Bretagne Développement Innovation

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Etude Smart Grids Rapport – Août 2013 - © ITEMS International

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Synthèse

En signant le Pacte électrique breton, en 2010, la Région, l’Etat, l’Ademe, RTE et l’Agence Nationale de l’Habitat marquent leur volonté de s’engager solidairement sur le futur de l’énergie en Bretagne. Bien plus qu’une prise de conscience, ce pacte définit une stratégie, des moyens et des actions visant à répondre aux défis structurels, liés principalement à une production locale insuffisante. Il propose d’organiser les actions à engager autour d’un « trépied » portant sur « des efforts importants de maîtrise de la demande en électricité, un développement ambitieux de la production d'énergies renouvelables, la sécurisation indispensable de l'alimentation électrique (production et réseaux) ». Le dernier bilan publié par RTE met en lumière les efforts engagés et la cohérence des résultats déjà obtenus par rapport aux objectifs du pacte. Il n’en reste pas moins que la consommation bretonne croît à un rythme supérieur de ce qu’il est à l’échelle nationale et que le risque pesant sur l’équilibre du réseau et sur l’approvisionnement de la population bretonne n’est pas écarté. Les réseaux intelligents : incontournables et porteurs de changements profonds Sujets de préoccupation des pouvoirs publics et des acteurs de l’énergie à l’échelle internationale, les réseaux intelligents (smart grids) font aujourd’hui l’objet de nombreux projets de recherche et développement, de démonstrateurs et de programmes pilotes. C’est le cas en France dans le cadre, notamment, des investissements d’avenir. Faute de projets suffisamment structurés et innovants, la Bretagne n’en a pas bénéficié. Elle a cependant pris un certain nombre d’initiatives en

s’appuyant précisément sur le pacte électrique breton. Fruits de l’association entre le monde de l’énergie et le secteur du numérique, les smart grids laissent entrevoir une nouvelle donne, dont le compteur (Linky en France) est le composant le plus

emblématique. L’impact technique est plus à rechercher en amont et en aval du compteur. En amont parce que l’injection croissante de sources de production d’énergies

renouvelables présente des dangers pour l’équilibre du réseau. Celles-ci affichent, en effet, deux caractéristiques en décalage radical par rapport aux fondements de l’organisation de notre électricité : elles sont décentralisées et elles sont instables. En aval avec les multiples technologies et services qui sont proposés aux consommateurs pour agir sur la demande. On assiste d’ores et déjà à un foisonnement d’initiatives reposant sur des architectures, des technologies et des services innovants. Elles conduisent à l’émergence d’un nouveau marché donnant lieu à de nombreuses créations d’entreprises ainsi qu’à des alliances entre acteurs de l’énergie et sociétés issues du secteur du numérique. L’impact de ce foisonnement va bien au delà de considérations technologiques : il oblige à s’interroger sur l’organisation des réseaux électriques, sur les modes de gestion et, au final, sur l’adaptation de la réglementation d’un paysage énergétique qui se redessine. L’ouverture de ce débat n’est pas propre à l’électricité. Il touche également le

secteur du gaz avec les ingrédients d’un débat en plusieurs points comparables : l’injection croissante de gaz décentralisés du fait des politiques favorables à la

méthanisation et la gazéification, les services autour du compteur intelligent (projet Gazpar en France).

Les Smart Grids : une nécessité technique

incontournable face à la croissance des énergies

renouvelables et à la maîtrise de la demande.

Un impact potentiel sur la structuration,

l’organisation et la réglementation du

secteur de l’énergie.



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Défis et atouts pour la Bretagne Dotée d’une filière numérique puissante et reconnue au niveau international, la Bretagne se trouve dans une situation particulière, voire exceptionnelle. Elle sait qu’elle va devoir renforcer significativement - et plus que toute autre région (plus même que la Région Paca qui fait face à des défis comparables mais pourrait renforcer ses infrastructures vers l’Italie)- ses capacités d’énergie renouvelables contraignant les infrastructures bretonnes à intégrer les technologies de réseaux intelligents. Alors que les autres Régions pourront tester et expérimenter, la Bretagne aura obligation de mettre en œuvre cette transformation dont la filière numérique est l’élément moteur. Le déficit de grands projets d’expérimentation crée une situation qui n’est pas nécessairement propice à un développement des compétences locales en matière de smart grids. Pourtant, la Bretagne n’est pas sans avantages. La localisation de France Energies Marines est favorable au développement d’une expertise énergétique et, ceci d’autant plus que la Région est aujourd’hui active sur plusieurs fronts en matière de production : la méthanisation et la gazéification, les éoliennes terrestre et les éoliennes offshore … On constate également avec intérêt le développement prometteur de sociétés comme Delta Dore et Schneider Electric, qui vient de renforcer sa présence à Rennes. D’autres entreprises comme Actility, Kerlink, Vity, NKE … symbolisent déjà cette vertueuse association de compétences issues de l’énergie, des télécommunications, de l’électronique et du logiciel. Des laboratoires de recherche sont également actifs sur les smart grids : l’IRISA, l’IETR, l’Institut Mines Telecom (Rennes, Brest et aussi Nantes), Supelec, ENS Cachan Bretagne, l’UBO, l’UBS. Tout cela incarne l’amorce d’une filière smart grids sur laquelle la Région

et ses partenaires pourraient s’appuyer pour répondre aux enjeux du futur de l’énergie en Bretagne. Smart Grids : dépasser les expérimentations et passer au déploiement tout en maintenant l’effort sur la recherche

Des réponses bretonnes aux Appels à Manifestation d’Intérêt (AMI) de l’Ademe pourraient constituer un objectif à part entière en cherchant à combler ce qui apparaît comme un déficit de

positionnement de la Région. Ces mécanismes présentent cependant des inconvénients et ils ne répondent pas à une vision qui serait celle d’une mise en œuvre, non plus expérimentale, mais réelle à l’ensemble de la Région. Il y a comme un sentiment diffus que les projets qui sont aujourd’hui présentés à l’Ademe manquent de véritables innovations. Un peu comme si les projets voulaient tous passer à une phase pré-opérationnelle (ce qui peut paraître légitime de la part des participants aux projets) qui les mènerait à couvrir, peu ou prou, les mêmes fonctions. Il reste cependant des pistes de recherche insuffisamment explorées. Il faut à l’inverse faire le constat que la recherche appliquée et l’innovation demeurent incontournables au développement des Smart Grids.

Plusieurs sujets font directement appel aux technologies issues du monde des télécommunications, des mathématiques appliquées, de la cybersécurité … D’autres apparaissent dans le secteur du « cloud computing », du « big data » … Autant de sujets qui sont des points forts de l’expertise technologique en Bretagne.

La dispersion des centres de recherche bretons doit conduire à une réflexion sur une structuration régionale dans la perspective de mettre sur pied un laboratoire commun. Le recouvrement entre plusieurs projets de Smart Grids en France (projets

Premier volet : Viser les projets de

recherche appliquée et rapprocher les

structures de recherche en vue de constituer un

laboratoire commun orienté « Smart Grids » et d’impliquer la filière numérique bretonne au travers du Pôle Images

& Réseaux

Efficacité énergétique active et maîtrise de la demande : un secteur à fort potentiel en forte

interaction avec le savoir faire de la filière

numérique bretonne



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existants et projets proposés) montre bien que chacun cherche ses marques entre ce qui relève de la recherche d’une part et ce qui est de la mise en œuvre effective d’autre part. Les projets font implicitement le pari de voir les expérimentations se transformer en déploiement à grande échelle ; le tout restant encadré par un contexte réglementaire qui répond à un champ de contingences sociales, politiques, économiques, industrielles et juridiques. Les actions menées par la Bretagne en matière d’effacement et de boucle énergétique locale constituent de ce point de vue des initiatives opérationnelles qui dépassent le cadre expérimental. Leur développement est positif à plusieurs titres : il a un effet d’entraînement à l’échelle régionale, il a une conséquence directe sur le réseau et sur la gestion des pointes, il agît sur la conscience des acteurs institutionnels régionaux et il est créateur d’emplois locaux. Le signal que peut envoyer la Région, notamment sur l’effacement, est pour tout cela, particulièrement important. Le Débat sur la Transition Energétique préfigure des orientations futures dont on ne peut douter qu’elles affecteront, à court et plus long terme, le futur de notre approvisionnement avec un mix énergétique de plus en plus composite, la modernisation des infrastructures, les usages de consommation … et la régulation. Mais, sachant les délais inhérents à toute décision dans des projets d’investissements dans le secteur de l’électricité, le temps est-il encore à l’expérimentation ? Alors que la plupart des technologies structurantes existent, ne doit-on pas se mettre en ordre de marche et engager des projets de transformation tout en mettant en place les modèles d’adaptation au changement qui favoriseront l’adaptation de la Bretagne aux évolutions du mix énergétique, des usages de consommation et du contexte réglementaires ? Le présent rapport ne défend pas un pari qu’il faudrait faire en ce sens. Il

