Le décret relatif au service de flexibilité locale sur des portions du réseau public de distribution d’électricité est paru au Journal officiel ce 31 mai. Ce texte encadre les conditions dans lesquelles l’expérimentation de services de flexibilité locale introduite par la loi sur la transition énergétique pourra être mise en œuvre, jusqu’au 18 août 2019. Ce dispositif autorise des établissements publics et des collectivités territoriales à s’associer à des tiers, producteurs ou consommateurs d’électricité et de gaz naturel, afin de proposer à un gestionnaire de réseaux de distribution d’électricité un service de flexibilité locale pour lui permettre de réduire ses coûts d’investissements ou de gestion de ses réseaux tout en assurant un bénéfice positif pour le système électrique. Par exemple, ce service peut prendre la forme “d’un effacement ponctuel de consommation, d’une modulation ou un report de charge, d’un écrêtement de production d’électricité, d’une conversion d’un excédent d’électricité en hydrogène ou en gaz naturel”, indique la Commission de régulation de l’énergie (CRE). L’expérimentation ne peut porter que sur des ouvrages du réseau “situés en aval d’un même point de ce réseau”.
Obligations pour le porteur de projet
Le décret définit la notion de “porteur de projet” à même de proposer un service de flexibilité locale. Il s’agit du regroupement, sous une “personne morale”, d’établissements publics de coopération intercommunale et de la métropole de Lyon, en tant que “coordinateurs de la transition énergétique” (cf. article L. 2224-34 du Code général des collectivités territoriales), ainsi que des autorités organisatrices de la distribution de l’électricité (AOD- cf. 2e alinéa du IV de l’article L. 2224-31 du même Code), et ce, “en association avec des producteurs et des consommateurs et, le cas échéant, d’autres collectivités publiques”. Concernant les obligations faites au porteur de projet, le décret dispose que celui-ci doit communiquer au gestionnaire du réseau divers éléments “caractérisant sa proposition de service”. Il doit, par ailleurs, indiquer toute participation aux mécanismes nationaux décrits dans les articles L. 321-9 à L. 321-16 du Code de l’énergie (programmes d’appel et d’approvisionnement des producteurs, mécanisme d’ajustement, services système, effacement, responsable d’équilibre), en plus de ce service de flexibilité.
Convention proposée par le gestionnaire de réseaux
Le gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité émet un “avis motivé” sur la proposition du porteur de projet dans un délai de trois mois, après éventuelle consultation de la ou des AOD concernées. Il réalise préalablement une étude “afin de déterminer l’impact potentiel du service sur les coûts d’investissement ou de gestion du réseau public de distribution d’électricité”. Si l’avis est positif, le gestionnaire du réseau propose sous quatre mois un projet de convention régissant ce service, précisant notamment les échéances, les engagements réciproques et responsabilités des acteurs concernés, ainsi que les conditions financières et techniques de ce service de flexibilité locale. La proposition de rémunération du service se fonde “sur l’évaluation par le gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité de l’impact effectif du service sur les coûts d’investissement et de gestion du réseau public de distribution d’électricité”. Le porteur de projet est rémunéré “à hauteur des coûts évités” grâce au recours à cette flexibilité.
La convention et l’étude doivent être transmises pour approbation à la CRE. Le silence gardé par la CRE pendant trois mois, vaut acceptation. La CRE doit tenir compte “de l’impact sur le réseau de transport, de l’équilibre entre l’offre et la demande” et de l’impact sur les mécanismes nationaux cités précédemment. Enfin, un rapport public doit contenir une évaluation des “conséquences économiques et financières” pour chacune des parties impliquées, et être établi par chaque gestionnaire de réseaux publics de distribution d’électricité concerné, pour le 18 mai 2019, en collaboration avec le gestionnaire du réseau public de transport d’électricité et la CRE. Le “cas échéant, un arrêté du ministre chargé de l’énergie peut décider de prolonger l’expérimentation pour une durée de quatre ans”.
Des comités pour les zones non interconnectées
Pris en application de la loi relative à la transition énergétique, un décret également publié ce 31 mai précise la composition, le rôle et le fonctionnement des comités du système de distribution publique d’électricité institués dans chaque zone non interconnectée (ZNI) au réseau public métropolitain. Pour rappel, un décret paru le 28 janvier dernier a d’ores et déjà fixé la composition et les missions du Comité du système de distribution publique d’électricité (CSDPE) métropolitain. Sur le modèle du Comité hexagonal, le texte transpose aux comités des ZNI (Corse, Guadeloupe, Guyane, Martinique, La Réunion et Mayotte), les mêmes prérogatives à l’égard des autorités organisatrices de la distribution d’électricité (AOD) concernées, d’EDF et de la société concessionnaire de la distribution publique d’électricité à Mayotte (Electricité de Mayotte). Ces comités comprennent des représentants de l’Etat, des collectivités territoriales, des AOD et des gestionnaires du réseau de la ZNI concernée. Ils sont informés, non seulement des programmes prévisionnels d’investissement, mais aussi des investissements réalisés pour l’année en cours. Ils sont aussi systématiquement destinataires des synthèses élaborées par les conférences départementales instituées par l’article L. 2224-31 du Code général des collectivités territoriales.