandations pour faire passer les smart grids du stade expérimental au stade opérationnel. Cette filière représente un enjeu industriel fort pour la France avec la création de près de 25 000 emplois et un chiffre d’affaires estimé à 6 Md€ pour 2020.

Les 41 recommandations de la CRE visent à :

- favoriser le développement de nouveaux services pour les utilisateurs des réseaux publics de distribution en basse tension ;

- accroître la performance des réseaux publics de distribution d’électricité en basse tension ;

- contribuer à la performance globale du système électrique.

Parmi les mesures qu’elle propose, elle préconise de donner une qualification juridique spécifique à l’activité de recharge des véhicules électriques et de simplifier la gestion des bornes de recharge. Pour le stockage de l’électricité, elle indique les dispositions techniques nécessaires au raccordement de ces installations sur le réseau de distribution d’électricité. Elle définit les modalités nécessaires pour encourager la consommation d’électricité au moment où l’électricité est produite à partir de source renouvelable et anticiper les périodes de pointe de la journée. Pour la protection des données issues des nouvelles technologies mises en œuvre sur les réseaux, la CRE rappelle qu’un cadre strict est nécessaire pour assurer leur sécurité et leur totale confidentialité.

Recommandations de la CRE

Recommandation n° 1

Le développement et l’appropriation de dispositifs d’information et d’outils de pilotage des installations intérieures permettront de sensibiliser et d’impliquer plus fortement le consommateur en tant qu’acteur à part entière du système électrique.

Dans le cas où ces dispositifs transmettent des informations sur la consommation électrique de l’ensemble de l’installation, la CRE recommande que ces dispositifs utilisent les données issues du dispositif de comptage.

La CRE est favorable à ce que les instances de normalisation, et notamment la commission UC205 de l’AFNOR (Systèmes électroniques pour les foyers domestiques et les bâtiments), intègrent cette disposition dans leurs travaux.

Recommandation n° 2

Afin de profiter au mieux des potentialités des systèmes de comptage évolués, la CRE demande que le

Groupe de Travail Électricité (GTE) définisse :

- des contenus standardisés de messages courts et ultra-courts transmis par l’interface télé- information client (TIC) ;

- l’association des relais « virtuels » à des usages types.

Recommandation n° 3

Afin que les potentialités des systèmes de comptage évolués soient utilisées au mieux, la CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution de publier, dans leur documentation technique de référence, la standardisation retenue dans le cadre des travaux du GTE pour les contenus des messages et l’association des relais « virtuels » à des usages types.

Recommandation n° 4

Pour simplifier le raccordement d’équipements en aval des compteurs communicants, la CRE est favorable à ce que l’AFNOR standardise et intègre dans la norme NF C 15 100 l’association des relais « virtuels » à des usages types.

Recommandation n° 5

Pour favoriser la connaissance que les consommateurs ont de la gestion de leur installation, la CRE est favorable à ce que ces derniers (ou un tiers autorisé par eux) aient accès à une interface leur permettant de connaître, d’une part, l’état des relais attribué à chaque plage horaire et, d’autre part, les usages types associés à chaque relais.

Afin de profiter au mieux des potentialités des systèmes de comptage évolués, il convient que les consommateurs (ou un tiers autorisé par eux) puissent modifier aisément l’attribution de l’état des relais aux index, au moins au moment de la souscription de l’offre tarifaire, et ce, sans surcoût pour eux.

À cet effet, la CRE demande que le Groupe de Travail Électricité (GTE) examine les modalités de modification de l’état des relais « virtuels ».

Recommandation n° 6

Pour protéger les données qu’ils traitent, la CRE recommande aux porteurs de projets smart grids de mener, avec l’appui de la CNIL, des études d’impact conformes au modèle d’analyse d’impact relative à la protection des données pour les réseaux intelligents et les systèmes de relevés intelligents en cours de préparation au niveau européen.

Recommandation n° 7

La CRE rappelle que les gestionnaires de réseaux de distribution sont tenus de communiquer un certain nombre de données aux autorités organisatrices de la distribution de l’électricité, en application notamment de l’article L. 2224 31 du code général des collectivités territoriales.

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’étudier la mise en place d’interfaces visant à mettre à disposition dynamiquement des autorités organisatrices de la distribution de l’électricité les données collectées sur les réseaux qu’ils sont tenus de communiquer.

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’étudier la mise en place d’interfaces visant à mettre à disposition dynamiquement de toute personne le souhaitant les données librement communicables. L’étude devra s’intéresser aux modalités de mise à disposition du public des données librement communicables, telles que les données patrimoniales, dans le respect des secrets protégés par la loi.