défend la conviction que les outils permettant d’adapter le réseau électrique aux défis existent et qu’il est indispensable pour la Bretagne de se placer dans la perspective d’une transformation inéluctable. Utiliser le levier que constitue l’efficacité énergétique active avec les CPE Cette transformation passe par la mise en place de mécanismes qui favoriseront le développement de solutions sur la maîtrise de la demande. Avec les contrats de performance énergétiques (CPE), les acteurs publics disposent des véhicules juridiques qui pourraient être mobilisés sur le thème de l’efficacité énergétique active. Les solutions passives portent sur les travaux d’amélioration de la qualité thermique et environnementale des bâtiments, mais ils nécessitent des montages complexes du fait des durées d’amortissement (de 8 à 40 ans). Plus légères, les solutions actives permettent, elles, de rentabiliser en quelques années (en moyenne 5 ans) un investissement qui permettra d’économiser entre 15% et 50% d’énergie. Or, de par le développement de l’interaction entre ces solutions et les systèmes de régulation de la demande du côté des opérateurs électriques, les solutions d’efficacité énergétiques actives constituent le point d’entrée incontournable des réseaux intelligents du côté de l’usager. Constatant les freins que connaissent

les collectivités à mettre en place les CPE, le présent rapport propose de créer une Agence Régionale qui accompagnera les collectivités dans l’instruction des dossiers, le financement, la mobilisation des financements disponibles et le suivi de leur mise en œuvre. Dans le cadre des mécanismes prévus par les CPE, cette agence pourra

s’autofinancer. En intervenant sur le parc immobilier public, elle enclenchera une dynamique vertueuse qui favorisera un mouvement identique dans le secteur privé en relation avec le réseau

Second volet : Créer une Agence

Régionale qui accompagnera les collectivités pour engager des CPE

portant sur l’efficacité énergétique active. Autofinancée, elle

dynamisera la filière bretonne de la

recherche et des services locaux



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des agences locales de l’énergie et autres structures relais. L’agence aura également un effet d’entraînement sur la filière locale. En premier lieu, parce que les technologies en jeu tendent à se rapprocher de la domotique et du pilotage des équipements et des services communicants à domicile. On touche, ici, l’univers des « box » de nouvelle génération sur lesquelles travaillent de nombreux industriels qui y associent accès à l’internet, services multimédia, gestion de l’énergie, services de santé à domicile, sécurité … C’est précisément l’univers du Pôle Images & Réseaux avec des acteurs qui travaillent d’ores et déjà dans cette perspective. La filière locale bénéficiera, en second lieu, d’un impact sur le potentiel de services. L’efficacité énergétique repose sur des technologies et des services qui nécessitent une proximité géographique et donc des emplois locaux. En lien direct avec ces différents sujets, le thème des villes et territoires « intelligents » couvre désormais un secteur bien plus large que celui de l’énergie. S’il n’est directement l’objet de l’étude dont il s’agit ici de faire la synthèse, il est essentiel de mesurer combien cette thématique pourrait être structurante pour la filière bretonne. C’est aussi le sens qu’il faut donner à la réflexion engagée par la Commission Européenne entre les trois grandes directions couvrant l’énergie, les transports et le numérique. Celle-ci devrait déboucher sur une communication à la fin 2013. Il s’ensuivra un appel à projets qui devrait conduire la Commission à cibler un nombre limité de villes ou territoires en Europe. Il faudra que la Bretagne soit présente dans ce processus. Par ce biais ou par des initiatives décentralisées, la Bretagne doit faire émerger des villes, territoires ou quartiers intelligents. Des projets ciblés avec l’Ademe, avec les collectivités, avec les Associations pour l’Habitat

(réunies en Bretagne au sein de l’ARO-Bretagne) ou encore avec des acteurs tiers comme la SNCF, Orange … doivent pouvoir voir le jour. L’Agence Régionale pourrait de ce point de vue venir en soutien aux collectivités et favoriser la multiplication des initiatives locales. Poser les bases d’un Smart Grid breton Cela ne règle pas véritablement la question de la sécurisation du risque d’approvisionnement auquel la Bretagne fait face, risque qui va s’amplifier dans les années à venir. Le choix de la centrale « Cycle combiné à gaz », telle que prévue dans le pacte électrique breton, répond à un besoin impérieux d’amélioration de l’équilibre du réseau. Le montant de l’investissement et le budget de fonctionnement de cette

centrale mettent en lumière ce que sont les enjeux financiers pour un équivalent de 5% du pic de consommation d’un jour de pointe. Si la nécessité de créer un centre de production stable à l’ouest de la Bretagne ne peut être contestée, on se doit de poser les termes d’un débat sur ce que sera l’étape suivante. Faudra-t-il ou non envisager une autre centrale dans quelques années ou existe-t-il une alternative ?

Une telle alternative existe. Elle pointe directement les réseaux intelligents. Des

projets émergent dans plusieurs pays sous la forme de « centrales virtuelles » comme c’est notamment le cas en Allemagne. Le présent rapport encourage la Bretagne à s’engager dans cette voie avec ses partenaires du pacte, dont notamment RTE, en y associant a minima ERDF et les syndicats d’électrification du fait de l’importance qu’auront les réseaux de distribution dans la collecte des énergies renouvelables. Le schéma proposé, « GRID.bzh », associerait le principe de « centrale électrique virtuelle » en relation avec les sources d’énergies renouvelables, un large recours aux technologies de stockage (composante clé des réseaux intelligents), la collecte

Troisième volet: Engager des échanges

avec RTE, ERDF, les syndicats locaux et les

collectivités, un processus visant à jeter les bases d’un « Smart Grid breton » jouant

demain le rôle de centrale virtuelle,

d’opérateur de stockage, de collecteur régional d’agrégation

d’effacement et de toute autre fonction qui

pourrait concourir à la sécurisation de

l’alimentation électrique de la Bretagne par des

technologies et des services dits intelligents.



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de l’agrégation de l’effacement diffus déjà mis en œuvre en Bretagne en relation avec les acteurs publics et privés œuvrant sur ce marché … Les obstacles susceptibles de se dresser dans la mise en œuvre d’un tel schéma sont nombreux. On ne peut ainsi pas prendre le risque de détricoter des mécanismes aussi structurants et sensibles que la CSPE. L’expérience montre, cependant, que dans d’autres secteurs et aussi dans d’autres pays, la recherche d’un consensus commun peut permettre d’être force de proposition et de faire évoluer les règles. La Bretagne est souvent perçue en France comme une territoire de dialogue : il est possible d’y poser les termes d’un débat de manière plus consensuelle qu’ailleurs, où des acteurs avec des intérêts différents, voire divergents, peuvent s’accorder et prendre des décisions communes. Le concept GRID.bzh se situe dans le prolongement direct des initiatives engagées en faveur du développement des énergies renouvelables, des boucles énergétiques locales ou encore des initiatives engagées en partenariat avec RTE et ERDF sur l’effacement. Plutôt que de favoriser ce qui peut apparaître comme une sorte d’éparpillement d’initiatives séparées les unes des autres, le projet de Smart Grid breton forme un tout. Il incarne une ambition régionale cohérente par ses objectifs, et fidèle aux engagements du pacte et à ses partenaires. Il définit une vision et un cadre dans lesquels pourront s’inscrire les actions déjà engagées qu’il conviendra de poursuivre et celles qui découleront des objectifs opérationnels qui restent à définir avec les partenaires du pacte, ainsi que ERDF, les Syndicats d’Electricité, les Conseil Généraux et les collectivités locales. Vers un « pacte gazier breton » On pourra examiner dans quelles conditions on pourrait imaginer un modèle équivalent pour le gaz. Les contraintes sont cependant de nature

différente. On ne pourra à ce stade qu’encourager des échanges avec GRT Gaz dans l’idée d’élaborer un « Pacte gaz Breton » qui pourra préfigurer des actions ultérieures. Cette réflexion devra associer les mêmes partenaires que le Pacte électrique Breton à savoir l’Etat, l’Ademe et l’ANH. Une telle initiative est nécessaire afin de dynamiser une filière importante pour la Bretagne dont on cerne encore mal, au delà de nombreuses initiatives éparses, les perspectives industrielles indispensables à son décollage et sa pérennisation. Une animation associant les partenaires de la Région et une attention à la formation professionnelle L’animation des trois volets à l’échelle de la Région ne nécessite que très peu d’adaptation. Elle existe déjà au travers de Bretagne Développement Innovation, des Technopôles, de la Meito et de

Cap’Tronic. Elle est également très active en matière d’énergie au travers du réseau des agences locales et des associations mobilisées autour des questions énergétiques. Concernant la Recherche, le Pôle Images & réseaux pourra se doter d’un Groupe de Travail « Smart Grids » avec le soutien des

acteurs de l’énergie dont notamment France Energies Marines. Sur le second volet, la création de l’Agence Régionale devrait conduire naturellement à une animation de la filière efficacité énergétique. Le troisième volet est plus structurant. Il nécessitera une animation spécifique qui pourra être décidée en commun par les partenaires associés à la réflexion. Une attention particulière doit être portée par ailleurs à la formation et notamment à la formation professionnelle. La réussite du plan proposé sur ces trois volets dépendra beaucoup des capacités opérationnelles à l’échelle de la région qui sauront tirer parti de la dynamique créée. Un lien avec la politique de couverture territoriale numérique