Recommandation n° 8

Afin d’apporter la visibilité nécessaire au développement d’offres de recharge de véhicules électriques, la CRE est favorable à ce que la qualification juridique de l’activité de recharge de véhicules électriques soit précisée.

Le code de l’énergie pourrait préciser que l’activité de recharge ne constitue pas une activité de fourniture d’électricité tout en la soumettant à un socle minimum d’obligations propres à cette activité, visant au bon développement du marché au bénéfice du consommateur final. Cette évolution permettrait de lever l’incertitude juridique actuelle sans que les opérateurs de bornes de recharge ne soient soumis à toutes les contraintes propres à l’activité de fourniture.

Cette solution permettrait, en outre, de maintenir la distinction entre les activités qui relèvent de la fourniture d’électricité et celles qui relèvent d’un contrat de service.

Recommandation n° 9

La CRE est favorable à une modification juridique du cadre actuel (article R111-14-2 du code de la construction et de l’habitation et mise en œuvre de la recommandation n° 8) afin de permettre de répartir, à partir des informations fournies par les infrastructures de recharge, les charges financières associées, d’une part, à l’entretien de l’installation intérieure électrique dédiée aux bornes de recharge et, d’autre part, aux consommations d’électricité liées à leur utilisation.

Recommandation n° 10

La CRE est favorable au développement de solutions de pilotage de la recharge des véhicules électriques.

En particulier, la CRE est favorable à ce que les dispositifs de recharge (système de pilotage et bornes de recharge) soient en mesure de communiquer avec les différents acteurs du système électrique et puissent notamment prendre en compte les signaux prix (signal prix du fournisseur, signal tarifaire du gestionnaire de réseaux de distribution, signaux envoyés par de nouveaux acteurs tels que les opérateurs d’effacement, etc.).

Recommandation n° 11

La CRE est favorable à ce que les gestionnaires de réseaux de distribution participent aux études amont réalisées par les porteurs de projets de bornes de recharge, en concertation avec les collectivités territoriales et les autorités organisatrices de la distribution, et les informent, d’une part, sur les capacités d’accueil des réseaux publics de distribution et, d’autre part, des projets de développement du réseau en cours.

Recommandation n° 12

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’étudier la faisabilité d’une mise en place progressive d’interfaces visant à partager dynamiquement avec les porteurs de projets de bornes de recharge, en particulier avec les collectivités territoriales et les autorités organisatrices de la distribution, les données relatives aux capacités disponibles qui pourraient être utilisées pour accueillir les bornes de recharges et les contraintes de réseaux existantes ou futures.

Recommandation n° 13

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’ajouter dans le prochain barème pour la facturation des opérations de raccordement aux réseaux publics de distribution qui leur sont concédés, un chapitre dédié aux infrastructures de recharge des véhicules électriques sur l’espace public afin d’améliorer la transparence des conditions financières de raccordement. Pour les gestionnaires de réseaux de distribution desservant plus de 100 000 clients, ce nouveau chapitre sera soumis à l’approbation de la CRE dans le cadre de la révision du prochain barème de raccordement.

Recommandation n° 14

La CRE est favorable à l’expérimentation de l’insertion de bornes de recharge de véhicules électriques sur le réseau d’éclairage public afin de :

- valider la faisabilité technique et l’opportunité économique d’ouvrir la possibilité d’un déploiement de bornes de recharge sur le réseau d’éclairage public, avec notamment l’utilisation de solutions de pilotage des recharges. Ces études devraient notamment prendre en compte les coûts évités en termes de génie civil et de renforcement des réseaux publics d’électricité par rapport à une situation où le déploiement de bornes de recharge est effectué directement sur les réseaux publics de distribution ;

- tester la mise en place de nouveaux services associés à la recharge du véhicule pour les utilisateurs de véhicules électriques et les collectivités territoriales ;

- évaluer les conditions d’un déploiement généralisé de bornes de recharge sur le réseau d’éclairage public, en s’attachant à identifier les éventuelles contraintes réglementaires et contractuelles et les possibles évolutions à envisager de manière à ce que chaque utilisation (distribution d’électricité, éclairage public et recharge de véhicules électriques) supporte les coûts qui lui sont associés.

Recommandation n° 15

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution de participer, en collaboration avec les porteurs de projets de bornes de recharge sur le réseau d’éclairage public, aux études relatives à l’évaluation des conditions de déploiement de ces solutions.

Recommandation n° 16

La CRE recommande une évolution des conditions de valorisation de l’énergie produite à partir d’énergie de sources renouvelables dans le sens d’une reconnaissance de la valeur économique de l’énergie autoproduite, définie comme la part de la consommation couverte par l’électricité produite au même point de connexion et au même moment. Elle recommande l’adoption de modifications du cadre juridique actuel pour permettre une telle valorisation selon les principes suivants :

- la prime à l’autoproduction devrait être définie en cohérence avec le niveau des tarifs d’obligation d’achat de l’électricité produite. Elle doit, notamment, ne pas conduire à une rémunération excessive des capitaux engagés et ne doit pas inciter l’utilisateur à augmenter artificiellement sa consommation pour bénéficier de la prime à l’autoproduction ;

- les utilisateurs devraient être incités à augmenter le synchronisme entre production et consommation au-delà du niveau de synchronisme « de base » entre production et consommation au niveau d’un même point de connexion pour refléter les économies de coûts de réseau ;

- le dispositif retenu devrait diminuer ou, a minima, ne pas augmenter le surcoût d’achat supporté actuellement par les acheteurs obligés ;

- les modalités économiques du dispositif devront être adaptées dans le cas des zones non- interconnectées au réseau métropolitain continental.

Préalablement à la définition de ce nouveau dispositif, il conviendra d’anticiper et de traiter des impacts de celui-ci sur la fiscalité. En particulier, l’impact de l’autoproduction sur les taxes assises sur la part variable de la facture d’électricité devrait être neutralisé dans la mesure où les autoproducteurs ne réduisent pas leur consommation, mais uniquement leur consommation transitant par le réseau.

Recommandation n° 17

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution :

- d’estimer le coût des différentes solutions de raccordement, pour le raccordement indirect au réseau public de distribution d’une installation de production à une installation de consommation ;

- d’adapter les procédures de traitement des demandes de raccordement et les moyens de collecte d’informations (fiches de collecte et interfaces dématérialisées) en vue du raccordement indirect des installations de production ;

- de faire évoluer le barème de facturation des opérations de raccordement aux cas des nouveaux raccordements indirects d’installations de production en basse tension ;

- d’étudier les évolutions des modalités de sous-comptage de la consommation et de la production du client et de leur affectation au périmètre d’un responsable d’équilibre, ainsi que les éventuelles modifications à apporter au catalogue de prestation, afin que la prestation de comptage en décompte ne constitue pas un frein au développement de l’autoproduction.

Recommandation n° 18

La CRE est favorable à ce que les installations de production décentralisées puissent participer au réglage de la tension par l’absorption de la puissance réactive.

La CRE propose ainsi la suppression de l’article 9 de l’arrêté du 23 avril 2008, afin de permettre aux installations de production raccordées en basse tension d’absorber de la puissance réactive.

Recommandation n° 19

Afin d’optimiser les conditions économiques de l’accueil de la production décentralisée sur les réseaux publics de distribution en basse tension et de réduire les coûts à la charge des producteurs et les délais de raccordement de ces installations de production, la CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution :

- de faire évoluer, dès que la réglementation le permettra, leurs principes d’études de raccordement afin de prévoir, lorsque cela est intéressant pour la collectivité, l’étude de solutions de raccordement différentes de l’opération de raccordement de référence, comportant des obligations contractuelles pour les installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution de participer au réglage de la tension en absorbant de la puissance réactive. Ces solutions seront alors proposées comme des solutions différentes de l’opération de raccordement de référence, dont le choix reviendra au producteur ;

- de déterminer et de publier dans leurs documentations techniques de référence, les critères objectifs selon lesquels de telles solutions seront étudiées et proposées ;

- d’adapter leurs documentations techniques de référence, et notamment les modèles de contrats et conventions conclus avec les producteurs, pour permettre la mise en œuvre de solutions de raccordement prenant en compte les capacités d’absorption de la puissance réactive par les installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution.

Afin d’envisager des solutions intéressantes pour la collectivité dans son ensemble, la CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’étudier, en concertation avec les producteurs concernés, les situations éventuelles et les conditions économiques et contractuelles dans lesquelles des solutions de raccordement impliquant la participation des installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution au réglage de la tension par l’absorption de la puissance réactive pourraient être mises en œuvre, dans les cas où elles seraient avantageuses pour la collectivité.