Les structures d’animation existantes

sont adaptées à l’animation d’un nouvel

écosystème. Elles devront être renforcées

à la marge afin d’impulser et de

coordonner la mise en œuvre des orientations

retenues



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Le développement des Smart Grids dans les secteurs de l’électricité, du gaz et de l’eau va nécessiter la mise en œuvre de moyens de communications. Ceux-ci sont prévus de manière indépendante. Les syndicats électriques financeurs de ces réseaux souhaiteraient que 1- ces réseaux de collecte puissent demain être communs 2- qu’un lien soit établi avec le développement de la couverture territoriale prévue par le projet « Bretagne Très Haut Débit ». C’est ainsi que la présente étude intègre une « Note sur le raccordement en haut et très haut débit des infrastructures de distribution électrique ». Il est fortement recommandé d’investiguer cette voie en relation avec e-Megalis qui assurera la gouvernance et la mise en œuvre de « Bretagne Très Haut Débit ». Une ambition à la hauteur des enjeux Du fait de sa position géographique et des défis auxquels elle doit faire face, la Bretagne dispose d’une opportunité majeure : la mise en œuvre à grande échelle de réseaux électriques intelligents qui vont partout s’imposer. En premier lieu en misant sur la recherche. Beaucoup de sujets restent encore insuffisamment explorés. La Bretagne dispose de ressources qui ne demandent qu’à travailler ensemble. Les investissements d’avenir (AMI de l’Ademe, FUI …) et les programmes européens peuvent être des sources de financement de programmes de recherche. En second lieu en utilisant le levier de l’efficacité énergétique. La création d’une Agence Régionale est un moyen de lever les obstacles qui subsistent notamment dans la mise en œuvre des contrats de performance énergétique. En misant sur l’efficacité énergétique active, une telle agence se placera dans la perspective d’une mis en œuvre de modèles économiquement équilibrés participant activement à la maîtrise de la consommation de l’énergie.

Enfin, la nécessité pour la Bretagne d’engager un processus visant à jeter les bases d’un Smart Grid breton s’impose à double titre. D’abord, parce que cette évolution apparaît inéluctable à moyen ou plus long terme et que ce terme doit se préparer dès à présent eu égard aux délais inhérents aux processus d’investissement. Ensuite parce qu’à défaut, la Région se remettrait en situation de risque dans quelques années, et ce malgré la

présence de la centrale à Gaz de Landivisiau. GRID.bzh jouera demain le rôle de centrale virtuelle, d’agrégateur de stockage, de collecteur d’effacement, et de toute autre fonction « intelligente » pouvant concourir à la sécurisation de

l’alimentation électrique de la Bretagne. La Bretagne serait alors en mesure d’occuper une place de leadership… non pas parce qu’elle l’aurait voulu, mais parce que les conditions seraient réunies.

Les Smart Grids : une réponse incontournable

à une situation énergétique critique qui peut se transformer en

levier de développement économique majeur pour l’avenir de la

Région



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SYNTHESE DES RECOMMANDATIONS

Recommandation 1 : Un programme de recherche commun pourrait être mis sur pied entre France Energies Marines et B-Com. Cette collaboration, à vocation exploratoire dans un premier temps, pourrait constituer le point d’ancrage d’une spécialisation de niche de la Bretagne sur les réseaux intelligents appliqués à la production énergétique marine et à ses spécificités. Dans cette logique, des collaborations internationales devront être encouragées. Recommandation 2 : La Bretagne doit se positionner dans le domaine de la recherche sur l’adaptation des réseaux électriques aux nouvelles contraintes liées à l’intégration des énergies fatales, en s’appuyant sur les structures de recherche académiques compétentes dans les technologies fondamentales associant mathématiques, informatique et communication. Recommandation 3 : Une réflexion sur la création d'une structure de recherche commune pourrait être lancée. A minima elle pourrait démarrer sur une instance de concertation/coordination entre les laboratoires intéressés par la recherche appliquée aux réseaux intelligents d’énergie. Recommandation 4 : Une concertation pourra être utilement engagée avec GRT Gaz afin de qualifier des thèmes de recherche sur l’injection de gaz issus des différents procédés et notamment sur le traitement des aléas d’injection. Recommandation 5 : La Bretagne doit se concentrer à court et moyen terme sur l’aval compteur et viser le marché de l’efficacité énergétique active et de maîtrise de la demande pour le développement d’une filière dans le secteur des réseaux intelligents. Recommandation 6 : Le positionnement de la filière aval compteur doit s’élargir à l’ensemble des fonctions d’automatismes du secteur résidentiel et professionnel : le marché des maisons et des immeubles intelligents. La filière y valorisera son

expertise dans les télécommunications, les échanges M2M (Machine à machine), les interfaces utilisateurs, la gestion des services, la télécommande sur mobile … Recommandation 7 : La partie de traitement et d’agrégation des données va prendre une importance stratégique dans les années à venir. La Bretagne devrait se positionner sur le thème du Big Data dans l’énergie au travers de ses structures de recherche et en particulier en s’appuyant sur les appels à projets dans le secteur du numérique ou de l’énergie. Recommandation 8 : Une réflexion pourrait être engagée avec la DGA afin d'examiner les formes d'une collaboration avec les acteurs bretons sur le sujet de la cybersécurité. Un laboratoire commun entre des structures de recherche en Bretagne et la DGA serait une voie à explorer. Recommandation 9 : La Région pourra renouveler avec intérêt des campagnes de communication en faveur de l’effacement afin de renforcer la visibilité de ce type d’offre et la compréhension de son intérêt tant pour le secteur résidentiel que professionnel. Recommandation 10 : La Bretagne doit mettre en œuvre un ou quelques projets significatifs en visant notamment les quartiers nouveaux ou les îles sur lesquels des montages complets d’agrégateurs seraient envisagés. Cette phase de montage serait négociée avec les partenaires potentiels publics et privés et intégrerait la recherche d’ouvertures réglementaires acceptables à titre expérimental (au sens de la loi de décentralisation) par les pouvoirs publics et les opérateurs nationaux en concertation avec l’ADEME et la CRE. Recommandation 11 : La Région pourra étudier la création d’une agence régionale ayant pour objectif d’assister de manière opérationnelle les collectivités et les acteurs publics à mettre en place des Contrats de Performance Energétique visant les systèmes actifs.



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Recommandation 12 : Considérant les enjeux énergétiques mis en évidence dans le Pacte électrique breton et les enjeux financiers qui en découlent, la Bretagne devrait engager une concertation avec les partenaires du Pacte, notamment RTE, en y associant ERDF et les Syndicats départementaux d’électricité en vue de mettre sur pied un projet ambitieux de Smart Grid Breton pouvant à terme jouer à l’échelle de la Région, le rôle de centrale électrique virtuelle, opérateur de stockage réparti sur le territoire régional, collecteur régional d’agrégation d’effacement local. Recommandation 13 : Considérant les enjeux financiers liés à l’évolution inéluctable des besoins en matière de smart grids (modernisation des équipements et collecte des données de comptage) d’une part et du Programme Bretagne Très Haut Débit d’autre part, il conviendra de faire en sorte que ce dernier prenne en compte le raccordement potentiel des sous stations électriques. Recommandation 14 : L’ARTEB mènera dans le cadre des prérogatives qui lui seront confiées, des missions de sensibilisation en vue de favoriser l’émergence de contrats de performance énergétique locaux. Elle tissera également des liens avec les agences locales et autre relais comme les chambres consulaires afin de favoriser le développement de montages économiques comparables dans le secteur privé. Recommandation 15 : Le pôle Images & Réseaux se dotera d’un groupe de travail sur les réseaux intelligents d’énergie. Il pourra s’appuyer au démarrage sur les projets de recherche en cours, menés par les structures existantes, en y associant France Energies Marines, B-COM, les acteurs de l’énergie et les entreprises du secteur privé. Recommandation 16 : La Région pourra mener une réflexion sur

l’adaptation du réseau de formations professionnelles aux technologies des réseaux intelligents en particulier dans le domaine de l’efficacité énergétique active Recommandation 17 : La Région pourrait tirer profit des travaux menés dans le secteur des usages numériques soit pour étendre les dispositifs existants, soit pour en constituer de nouveaux, centrés sur les usages et la modification des comportements des usagers dans le secteur de l’énergie.