Recommandation n° 20

Afin d’optimiser les conditions économiques de l’accueil de la production décentralisée sur les réseaux publics de distribution en basse tension et de réduire les coûts et les délais de raccordement à la charge des producteurs, la CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité d’étudier la faisabilité d’évolutions consistant à :

- faire évoluer leurs principes d’études de raccordement afin de prévoir, lorsque cela est intéressant pour la collectivité, l’étude de solutions de raccordement différentes de la solution de raccordement de référence. Ces solutions alternatives pourraient, contrairement à la solution de raccordement de référence, comporter des limitations de la puissance active injectée par les installations de production décentralisées. Ces solutions seraient alors proposées comme des solutions différentes de l’opération de raccordement de référence, dont le choix reviendrait au producteur ;

- déterminer et publier, dans leurs documentations techniques de référence, les critères objectifs selon lesquels de telles solutions seraient étudiées et proposées ;

- adapter leurs documentations techniques de référence, et notamment les modèles de contrats et conventions conclus avec les producteurs, pour permettre la mise en œuvre de solutions de raccordement prenant en compte la possibilité de limitation de la puissance active injectée par les installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution, et prévoir les conditions d’accès au réseau correspondantes.

Recommandation n° 21

Afin de réduire les coûts et les délais de raccordement des consommateurs, la CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’étudier la faisabilité et l’intérêt économique pour la collectivité d’évolutions consistant à :

- faire évoluer leurs principes d’études de raccordement afin de prévoir, lorsque cela est intéressant pour la collectivité, l’étude de solutions de raccordement différentes de la solution de raccordement de référence. Ces solutions alternatives pourraient, contrairement à la solution de raccordement de référence, comporter des limitations de la puissance soutirée par les installations de consommation. Ces solutions seraient alors proposées comme des solutions différentes de l’opération de raccordement de référence, dont le choix reviendrait au consommateur ;

- dans un second temps, faire évoluer leurs principes d’études de raccordement afin de prendre en compte les possibilités de recours, à travers différents mécanismes, à différentes sources de flexibilité raccordées à leurs réseaux et, en particulier, celles que le demandeur de raccordement pourrait lui-même proposer ;

- déterminer et publier, dans leurs documentations techniques de référence, les critères objectifs selon lesquels de telles solutions seraient étudiées et proposées ;

- adapter leurs documentations techniques de référence, et notamment les modèles de contrats et conventions conclus avec les consommateurs, pour permettre la mise en œuvre de ces solutions de raccordement et prévoir les conditions d’accès au réseau correspondantes.

Ces études devraient examiner, notamment, le cas particulier du raccordement des infrastructures de recharge des véhicules électriques.

Recommandation n° 22

La CRE est favorable à une modification des dispositions de l’article L. 342-5 du code de l’énergie afin de clarifier la liste des installations soumises à des prescriptions techniques générales de conception et de fonctionnement. Une telle clarification devra également être envisagée concernant les autres dispositions du code de l’énergie éventuellement applicables aux installations de stockage.

Recommandation n° 23

La CRE propose que les dispositions réglementaires concernant les prescriptions techniques générales de conception et de fonctionnement soient modifiées pour prendre en compte les caractéristiques spécifiques de certaines installations de stockage d’électricité susceptibles d’entraîner des difficultés en matière de qualité de l’alimentation et de sécurité du réseau. Les éventuelles différences de traitement instaurées entre installations devront résulter de critères objectifs et être en rapport direct avec les motifs techniques tenant à la sécurité et la sûreté des réseaux et à la qualité de leur fonctionnement.

Recommandation n° 24

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’expliciter dans leur documentation technique de référence la manière dont les dispositions réglementaires en vigueur sont mises en œuvre pour une installation de stockage d’électricité.

En l’absence de dispositions réglementaires permettant la prise en compte des caractéristiques spécifiques des installations de stockage d’électricité, la CRE demande également aux gestionnaires de réseaux de distribution de définir des règles relatives aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement applicables à une installation de stockage d’électricité. Les éventuelles différences de traitement instaurées entre installations devront résulter de critères objectifs et être en rapport direct avec les motifs techniques tenant à la sécurité et la sûreté des réseaux et à la qualité de leur fonctionnement.

Recommandation n° 25

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution de prendre en compte les installations de stockage d’électricité dans les procédures de traitement d’une demande de raccordement dans le respect des principes découlant de la délibération de la CRE du 25 avril 2013, afin d’assurer un traitement objectif, transparent et non discriminatoire de ces demandes.