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Remerciements

Le cabinet Items International tient à remercier à l’ensemble des personnalités, représentants de collectivités et d’entreprises, d’organismes privés et publics, d’écoles et de laboratoires, d’associations et de groupement représentant l’ensemble de la filière énergie et numérique en Bretagne qui ont bien voulu accepter de contribuer à cette étude. Il adresse ses plus vifs remerciements à Pierre-Yves le Foll de l'ADEME Bretagne, Michel Pedron de l’ADEME Bretagne, Marc Théry de la Communauté de communes du Méné, Véronique Robitaillie du Conseil Général des Côtes d'Armor, Laurent Le Devedec de Lorient Agglomération, Isabelle Malot de Lorient Agglomération, Christelle Leproust de Rennes Métropole, Sylvie Mingant de Brest Métropole Océane, Carole Le Moigne de l'ALEC du Pays de Rennes, Claire Lesvier de l'ALEC du Pays de Rennes, Jannig le Plevedic du Syndicat départemental d'électricité des Côtes d'Armor, Claire Le Gentil du Syndicat départemental d'énergie d'Ile-et-Vilaine, Charlotte Rigaud du Syndicat départemental d'énergie d'Ille-et-Vilaine, Antoine Corolleur du Syndicat départemental d'énergie et d'équipement du Finistère, Marc Aubry du Syndicat départemental d'énergies du Morbihan, Edouard Cereuil du Syndicat Départemental d'Energies du Morbihan, Nicolas Kerloch de Quimper Cornouaille Développement, Nadège Comhaire de Quimper Cornouaille Développement, Pascal Lapierre de Ouest Valorisation, Renaud Bara de Vannes Innovation Promotion Expansion, Gérard Baubau de la MEITO, Vincent Talvas de Bretagne Commerce International, Philippe des Robert de la CCI du Morbihan, Jérémie Bazin de la Technopôle Brest-Iroise, Jean-Yves Carré de la chambre d’agriculture du Finistère, Estelle Keraval de la Technopole Anticipa, Guillaume Ménard d'Eco Origin, Philippe Cosquer du pôle ID4CAR, Xavier Priem de l'IRT B-Com, Marc Boeuf de France Energies Marines, Bernard Multon du laboratoire SATIE de l'ENS Bretagne, Laurent Toutain de l'Institut Mines-Télécom, Alexander Pelov de Télécom Bretagne, Brigitte Rivoal de Télécom Bretagne, Hervé Gueguen de Supélec, Emmanuel Delaleau de l’ISEN Brest, Bruno Boulbry de l'Université Bretagne Sud, Ghilain Nouvel de l'Université de Rennes 1, Mohamed Benbouzid du laboratoire LBMS/UBO, Jean-Yves Baher du Lycée Felix le Dantec, Makoto Yokozawa de l'Université de Kyoto et Représentant du Japon auprès de l'OCDE, Yves Caytan d'ERDF, Jacques Deniel d'EDF Bretagne, Gabriel Siméant de RTE, Amaury Mazon de GRT Gaz, Edouard Guilcher de Véolia, Nicolas Debray d’Enercoop Bretagne, Markus Kauber d'Enercoop Bretagne, Hugues Meili de Niji, Julien Robillard de Niji, Gaël Tournesac de Niji, Henri Boyer de Schneider Electric, Jean-Noël Desne de Schneider Electric, Thierry Djahel de Schneider Electric, Boris Dezier d'Actility, Mehdi Hajjam d’Actility, Fred Lherminier de Terra Nova Energy, Mickaël Feuildet de Belenn Ingénierie, François Guérin de Direct Energie, Jean-François le Romancer de Keynergie, Matthieu Lecointe de Delta Dore, Xavier Manceau de SDMO Industries, Stéphanie Lescarret d'Acsystème, Marie-Gabrielle Lucas d'Alren, Jean Lucas d’Alren, Pierre Lucas d'Altie, Yves Péligry d’Ecosense, Jean-Luc Malaval de NKE Electronics, André Kerboul de Barillec SAS, Lucie Leffray de Cervval, pour leurs concours et leur appui tout au long de cette mission.



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Sommaire

Synthèse ............................................................................................................................................. 2

Remerciements ................................................................................................................................ 10

1 Introduction ........................................................................................................................... 17 1.1 Les réseaux intelligents en Bretagne, un enjeu d’optimisation énergétique et de développement économique ..............................................................................................................17 1.2 Les fondements des réseaux intelligents ............................................................................18

1.2.1 Accompagner le développement des énergies renouvelables et la production décentralisée ......................................................................................................................................................... 19 1.2.2 Impliquer le consommateur pour qu’il devienne consomm’acteur ............................... 20 1.2.3 Gérer l’équilibre du système au plus près des producteurs et des consommateurs 22 1.2.4 Passer des réseaux intelligents aux territoires et villes intelligents .............................. 23

2 La chaine de valeur des smart grids ...................................................................................... 25 2.1 La taille du marché ......................................................................................................................25

2.1.1 Identification des segments de marché des smart grids ..................................................... 25 2.1.2 Qualification des volumes de marchés ....................................................................................... 27 2.1.3 Les Smart Grids au service de la complexité du mix énergétique ................................... 33

2.2 Cartographie des acteurs des smart grids ..........................................................................34 2.2.1 Les smart grids : la rencontre entre les acteurs de l’énergie et du numérique ......... 34 2.2.2 Les principaux donneurs d’ordre sur le marché des smart grids ................................... 37 2.2.3 Panorama des activités des acteurs traditionnels de l’énergie ........................................ 38 2.2.4 Ecosystème et clusters français ..................................................................................................... 43 2.2.5 Etat de lieux des feuilles de route technologiques ................................................................ 47 2.2.6 Standardisation .................................................................................................................................... 50

2.3 Cartographie et analyse du positionnement des acteurs régionaux ........................53 2.3.1 Cartographie des initiatives publiques en Bretagne ............................................................. 53 2.3.2 Cartographie des entreprises ......................................................................................................... 63 2.3.3 Les pôles de compétitivité en Bretagne...................................................................................... 69 2.3.4 Les acteurs de la recherche et développement ....................................................................... 70 2.3.5 La formation en Bretagne ................................................................................................................. 72 2.3.6 Cartographie des projets smart grids en Bretagne ................................................................ 73

2.4 Analyse de l’écosystème breton .............................................................................................75 2.4.1 Diagnostic de l’écosystème .............................................................................................................. 75 2.4.2 Forces et faiblesses de l’écosystème régional ......................................................................... 75

3 Benchmark des politiques publiques .................................................................................... 77 3.1 Etat des lieux des politiques publiques au niveau international ...............................77

3.1.1 Etats-Unis ................................................................................................................................................ 77 3.1.2 Chine.......................................................................................................................................................... 80 3.1.3 Japon .......................................................................................................................................................... 83 3.1.4 Corée ......................................................................................................................................................... 85 3.1.5 Europe ...................................................................................................................................................... 87

3.2 Etat des lieux des politiques publiques au niveau national .........................................89 3.2.1 La stratégie nationale en faveur des smart grids ................................................................... 89 3.2.2 Les stratégies régionales .................................................................................................................. 92

4 Les opportunités et actions possibles en faveur du développement des réseaux Intelligents en Bretagne .............................................................................................................. 100

4.1 Les potentiels de marché à l’échelle locale...................................................................... 100 4.1.1 Réseaux de transport et de distribution ................................................................................. 100



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4.1.2 L’efficacité énergétique active des bâtiments ....................................................................... 101 4.2 Agir sur le développement d’une filière smart grids par le soutien à la R&D et aux expérimentations ........................................................................................................................ 101

4.2.1 Le programme des investissements d’avenir (PIA) ........................................................... 101 4.2.2 Les Appels à Manifestation d’Intérêt de l’Ademe ................................................................ 102 4.2.3 Le financement de projets collaboratifs dans le numérique .......................................... 103 4.2.4 Les actions de la Région dans la perspective des politiques européennes .............. 104 4.2.5 Les fonds OSEO et la Banque Publique d’Investissement ................................................ 105 4.2.6 Outils décentralisés.......................................................................................................................... 105 4.2.7 Synthèse sur le soutien à la R&D et les expérimentations .............................................. 105

4.3 Agir indirectement sur le développement des smart grids par le soutien aux filières existantes en Bretagne ....................................................................................................... 105

4.3.1 L’efficacité énergétique des bâtiments .................................................................................... 105 4.3.2 Les énergies renouvelables .......................................................................................................... 107 4.3.3 Les véhicules électriques ............................................................................................................... 108

4.4 Agir sur la structuration et l’animation de la filière .................................................... 109 4.4.1 L’animation et la promotion de la filière ................................................................................ 109 4.4.2 La formation ........................................................................................................................................ 110 4.4.3 Structuration de la filière et laboratoire ................................................................................. 111

4.5 Focus sur les intégrateurs de services locaux ................................................................ 111 4.5.1 Autoconsommation .......................................................................................................................... 112 4.5.2 Effacement ........................................................................................................................................... 113 4.5.3 Stockage ................................................................................................................................................ 114 4.5.4 Le monopole de la distribution ................................................................................................... 115 4.5.5 Les îlots énergétiques ..................................................................................................................... 116

4.6 De réseaux intelligents à villes et territoires intelligents ......................................... 116 4.7 Etat des lieux des sources de financement ...................................................................... 118

4.7.1 Les financements européens ....................................................................................................... 118 4.7.2 Les financements nationaux ......................................................................................................... 120

5 Recommandations............................................................................................................. 121 5.1 Recommandations structurelles ......................................................................................... 121

5.1.1 En amont du compteur ................................................................................................................... 121 5.1.2 L’aval compteur ................................................................................................................................. 123 5.1.3 L’effacement : une action déjà exemplaire qu’il convient de poursuivre .................. 126 5.1.4 Agrégateurs locaux et territoires intelligents ....................................................................... 126 5.1.5 Trouver un mécanisme opérationnel innovant pour enclencher une dynamique vertueuse ............................................................................................................................................................. 127 5.1.6 Vers un Smart Grid Breton ............................................................................................................ 131 5.1.7 Un lien avec la politique en faveur du Haut et du Très Haut Débit .............................. 135 5.1.8 L’animation .......................................................................................................................................... 136 5.1.9 La Formation....................................................................................................................................... 137 5.1.10 Accompagnement aux changements dans les usages ..................................................... 137

5.2 Pistes de projets de R&D ........................................................................................................ 138 5.2.1 Smart Building as a service ........................................................................................................... 138 5.2.2 L’îlot énergétique rural................................................................................................................... 138 5.2.3 La gare intelligente ........................................................................................................................... 138 5.2.4 Le roaming du véhicule électrique ............................................................................................ 139 5.2.5 La plateforme de modélisation des îlots énergétiques ..................................................... 139 5.2.6 L’interconnexion des sous-stations en très haut débit ..................................................... 140

6 Annexe 1 : Note de synthèse sur le raccordement haut et très haut débit des infrastructures de distribution électrique ...................................................................... 141

6.1 Enjeux du raccordement haut et très haut débit des réseaux de distribution électrique ................................................................................................................................................ 141 6.2 Modalités de raccordement des infrastructures ........................................................... 142



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6.2.1 Raccordement mobile (3G/4G) ................................................................................................... 142 6.2.2 Le raccordement par fibre optique ........................................................................................... 143 6.2.3 Autres solutions envisageables ................................................................................................... 144

6.3 Points d’attention ..................................................................................................................... 145 6.3.1 En termes de débits et de latence .............................................................................................. 145 6.3.2 Evolution du marché ....................................................................................................................... 145 6.3.3 Synergies avec le programme Bretagne Très Haut Débit (BTHD) ............................... 145

6.4 Recommandations .................................................................................................................... 147

7 Annexe 2 ............................................................................................................................... 148 7.1 Etat des PCET – Fin 2012 ........................................................................................................ 148 7.2 Liste des entretiens réalisés ................................................................................................. 157 7.3 Liste des participants à l’atelier smart grids du 23 avril ............................................ 157



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Table des illustrations

Figure 1 - Zones de fragilité du réseau électrique .......................................................... 17 Figure 2 – Caractéristiques des réseaux électriques ....................................................... 18 Figure 3 - La production d'électricité en Bretagne .......................................................... 20 Figure 4 – le compteur intelligent, au cœur de l’écosystème de la maison et du bâtiment intelligent .................................................................................................................. 21 Figure 5 – Vers des modèles locaux d’énergie ............................................................... 22 Figure 6 – le concept d’agrégateur local ....................................................................... 23 Figure 7 - Exemples de thématique de la gestion des services urbains ............................ 23 Figure 8 - Ville et territoire intelligent : un système de systèmes .................................... 24 Figure 9 - Des réponses innovantes aux évolutions du système énergétique .................... 26 Figure 10 : Amont et aval compteur ............................................................................. 27 Figure 11 - Evaluation de la taille du marché mondial — en milliards de $ par an ............. 28 Figure 12 - Evaluation de la taille du marché mondial — en milliards de $ cumulés .......... 29 Figure 13 - Hypothèses des investissements dans le secteur des smart grids entre 2010 et 2035 ......................................................................................................................... 30 Figure 14 - Scénario prévisionnel de l’évolution des investissements Smart Grids (annuels et cumulés) à partir des investissements dans les infrastructures électriques ....................... 30 Figure 15 : Le Smart Grid au service du mix énergétique ............................................... 34 Figure 16 - Typologie des acteurs du marché des smart grids ........................................ 35 Figure 17 - Cartographie des principaux acteurs du marché des smart grids .................... 36 Figure 18 – Les trois modèles types de développement de services autour du compteur intelligent .................................................................................................................. 37 Figure 19 - Cartographie des forces en présence ........................................................... 38 Figure 20 - Le Groupe EDF, sur toute la chaine de valeur du marché de l'électricité ......... 38 Figure 21 - Les postes électriques, au croisement de tous les acteurs du système énergétique ............................................................................................................... 39 Figure 22 - Les activités du groupe GDF-Suez ............................................................... 39 Figure 23 – L’offre de solution à destination des opérateurs de réseaux .......................... 41 Figure 24 - Les segments d'activité de Schneider Electric ............................................... 42 Figure 25 - Les pôles de compétitivité de SmartGrids France ......................................... 43 Figure 26 - Positionnement des pôles de compétitivité de Smartgrids France ................... 43 Figure 27 – Répartition des projets par catégorie .......................................................... 44 Figure 28 - Principaux acteurs impliqués dans les projets smart grids ............................. 44 Figure 29 - Evolution de la chaine de valeur du système énergétique .............................. 45 Figure 30 - Smart grids Architecture Model ................................................................... 45 Figure 31 - Tarif moyen kWh d’électricité dans un panel de pays industrialisés ................ 46 Figure 32 - Evolution de la chaine de valeur tarifaire ..................................................... 47 Figure 33 - Priorité de recherche à caractère technologique ........................................... 48 Figure 34 – Etat d’avancement des technologies smart grids .......................................... 49 Figure 35 – Feuille de route technologique pour le déploiement des smart grids .............. 49 Figure 36 - Priorité technologiques pour le déploiement de système smart grids à l'horizon 2035 ......................................................................................................................... 50 Figure 37 - Cartographie des organismes de standardisation impliqués dans les domaines d’activité des smart grids ............................................................................................ 51 Figure 38 - Mandats de normalisation européens dans le champ des smart grids ............. 52 Figure 39 – Répartition des consommations d’énergie par secteur en 2011 ..................... 54 Figure 40 - La consommation et la production d'électricité de 2000 à 2011 ..................... 55 Figure 41 - Répartition des sources de production d'électricité en Bretagne en 2011 ........ 55 Figure 42 - La production des principales sources renouvelables d'électricité ................... 56 Figure 43 - Carte des projets et réflexions autour du bio-méthane en Bretagne et Pays-de-la-Loire ...................................................................................................................... 57



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Figure 44 : Structures locales sur les questions énergétiques ......................................... 60 Figure 45 : Etat des PCET départementaux et documents disponibles ............................. 62 Figure 46 - Cartographie des acteurs bretons sur le territoire régional ............................ 64 Figure 47 - Répartition des acteurs par secteur ............................................................. 64 Figure 48 - Répartition des entreprises pas typologie d’activités ..................................... 65 Figure 49 - Répartition des entreprises par taille ........................................................... 65 Figure 50 - Répartition des entreprises par chiffre d'affaire (2011) .................................. 66 Figure 51: Positionnement des entreprises sur la chaine de valeur Smart Grid ................. 66 Figure 52 - Technologies maitrisées par les sociétés se positionnant sur la supervision et la sécurisation des infrastructures des réseaux électriques................................................. 67 Figure 53 - Technologies maitrisées par les sociétés se positionnant sur la gestion énergétique par le consommateur ................................................................................ 68 Figure 54: Distribution géographique des centres de recherche en lien avec les problématiques Smart grids......................................................................................... 70 Figure 55 - Principales formations identifiées en Bretagne en liens avec les problématiques smart grids ................................................................................................................ 73 Figure 56 - Cartographie des démonstrateurs de smart grids en Bretagne ....................... 73 Figure 57 - Cartographie des acteurs bretons sur la chaine de valeur des smart grids ...... 75 Figure 58 - SWOT des smart grids en Bretagne ............................................................. 76 Figure 59 - cartographie des RTOs et des ISOs aux Etats-Unis ....................................... 78 Figure 60 - Répartition des projets d’investissement financés dans le cadre de l’ARRA ...... 78 Figure 61 - Répartition du financement des projets d’investissements soutenus dans le cadre de l’ARRA ......................................................................................................... 79 Figure 62 - Programme de la SGCC pour la création d'un réseau intelligent en Chine ....... 81 Figure 63 - Exemple de démonstrateurs et de programmes réseaux intelligents en Chine 82 Figure 64 - Répartition du marché chinois des réseaux intelligents en 2015 ..................... 82 Figure 65 - Principaux démonstrateurs de smart grids au Japon ..................................... 83 Figure 66 - Exemples de démonstrateurs smart grids pilotés par des entreprises japonaises ................................................................................................................................ 84 Figure 67 - Priorités du JISC en matière de standardisation ............................................ 84 Figure 68 - Répartition du marché japonais des smart grids à l’horizon 2016 ................... 85 Figure 69 - Feuille de route pour le déploiement des réseaux électriques intelligents en Corée ........................................................................................................................ 86 Figure 70 - Répartition du marché coréen des réseaux intelligents en 2015 ..................... 87 Figure 71 - Aperçu des investissements dans les réseaux intelligents et de leur mise en œuvre dans l'UE en 2011 ............................................................................................ 88 Figure 72 - Etat d'avancement des politiques publiques et des acteurs du marché sur le segment des compteurs intelligents en 2011 ................................................................ 89 Figure 73 - Projets smart grids retenus dans le cadre des AMI de l'Ademe ...................... 91 Figure 74 - Projets Smart Grids ou assimilés en PACA .................................................... 93 Figure 75 - Projets Smart Grids ou assimilés en Rhône-Alpes ......................................... 95 Figure 76 - Projets Smart Grids ou assimilés en Languedoc-Roussillon ............................ 96 Figure 77 - Projets Smart Grids ou assimilés en Régions Centre-Limousin et Pays de la Loire ................................................................................................................................ 97 Figure 78 - Projets Smart Grids ou assimilés en Alsace .................................................. 98 Figure 79 - Réorientation des investissements d'avenir au 1er janvier 2013 ................... 102 Figure 80 - énergie dans les thèmes couverts par le Pôle Images & Réseaux ................. 103 Figure 81 - Les structures de R&D intervenant sur les Smart Grids ............................... 111 Figure 82 - Tarif d'achat de l'électricité solaire photovoltaïque en Allemagne ................. 112 Figure 83 : Valorisation de l'effacement sur le marché de l'électricité en France ............. 113 Figure 84 - les thèmes des villes et territoires intelligents ............................................ 117 Figure 85 - Les énergies sûres propres et efficaces...................................................... 119 Figure 86 - Positionnement type d'un acteur sur l'aval compteur (Vity) ......................... 124