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution de s’assurer que leurs procédures, leurs documents contractuels et leur documentation technique de référence facilitent l’accueil sur le réseau des installations de stockage d’électricité :

- en adaptant les formulaires de collecte de renseignements pour prévoir le raccordement d’installations de production associant des dispositifs de stockage. Les caractéristiques des dispositifs de stockage pourraient par exemple être précisées dans ces formulaires ;

- en adaptant les formulaires de collecte pour prévoir le cas du raccordement d’installations de stockage indépendantes ;

- en précisant les principes d’études applicables pour le raccordement des installations de stockage ;

- en veillant à ce que la terminologie adoptée dans les modèles et trames types des contrats, conventions et propositions techniques et financières de raccordement ne soit pas inadaptée aux installations de stockage et, le cas échéant, en procédant aux évolutions qui seraient nécessaires pour prendre en compte les caractéristiques spécifiques de ces installations.

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux publics de distribution de veiller à ce que les éventuelles différences de traitement instaurées entre installations au terme de ces adaptations résultent de critères objectifs et soient en rapport direct avec les motifs techniques tenant à la sécurité et la sûreté des réseaux, et à la qualité de leur fonctionnement.

Recommandation n° 26

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’étudier les mécanismes qui permettraient la mobilisation efficace, dans un cadre objectif, transparent et non discriminatoire, des capacités de flexibilité des installations raccordées aux réseaux lorsque cela s’avère économiquement intéressant pour la gestion des réseaux publics de distribution et cohérent avec les dispositifs tarifaires.

Recommandation n° 27

La CRE est favorable à une plus grande harmonisation des standards en matière de comptage et de réseaux électriques intelligents. En ce sens, la CRE soutient le travail des instances internationales de normalisation et notamment celles des instances européennes au travers des mandats européens de normalisation M/441 sur le comptage et M/490 sur les réseaux électriques intelligents. Ils permettent en effet une harmonisation, au travers de normes européennes, des équipements et des pratiques de comptage et plus généralement des smart grids.

Recommandation n° 28

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution :

- de définir les exigences minimales que doivent respecter les équipements de l’installation de l’utilisateur pour qu’ils soient à même de communiquer avec ceux du réseau de distribution ;

- de publier ces exigences, dans leurs documentations techniques de référence.

Les gestionnaires de réseaux de distribution s’attacheront à définir en priorité les modalités de communication avec les équipements smart grids déjà déployés ou en cours de déploiement sur les réseaux qu’ils exploitent en décrivant les interfaces et les protocoles à mettre en œuvre.

Recommandation n° 29

La CRE est favorable une meilleure protection du signal CPL utilisé par les gestionnaires de réseaux de distribution notamment pour transmettre les signaux tarifaires. À cet effet, la CRE recommande une clarification des arrêtés relatifs aux prescriptions techniques auxquelles doivent satisfaire les installations en vue de leur raccordement à un réseau public de distribution (du 23 avril 2008 et 17 mars 2003), étendant explicitement la notion de signaux tarifaires aux signaux CPL et impliquant une limitation du niveau d’émissions des installations raccordées aux réseaux publics de distribution.

Recommandation n° 30

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution de décrire, dans leur documentation technique de référence, les exigences en matière de protection du signal CPL, comme c’est le cas pour le signal tarifaire TCFM actuel (notamment le signal 175 Hz) en application de l’article 9 de l’arrêté du 17 mars 2003 et de l’article 3 de l’arrêté du 23 avril 2008.

Recommandation n° 31

La CRE est favorable à une meilleure protection du signal CPL vis-à-vis des perturbations électromagnétiques et recommande :

- l’introduction de dispositions réglementaires en vue de protéger les bandes de fréquence du CPL, comme le sont les fréquences radio dans le décret du 18 octobre 2006 ;

- l’élaboration d’une norme internationale relative aux niveaux de compatibilité définissant des niveaux maximum d’émission pour éviter les perturbations et des degrés d’immunité pour garantir sa robustesse, conformément aux travaux en cours au sein de la CEI.

Recommandation n° 32

La CRE demande au gestionnaire du réseau de transport de poursuivre, comme cela est notamment prévu par la délibération de la CRE du 28 novembre 2013, les travaux permettant à terme à l’ensemble des installations de participer aux mécanismes de réglage primaire et secondaire de la fréquence, sous réserve de leurs capacités techniques à répondre aux exigences de performance attendues.

Recommandation n° 33

La CRE demande au gestionnaire du réseau de transport de poursuivre, comme cela est notamment prévu par la délibération de la CRE du 16 octobre 2013, les travaux permettant à terme à un plus grand nombre d’installations de participer aux mécanismes de réglage tertiaire de la fréquence, sous réserve de leurs capacités techniques à répondre aux exigences de performance attendues.

Recommandation n° 34

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux publics de transport et de distribution d’étudier, en concertation avec l’ensemble des acteurs concernés, les conditions dans lesquelles les installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution pourraient contribuer à la maîtrise des échanges de puissance réactive à l’interface entre le réseau public de transport et les réseaux publics de distribution. Ces études devront également permettre de définir des modalités de participation permettant d’améliorer l’efficacité globale du système électrique.

Ces études constitueront un travail distinct :

- des réflexions déjà amorcées sur les évolutions possibles des règles existantes encadrant les

échanges de puissance réactive à l’interface entre le réseau public de transport et les réseaux publics de distribution ;

- et des incitations applicables aux transits de puissance réactive à l’interface entre le réseau public de transport et les réseaux publics de distribution. La CRE demande au gestionnaire du réseau de transport et aux gestionnaires des réseaux de distribution de se coordonner pour mener à bien ces travaux, en concertation avec les parties prenantes concernées.

Recommandation n° 35

La CRE est favorable à une évolution législative, comme cela a été fait pour l’effacement, pour définir les modalités économiques permettant de mettre à disposition du système la flexibilité offerte par des modulations temporaires à la hausse de la consommation. Cette modification permettra ainsi de compléter le cadre législatif relatif à la flexibilité de la consommation.

Recommandation n° 36

La CRE demande au gestionnaire du réseau de transport d’étudier, pour les situations ne nécessitant pas de renforcement du cadre législatif et réglementaire, les éventuelles évolutions nécessaires pour que la flexibilité apportée par les modulations de la consommation puisse être mise à disposition du système électrique à travers les différents mécanismes (par exemple certains sites télérelevés sur le mécanisme d’ajustement).

Recommandation n° 37

La CRE est favorable à ce que les retours d’expérience des démonstrateurs, au travers d’analyses coûts- bénéfices sur l’ensemble de la chaîne de valeur, permettent de préciser les premiers résultats des études menées ces dernières années sur les services apportés par les installations de stockage d’énergie. Elle recommande également que ces études s’intéressent à la répartition de la valeur entre les différents acteurs et envisagent les mécanismes permettant de valoriser ces services lorsqu’ ils se révèlent avantageux pour la collectivité.

Recommandation n° 38

La CRE demande au gestionnaire du réseau de transport de réaliser, avec les autres gestionnaires de réseau de transport européens, une évaluation préliminaire, afin que soit estimé le risque lié à la diminution progressive d’inertie sur la zone d’Europe continentale (CE) et que soient identifiés les mécanismes permettant d’y faire face à l’échelle de chaque pays ou de la zone synchrone CE.

Recommandation n° 39

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’engager, dès l’adoption définitive du code de réseau européen sur le raccordement des producteurs, une concertation afin que soient précisées les perspectives d’évolution des modalités de déclenchement des protections de découplage à moyen et à long terme, à laquelle le gestionnaire du réseau de transport devra être associé. La possibilité de généraliser une obligation de statisme aux installations de production décentralisées devra, en particulier, faire l’objet d’une analyse détaillée.

Recommandation n° 40

La CRE est favorable à l’adoption de différents seuils de pénétration des EnR qui dépendraient des caractéristiques du système électrique de la zone concernée et de l’installation de production d’EnR dans son ensemble (incluant les éventuels dispositifs de stockage d’énergie électrique et systèmes de prévision associés à l’installation de production ou dont dispose le gestionnaire de réseaux), ceci en adéquation avec les éventuelles dispositions réglementaires qui pourraient définir les objectifs stratégiques en matière d’énergie par zone géographique pertinente, en lieu et place du seuil unique de pénétration des EnR de 30 % prévu par l’arrêté du 23 avril 2008 dans les zones non-interconnectées au réseau métropolitain continental.

La CRE est favorable à ce que les seuils de pénétration des EnR, ainsi que les caractéristiques des dispositifs (stockage d’électricité, systèmes de prévision, etc.) permettant d’y déroger, soient définis, non pas dans la réglementation, mais dans la documentation technique de référence du gestionnaire de réseaux, après concertation avec les utilisateurs et suivant la procédure définie par la CRE dans sa délibération du 7 avril 2004. Une modification des articles 22 et 22 bis de l’arrêté du 23 avril 2008 serait pour cela nécessaire.

Ces évolutions doivent permettre d’intégrer davantage d’EnR dans chaque territoire insulaire dans le respect des règles de sûreté des systèmes électriques insulaires.

Recommandation n° 41

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux insulaires Électricité de France – Systèmes Énergétiques

Insulaires (EDF SEI) et Électricité de Mayotte (EDM) de définir les critères de sûreté et de mettre à jour leur documentation technique de référence. Dès l’adoption de la recommandation précédente nécessitant une modification de l’arrêté du 23 avril 2008, ces gestionnaires de réseaux pourraient également définir les seuils de pénétration des EnR.