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Figure 87 - Elargissement de l'offre d'un acteur de l'énergie vers la domotique (Schneider) .............................................................................................................................. 125 Figure 88 - Modèle envisagé pour le financement de l’Agence Régionale ....................... 129 Figure 89 - Prévisions RTE de consommation en Bretagne ........................................... 131 Figure 90 - Fonctions possibles d’un Smart Grid breton, hors contraintes réglementaires 133 Figure 91 : Vers un Smart Grid breton........................................................................ 134 Figure 92 : Couverture 2G et 3G des départements bretons ......................................... 142 Figure 93: Tarifs M2M d'Orange Business Services ...................................................... 143 Figure 94 : Simulation du raccordement des sous-stations électriques du Pays de Chateaugiron ........................................................................................................... 144 Figure 95 : Intentions déclarées d'investissements d'Orange sur le Très Haut Débit en Bretagne ................................................................................................................. 146



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1 Introduction

1.1 Les réseaux intelligents en Bretagne, un enjeu d’optimisation énergétique et de développement économique

La Bretagne bénéficie depuis plusieurs années d’une croissance économique et démographique, supérieure à la moyenne nationale. Cette tendance renforce le déséquilibre chronique entre l’offre et la demande en électricité. Ne produisant elle-même qu'un peu plus de 10% de l'électricité qu'elle consomme, la Région Bretagne demeure très dépendante des échanges avec les autres régions. Cette fragilité du territoire est accentuée par sa situation de presqu’île énergétique et augmente les risques de blackout en période de pointe.

Figure 1 - Zones de fragilité du réseau électrique

(Source OIE/ RTE)

Source:OIE

Consciente des risques qu'une telle situation fait peser sur le développement économique et sur l'avenir en général, la Bretagne a engagé une démarche stratégique. Elle a d'abord conduit à la mise en place, par le Préfet de Région et par le Président du Conseil régional, de la Conférence bretonne de l’énergie en janvier 2010, puis s'est conclue, en juin 2010 par la signature du Pacte Electrique Breton avec l’Etat, RTE, l’ADEME et l’ANAH.

Le Pacte Electrique Breton fixe des objectifs d'économies, de production d'énergie et de sécurisation des réseaux :

- Diviser par 2 puis par 3 la croissance de la consommation grâce à une maîtrise de la demande d’électricité (MDE) impliquant tous les acteurs : collectivités, entreprises et particuliers,

- Porter à 3 600 MW la production d’électricité renouvelable d’ici 2020, en mobilisant toutes les filières (éolien terrestre et offshore posé et flottant, énergies marines, photovoltaïque, biomasse…),

- Sécuriser l’alimentation électrique par le renforcement du réseau de transport et l’expérimentation à grande échelle des réseaux électriques intelligents.

Ce Pacte, et les réseaux intelligents qu'il va contribuer à déployer, est porteur d'effets transformateurs :

- il induit des évolutions sur les usages au travail, au domicile ou en mobilité (notamment, avec le recours aux véhicules électriques).

- Il transforme la relation usagers/citoyens et énergie.

- Il favorise le développement d’énergies renouvelables décentralisées et de technologiques connexes comme le stockage.



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- il crée des opportunités de développement économique régional en mettant l’accent sur l’innovation à la croisée des filières numériques et énergétiques.

- Son impact environnemental peut être majeur D'autres instruments de développement sont porteurs d'une ambition similaire comme le Schéma Régional Climat Air Energie ou Enercoop Bretagne1, fournisseur d'électricité s'approvisionnant à 100% auprès des producteurs d'énergies renouvelables, dans lequel la région est directement impliquée.

Le positionnement des acteurs bretons sur ce marché - entre optimisation énergétique et développement économique - représente un challenge et une opportunité. Bretagne Développement Innovation et la Région Bretagne se sont déjà saisis du sujet en déclinant une stratégie de développement des Smart Grids autour de 3 volets :

1. Développement économique à travers la création d’une filière bretonne, 2. Déploiement des infrastructures et des technologies en soutenant les projets

partenariaux permettant d’atteindre les objectifs régionaux, 3. Accompagnement des territoires via un appel à projets « boucles énergétiques

locales » intégrant un volet smart grids.

1.2 Les fondements des réseaux intelligents

La Task Force européenne sur les réseaux intelligents2 définit ces derniers comme « des réseaux électriques capables d’intégrer efficacement les comportements et actions de tous les utilisateurs qui y sont raccordés – producteurs, consommateurs, et utilisateurs à la fois producteurs et consommateurs – afin de constituer un système rentable et durable, présentant des pertes faibles et un niveau élevé de qualité et de sécurité d’approvisionnement. » 3

Figure 2 – Caractéristiques des réseaux électriques

(Source : CRE)

Caractéristiques des réseaux électriques actuels Caractéristiques des électriques réseaux intelligents

Analogique Numérique Unidirectionnel Bidirectionnel Production centralisée Production décentralisée et centralisée Communicant sur une partie des réseaux Communicant sur l’ensemble du réseau Gestion de l’équilibre du système électrique par offre/production

Gestion de l’équilibre du système électrique par demande/consommation

Consommateur Consomm’acteur

Rendre le système énergétique "intelligent" revient donc à favoriser la communication et les échanges entre 3 niveaux de systèmes :

- « Les systèmes de production d’énergies conventionnelles et renouvelables, qui regroupent l’ensemble des capacités de production du secteur électrique,

- Le système local qui correspond à une activation de l’intelligence énergétique dans l’industrie et les bâtiments résidentiels, tertiaires ou collectifs, et à l’intégration des énergies renouvelables, des systèmes de stockage et des véhicules électriques,

1 Ses objectifs : promouvoir les énergies renouvelables, défendre la maitrise de la consommation d’énergie, décentraliser

la production, offrir à chaque citoyen la possibilité de s’approprier l’accès à l’énergie 2 Groupe de travail sur les smart grids mis en place par la Commission Européenne à la fin de 2009. 3 Communication « Smart grids de l’innovation au déploiement », Commission européenne, avril 2011



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- le système transversal qui est constitué des réseaux de distribution et de transport actifs, pilotés et ajustés en temps réel entre l’offre d’énergies conventionnelles et renouvelables, et la demande du système local. »4.

1.2.1 Accompagner le développement des énergies renouvelables et la

production décentralisée

Le monde est confronté à une augmentation de la consommation énergétique. Selon l’Agence Internationale de l’Energie, la demande devrait croître de 50% entre 2005 et 2030, pour l’essentiel en provenance des pays émergents. Aussi, indépendamment freins conjoncturels, les énergies renouvelables vont occuper une place majeure dans le paysage énergétique de demain. A ce titre, l’Union européenne a adopté en 2008 le Paquet « énergie-climat »5 qui entérine l’objectif des 3x20, dont celui d’augmenter la part des énergies renouvelables à hauteur de 20% de la consommation totale d’énergie, d’ici 2020. Dans sa feuille de route « Energy 2050 »6 publiée en début d’année, la Commission estime que cette part devrait représenter au moins 55% de la consommation énergétique finale brute à l'échéance de 2050. En France, la stratégie énergétique du gouvernement vise à réduire de 25% la part du nucléaire dans la production d'électricité d'ici 2025. Elle devra être compensée par les énergies renouvelables, avec un effort accru pour développer la biomasse, les énergies éoliennes et photovoltaïques notamment. Les énergies renouvelables possèdent deux caractéristiques essentielles qui sont à la base de la révolution technologique à laquelle nous devons faire face. - Elles sont instables ce qui engendre des contraintes sur l’ensemble du réseau : les variations de puissance imputables aux énergies intermittentes doivent être compensées en temps réel, or il n'est pas possible aujourd'hui d'y répondre avec les moyens de production classiques. Le poids des énergies renouvelables en métropole ne pose guère de problèmes pour l'instant en raison notamment du niveau d’interconnexion du réseau français avec le réseau européen. Il en va déjà différemment aux Antilles, puisque lorsque la production des énergies renouvelables dépasse le seuil de 30% de la production instantanée7, des déconnexions peuvent être demandées par le gestionnaire du réseau.