Demande de la CRE

La CRE demande pour le 1er novembre 2014 :

- au gestionnaire du réseau de transport (RTE) de présenter une feuille de route de mise en œuvre des recommandations n° 32, 33, 34, 36 et 38 ;

- aux gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité desservant plus de 100 000 clients de présenter une feuille de route de mise en œuvre des recommandations n° 3, 7, 12, 13, 15, 17, 19,

20, 21, 24, 25, 26, 28, 30, 34 et 39 ;

- au gestionnaire des réseaux insulaires Électricité de France – Systèmes Énergétiques Insulaires

(EDF SEI) de présenter une feuille de route de mise en œuvre des recommandations n° 3, 7, 12,

13, 17, 19, 20, 21, 24, 25, 26, 28, 30 et 41.

Ces feuilles de route devront comprendre un calendrier incluant les études techniques et économiques à mener pour évaluer les coûts et les bénéfices de ces évolutions pour la collectivité, les jalons de mise en

œuvre, et les points d’avancement avec la CRE envisagés.

Ouverture des marchés de détail de l’énergie, la part des offres de marché en résidentiel augmente de 5,4 % en électricité et de 10,6 % en gaz

L’autorité administrative, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a publié les premiers résultats issus de l’observatoire des marchés de l’électricité et du gaz naturel (données au 31 mars 2014) suite à l’ouverture des marchés de détail de l’énergie.

Le bilan du 1er trimestre 2014 montre que les marchés de l’électricité restent dominés par les tarifs réglementés (73% de la consommation) alors que sur le marché du gaz naturel, ils ne représentent que 33% de la consommation.

Les marchés de l’électricité restent dominés par les tarifs réglementés : au 31 mars 2014, 91 % des sites toutes catégories confondues, soit 73 % de la consommation, sont aux tarifs réglementés en électricité.

Sur le marché du gaz naturel, au 31 mars 2014, 73 % des sites sont au tarif réglementé de vente, ce qui représente 33 % de la consommation.

Sur le marché de l’électricité, le prix de l’offre de marché indexée au tarif réglementé la moins chère proposée à Paris est inférieur de 5 % au tarif réglementé de vente TTC, qu’il s’agisse d’un client moyen au tarif base 6 kVA consommant 2,4 MWh/an ou d’un client moyen au tarif (Le prix HT est bloqué sur une période d’au moins un an) heures pleines/heures creuses 9 kVA consommant 8,5 MWh/an. Pour ces mêmes clients, l’offre à prix fixe la moins chère permet une économie similaire par rapport au tarif réglementé de vente actuel.

Sur le marché du gaz naturel, l’offre de marché la moins chère proposée à Paris, à un client type consommant 750 kWh/an (Base Cuisson), et à un client type consommant 17 MWh/an (B1 Chauffage au gaz), est inférieure respectivement de 5 % et de 7 % au tarif réglementé de vente TTC. Pour ces mêmes clients, le niveau de l’offre à prix fixe1 la moins chère reste significativement plus bas que celui du tarif réglementé de vente actuel.

LE FAIT MARQUANT: 70 000 clients gaz ont souscrit une offre de marché chez Lampiris à la suite de l’offre d’achat groupé de gaz lancée par l’UFC-Que-Choisir

Sur le marché du gaz naturel, en janvier 2014 on observe une croissance marquée du nombre de sites résidentiels en offre de marché ainsi que du nombre de changements de fournisseurs. Ceci s’explique notamment par l’appel d’offres de l’UFC-Que Choisir lancé en juillet 2013, remporté par le fournisseur Lampiris, qui s’est engagé à proposer une offre 15,5 % moins chère que le tarif règlementé de vente2 aux 100 000 premiers souscripteurs. Selon l’association, cette démarche a abouti à 70 000 souscriptions chez le fournisseur Lampiris.

Dans un cadre plus précis, notamment dans le parc résidentiel, l’observatoire montre que la part des offres de marché augmente de 5,4 % en électricité et de 10,6 % en gaz.

En électricité, le rythme d’ouverture du marché continue de progresser avec 135000 clients supplémentaires (soit +5,4 %) en offre de marché à la fin du premier trimestre 2014, contre 133 000 au quatrième trimestre 2013. En gaz naturel, il reste fort avec 263 000 clients supplémentaires en offre de marché (soit +10,6 %) contre 238 000 au quatrième trimestre 2013.