La Bretagne pourrait, avant d’autres, être confrontée à ces effets de seuil, du fait de la croissance continue de l’éolien. De 2004 à 2011, la puissance éolienne installée a ainsi été multipliée par quinze, passant de 42 MW à 650 MW. La Bretagne est ainsi devenue la 3ème

région de France en capacité installée, et l’éolien y est la première source d’électricité renouvelable. La croissance du secteur va se poursuivre avec notamment la création de parcs éoliens offshore autour de Saint-Brieuc, construits et exploités par la société Ailes Marines SAS8, pour une puissance de 500 MW9. Par ailleurs la société bretonne Nass and Wind a rejoint le consortium Eolien Maritime France, monté par Alstom et EDF Energies Nouvelles qui a remporté en 2012 trois des quatre projets de parcs offshore, à l’exception donc de celui de Saint-Brieuc. Autre secteur en développement, celui de la méthanisation. Une vingtaine d’installations produisent de la chaleur et de l’électricité, et l’objectif est d’atteindre un rythme d'installation de 50 unités par an. Ce mode de traitement des déchets peut être mis en place sur une exploitation agricole, par les collectivités et les industriels.

4 Livre blanc, Réseaux électriques intelligents, GIMELEC 5 http://ec.europa.eu/clima/policies/package/index_en.htm 6 http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=COM:2011:0885:FIN:FR:PDF 7 Arrêté ministériel du 23 avril 2008 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le

raccordement à un réseau public de distribution d'électricité 8 Joint venture entre Iberdrola (70%) et Eole-Res (30%) 9 Le projet s’inscrit dans le cadre du programme national « éoliennes en mer » porté par la CRE.

http://ec.europa.eu/clima/policies/package/index_en.htm

http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=COM:2011:0885:FIN:FR:PDF



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Figure 3 - La production d'électricité en Bretagne (Source : Observatoire de l’énergie et des gaz à effet de serre en Bretagne)

Elles sont réparties et fortement décentralisées. La décentralisation de la production d’électricité impactera l'architecture et le fonctionnement des réseaux électriques en transformant progressivement les réseaux de distribution en réseaux de collecte. Ce qui imposera une évolution structurelle réseaux et de leur pilotage dès lors que 50% de l’énergie proviendra de sources de productions décentralisées (A horizon d'une vingtaine d'année selon certains prévisionnistes). Le stockage est également un des éléments clés des futures architectures de réseaux électriques. Il permet de répondre au besoin de régulation de la production intermittente et décentralisée en stockant la surproduction d'énergie en heure creuse et en la réinjectant sur le réseau en période de pointe. Il participe également à l'autonomisation des systèmes isolés. Ces deux caractéristiques, l’instabilité et la décentralisation, nécessitent une gestion fine en temps réel par des moyens informatiques sur l’ensemble des composants des réseaux électriques c'est pourquoi on les appelle réseaux "intelligents" (« Smart grids » en anglais).

1.2.2 Impliquer le consommateur pour qu’il devienne consomm’acteur

L’autre volet des Smart Grids, tout aussi décisif, concerne les dispositifs et les services liés à la maîtrise de la consommation. L’information des citoyens et l’éducation peuvent avoir un impact sur les comportements, mais l'expérience montre qu'ils ne sont pas suffisants. Cette maîtrise doit aussi être outillée. Alors que l'Europe et la France ont pris l'engagement ambitieux d'améliorer leur efficacité énergétique de plus de 20% d'ici 2020, de nombreuses entreprises investissent dans le secteur des maisons et des immeubles intelligents, considéré comme très porteur. A la croisée de la domotique, de la communication, de l’énergie pilotée ou encore de la sécurité, l'habitat intelligent, qui, à l'origine, suscitait l’intérêt des acteurs de l’énergie et des spécialistes du bâtiment, a gagné progressivement les grands opérateurs de télécommunication, et rallie désormais les leaders de l’électronique grand public. A l’instar des transformations qu'ont connues par exemple la grande consommation ou le secteur de la santé, le numérique propose une panoplie d'outils et des services donnant à l’usager la capacité d'agir sur sa consommation. Et ainsi ne plus être un



21

simple consommateur passif. Ils fournissent une information riche, régulière et intelligible sur les consommations énergétiques et permettent aussi de contrôler ou de planifier à distance le fonctionnement des équipements électriques. Les outils de mesure ne répondent pas seulement à un souci de confort ou d'économie ils constituent une des pierres angulaires du système :

- parce que la maîtrise de sa consommation passera par des innovations adaptées à une gamme très large de cas de figure,

- parce que de plus en plus de consommateurs vont devenir producteurs comme indiqué précédemment,

- parce que l’énergie est précisément au cœur de la maison et l’immeuble intelligent,

- parce que les données appartiennent avant tout au consommateur citoyen qui devrait pouvoir les utiliser comme bon lui semble.

Cette grande variété d'usages fait du compteur intelligent un outil stratégique sur ce marché des Smart Grids.

Figure 4 – le compteur intelligent, au cœur de l’écosystème de la maison et du bâtiment

intelligent

On peut supposer qu'une variété croissante de dispositifs et services pourront s’interfacer avec ce compteur. A condition que la fonction existe. C’est d'ailleurs une des questions posées par le déploiement du compteur Linky en France.



22

1.2.3 Gérer l’équilibre du système au plus près des producteurs et des

consommateurs

Le développement des énergies renouvelables induit le passage d’un réseau centralisé à une gestion plus répartie, où les problématiques d’équilibre entre production et consommation seraient pilotées au plus proche des consommateurs.

Figure 5 – Vers des modèles locaux d’énergie

Différents mécanismes vont y participer. L’effacement en est un des plus sensibles. Il repose sur un montage astucieux permettant à un opérateur tiers de récupérer de l’énergie, dans les périodes de pointe. Certains clients sont en effet, prêts à accepter des coupures momentanées ou des baisses de tension sur des périodes contractuellement définies ou adaptables, en fonction des besoins des gestionnaires de réseau. La Bretagne a lancé avec RTE, une expérimentation significative sur l’effacement. Actility, Dalkia, EDF, Energy Pool, Novawatt, les lauréats s'engagent à mettre à disposition de RTE environ 70 mégawatts , soit l'équivalent de la consommation d'une ville comme Quimper.

Couplé à la montée en puissance des sources d’énergies décentralisées (énergies renouvelables, réseaux de chaleur…), cette technique ouvre de nouvelles perspectives d'optimisation de la consommation locale. Si aujourd'hui l'effacement se pratique avec les entreprises et plutôt les grandes, on peut imaginer demain des gestionnaires d’immeubles voire de quartiers (ou de villages) en capacité d'agréger des sources de production et de proposer aux habitants services d’effacement. De manière plus globale, on voit émerger le concept d’agrégateur. Il devrait occuper une place croissante dans le paysage local intégrant la collecte de productions décentralisées issues des énergies renouvelables et en y associant le cas échant la gestion d’autres services locaux et du stockage. Le numérique, indispensable au pilotage des équilibres énergétiques complexes et des échanges contractuels entre les acteurs est la clé de cette évolution. La Région Bretagne a lancé un premier appel à projets « Boucles énergétiques locales » en 2012. Cinq dossiers ont été retenus sur les collectivités suivantes : Poher Communauté, Brest Métropole Océane, Ile de Sein, Lorient Agglomération et Val d'Ille (Ile et Vilaine). Un nouvel

appel à projets était lancé en mars 2013.



23

Figure 6 – le concept d’agrégateur local

1.2.4 Passer des réseaux intelligents aux territoires et villes intelligents

Ces différents sujets font leur entrée dans l’agenda des collectivités. Pour beaucoup, les années 2000 marquent le début de leur engagement dans la société numérique. Elles ont porté le déploiement du Haut Débit, se préparent pour le Très Haut Débit et se sont fortement engagées sur les usages en éducation, santé, transports, tourisme, environnement, administration électronique et développement économique local. Si bien des chantiers restent encore à lancer, une tendance de fond semble se dessiner autour de la ville et des territoires intelligents. En effet les stratégies urbaines commencent à associer le numérique, la mobilité, la gestion de l’énergie et l’environnement.

Figure 7 - Exemples de thématique de la gestion des services urbains



24

La convergence entre ces systèmes et infrastructures pose des questions sur le niveau de connaissance attendu ou nécessaire à la collectivité, sur le fonctionnement des infrastructures et sur la qualité des services à l’échelle de la ville ou du territoire. Au point de voir ces relations croisées "redéfinir" les relations contractuelles entre délégants et délégataires notamment sur la question des données. Témoin de l’implication croissante des collectivités sur ces sujets, la FNCCR a d’ailleurs engagé des travaux sur la problématique des villes et territoires intelligents. Il faut enfin souligner que les croisements d'information inter-services, la gestion systémique de la collectivité reposent de plus en plus sur l’interopérabilité des différents systèmes de la ville avec en toile de fond :

- L’échange des données,

- La compréhension mutuelle de ces données,

- La coordination des process,

- L’ouverture des données.