En électricité, 2 611 000 sites sur un total de 31,3 millions sont en offre de marché, dont 2 601 000 chez un fournisseur alternatif. En gaz naturel, 2 750 000 sites sur un total de 10,6 millions sont en offre de marché, dont 1 562 000 chez un fournisseur alternatif.

Il est à noter que dans le cadre de l’ouverture du marché du gaz à la concurrence, en conformité avec le droit européen, les tarifs réglementés de vente (TRV) proposés par les fournisseurs historiques (GDF-Suez et les entreprises locales de distribution) vont être supprimés pour les consommateurs non résidentiels à partir de 2015.
Les syndicats de copropriété ou les propriétaires uniques de locaux d’habitation (bailleurs sociaux par exemple) sont concernés uniquement si leur consommation est supérieure à 150 MWh par an. L’obligation de transfert vers les offres libres (contrats à prix de marché, à tarifs non réglementés) est applicable aux consommateurs non résidentiels et aux syndicats de copropriété, en 2 temps en fonction du niveau de consommation annuelle :

- au 1er janvier 2015, pour une consommation supérieure à 200 MWh par an,

- au 1er janvier 2016, pour une consommation supérieure à 30 MWh par an (ou 150 MWh pour les syndicats de copropriété).
D’ici ces échéances, les professionnels doivent conclure de nouveaux contrats de fourniture de gaz en offre de marché avec un fournisseur de leur choix.

S’agissant du parc non résidentiel, la part des offres de marché augmente de 0,5 % en électricité et de 2,7 % en gaz.

En électricité, l’ouverture du marché continue à un rythme modéré avec 4 000 clients supplémentaires en offre de marché (soit + 0,5 %), contre 2 000 au trimestre précédent. En gaz naturel, l’ouverture du marché se poursuit avec 9 000 clients supplémentaires en offre de marché (soit +2,7 %) à la fin du premier trimestre 2014 (contre 14 000 et 5 000 respectivement aux troisième et quatrième trimestre 2013).

En électricité, 683 000 sites sur un total de 4,9 millions sont en offre de marché, dont 412 000 chez un fournisseur alternatif. En gaz naturel, 348 000 sites sur un total de 672 000 sont en offre de marché, dont 176 000 chez un fournisseur alternatif.

Depuis l’ouverture du marché pour l’ensemble des consommateurs le 1er juillet 2007, les clients peuvent souscrire au choix à deux types d’offre :

• Les contrats aux tarifs réglementés de vente proposés uniquement par les fournisseurs historiques sur leurs territoires respectifs.

• Les contrats en offre de marché, proposés par les fournisseurs historiques et par les fournisseurs alternatifs, qui en déterminent librement les prix.

Le marché se divise en deux segments de clientèle :

• Les clients résidentiels, qui sont les sites de consommation des clients particuliers.

• Les clients non résidentiels, qui regroupent tous les autres clients : professionnels, grands sites industriels, administrations, etc.

Feuille de route "Réseaux Électriques Intelligents" pour la Nouvelle France Industrielle

Dans le cadre des 34 plans de La nouvelle France industrielle, Dominique Maillard, président du directoire de RTE avait été nommé à l’automne dernier chef du projet "Réseaux Électriques Intelligents" par le Président de la République et le ministre du Redressement productif. Début mai 2014, il a présenté la feuille de route de ce plan au gouvernement.

Le second comité de pilotage des 34 plans de la nouvelle France industrielle s'est tenu le 7 mai 2014 à l'Elysée en présence de François Hollande, de Manuel Valls, et des ministres Arnaud Montebourg, Ségolène Royal, Geneviève Fioraso représentant Benoît Hamon, Marisol Touraine et Stéphane Le Foll.
A cette occasion quatre nouvelles feuilles de route, dont celle sur les réseaux électriques intelligents pilotée par Dominique Maillard, ont été validées, s'ajoutant aux cinq premières déjà mises en œuvre en mars dernier.

Trois grands axes de travail :

La feuille de route propose la mise en œuvre de 10 actions organisées en 3 axes de travail :
• Créer un regroupement, un label et un annuaire des acteurs d’ici fin 2014
• Déployer à grande échelle en 2017 : une région qui sera choisie en 2015, portera avec volontarisme ce déploiement.
• Organiser la stratégie à long terme en 2020 pour maximiser les retombées des réseaux électriques intelligents, doubler le chiffre d'affaire de ce secteur, et pérenniser la part de l'export.

L'équipe du chantier "réseaux électriques intelligents", autour de Dominique maillard, président du directoire de RTE :