Figure 8 - Ville et territoire intelligent : un système de systèmes



25

2 La chaine de valeur des smart grids10

2.1 La taille du marché

2.1.1 Identification des segments de marché des smart grids

Les enjeux énergétiques et environnementaux auxquels sont confrontés tous les pays du monde appellent le développement de systèmes et de services intelligents permettant d’optimiser le fonctionnement des réseaux et de développer de nouveaux services. Ces enjeux peuvent se décliner en différents axes :

- Développer les énergies renouvelables dans un mix énergétique, en maîtrisant les problèmes liés à leur intermittence,

- Injecter dans le réseau, la production d’énergies décentralisées, en transformant les réseaux de distribution en réseaux de collecte,

- Réduire les consommations d’énergie en déployant des outils de visualisation et de gestion des consommations,

- Favoriser l’autoconsommation en privilégiant des nouveaux modèles économiques,

- Limiter l’impact des pics de consommation en jouant sur le levier de la demande,

- Permettre à la voiture électrique de s’intégrer au réseau en apportant des capacités de stockage et de lissage des échanges sur le réseau,

- Limiter les pertes sur le réseau en développant des outils de contrôle et de pilotage,

- Moderniser les moyens de relève de la consommation en déployant des compteurs intelligents.

Axes qui reposent eux mêmes sur la modernisation des grandes fonctionnalités du système énergétique :

- la supervision des réseaux,

- l’infrastructure de comptage avancé,

- la maîtrise de la demande,

- l’efficacité énergétique,

- l’intégration de la production d’électricité décentralisée (énergies renouvelables, énergie répartie, véhicules électriques).

10 Cette partie reprend les résultats de l’étude menées par ITEMS International pour les Pôles de Compétitivité

Capenergies et SCS avec le concours de la Région PACA sur la Chaîne de Valeur des Smart Grids



26

Figure 9 - Des réponses innovantes aux évolutions du système énergétique

… Et sur le déploiement de solutions innovantes dans les domaines suivants :

- Comptage - La fonction comptage permet de gérer les échanges de fluides entre les acteurs (opérateurs, consommateurs, fournisseurs ou tiers). Les systèmes de comptage englobent les opérations de production, de trading, de consommation et d’effacement. Ils mesurent les échanges de flux, gèrent et collectent les données. Ils répondent aux besoins de gestion de la consommation et de la tarification, de contrôle de la fraude, de CRM et au développement de nouveaux services d’efficacité énergétique et de gestion de la demande.

- Surveillance - Les fonctions de surveillance contribuent à la gestion efficace de l’énergie et au fonctionnement optimisé du réseau et des installations énergétiques. Les systèmes de supervision permettent de gérer en recueillant les principaux paramètres du réseau et des équipements relevés à partir des nombreux capteurs disséminés.

- Contrôle commande - La fonction contrôle commande permet de piloter à distance le fonctionnement des équipements et des réseaux au niveau d’un bâtiment, d’un quartier, d’une ville ou d’une région. Les besoins de contrôle commande sont nombreux. Ils concernent à la fois la sécurité des biens et des personnes, l’exploitation et la maintenance, la continuité du service, la qualité de l’énergie, la gestion de la demande et l’efficacité énergétique… Ces applications diffèrent selon qu'elles se situent au niveau d’un bâtiment ou du réseau.

- Communication – La fonction communication est la pierre angulaire des smart grids. Elle assure les interactions et les échanges entre tous les acteurs et les systèmes intervenant dans le système énergétique. Les systèmes de communication supporteront demain des mécanismes de configuration anticipées (voire d’autoconfiguration) du réseau électrique, allant jusqu'au temps réel pour répondre aux contraintes imposées..



27

- Pilotage – Les systèmes de gestion vont intégrer un nombre croissant de variables résultant de l'aléas des énergies renouvelables, de la consommation dont il faut contrôler les pics, des mécanismes de marché d'adaptation aux variations tarifaires, à la vente ou à l’achat, des engagements contractuels avec tous types de clients et de fournisseurs …

- Sécurité – La fonction sécurité anticipe les vulnérabilités d'un système en interaction avec tous les niveaux d’acteurs. Elle constitue une préoccupation centrale des réseaux intelligents. Conçus pour leur capacité à superposer des infrastructures réseaux et des systèmes IT ils offriront de nouveaux point d’accès propices aux attaques.

- Modélisation – la complexité croissante des systèmes et des technologies, croisée avec les aléas de production et de consommation, nécessite des modélisations très pointues.

- Big Data – Le volume des données gérées, déjà élevé, va connaître une forte accélération avec les données de comptage et de charge des utilisateurs, les données météo, les données issues des capteurs locaux ou encore les données relatives à des évènements locaux pouvant induire des surcharges de consommation. Le croissement et le traitement de ces données mobilisera des compétences de plus en plus sophistiquées.

De manière générale, on distingue dans les Réseaux Intelligents :

- ce qui concerne le réseau électrique à partir du compteur vers la production (ce qui identifie véritablement les Smart Grids),

- et l’aval compteur à partir du réseau électrique vers les équipements et les services qui vont concerner l’utilisateur.

Figure 10 : Amont et aval compteur

AmontCompteurAvalcompteur

2.1.2 Qualification des volumes de marchés

La quantification des marchés des smart grids constitue un point important. Elle conditionne l’intérêt pour la Région Bretagne de mettre en œuvre une stratégie développement de cette filière, avec en toile de fond son potentiel d’emplois.

Des estimations très variées sur les potentiels de marchés

Les études publiées récemment (IEA, Electric Power Research Institute, GTM Research, McKinsey, Morgan Stanley, Pike Research, Zpryme…) sur les opportunités économiques offertes par le développement du marché des smart grids varient fortement dans leurs estimations, selon le périmètre et les hypothèses d’investissement retenues.



28

D'abord sur l'estimation actuelle du marché. Electric Power Research Institute (EPRI) et Pacific Northwest National Laboratory (PNNL), évaluent le marché mondial des smart grids sur les 10/15 dernières années à 200 milliards de dollars11. Soit environ 13 milliards de dollars par an. Cette taille demeure relativement faible et devrait croître considérablement. De son côté, Morgan Stanley estimait en 2008, le marché mondial annuel des smart grids à l'horizon 2014 à 40 milliards de dollars et à 100 milliards de dollars d’ici 2030. Avec une répartition du marché très favorable aux équipements réseaux (60 %). En revanche, Mckinsey estimait en 2010 que le marché annuel en 2014 représenterait entre 15 et 31 milliards de dollars et serait plutôt dominé par les systèmes de comptage (7 à 13 milliards). Quant au Gimélec, il estime que le marché mondial devrait atteindre entre 16 et 68 milliards de dollars par an d’ici 2020, la fourchette rest très large ce qui limite son intérêt mais révèle aussi l'incertitude des prévisionnistes pour évaluer la tendance. Le plus récent rapport de GTM Research12 prévoit que l’ensemble du marché européen des technologies smart grids atteindra les 3,1 milliards d’euros en 2012. Ce montant serait amené à croître de 120 %, pour atteindre 6,8 milliards d’euros en 2016, répartis entre les segments du comptage évolué, de l’automatisation de la distribution, de l’intégration des énergies renouvelables, des véhicules électriques et des systèmes informatiques propres au domaine de l’électricité.

Figure 11 - Evaluation de la taille du marché mondial — en milliards de $ par an

D’autres estimations portent sur le cumul des investissements.

11 http://energy.gov/sites/prod/files/oeprod/DocumentsandMedia/TechnologyProviders.pdf 12 The Smart Grid in Europe 2012 : Technologies, Market Forecasts and Utility Profiles

http://energy.gov/sites/prod/files/oeprod/DocumentsandMedia/TechnologyProviders.pdf



29

Figure 12 - Evaluation de la taille du marché mondial — en milliards de $ cumulés

L’institut Pike Research -un des plus reconnus et des plus actifs- effectue des évaluations par grandes zones ou pays. Dans une étude publiée en mars 2013 l'institut estime que le marché des technologies intelligentes passerait de 33 Milliards de dollars annuels en 2012 à 73 milliards en 2020 pour un chiffre d'affaires total cumulé sur la période, de 450 milliards de dollars. L'étude confirme bien une dynamique sur ce marché. Elle prévoit notamment le déploiement de 832 Millions de compteurs intelligents dans la période 2011-2020 ce qui confirme que bon nombre de services publics vont devoir encore moderniser leur infrastructure de comptage et son susceptibles de le faire dans les sept prochaines années Pour 2020, le cumul présenté fait la somme pondérée de plusieurs prévisions dans les différentes régions du monde. Ainsi le chiffre de 450 milliards obtenu, sur la base d'une progression linéaire, donnerait un résultat proche de 100 milliards d’investissement par an à l'horizon de 2030-2035. A noter que Pike a également prévu en 2010, un pic d’investissement dans les smart grids en 2015 à environ 35 milliards de dollars dans l’année13. La prévision de baisse des investissements qui reposerait sur des hypothèses de simple mise à jour technologique des smart grids semble en tout cas contestable. Le secteur des Smart Grids se rapproche en investissement du secteur numérique, lequel connaît des cycles, mais reste sur la durée, linéaire. Avec l’émergence continue d’innovations, les investissements restent soutenus dans les équipements et les services. Si les estimations font apparaître d'importants écarts sur le volume des investissements à venir. Il semble bien cependant qu'à l'horizon 2020/2025 la tendance se rapproche des 100 Milliards de dollars annuels.

Evaluation par ratio appliqué aux investissements dans les infrastructures électriques

On peut tenter de recouper la valeur de cette évaluation en se fondant sur le chiffre de l’IEA qui estime à 38 000 milliards de dollars les investissements dans les infrastructures d’énergie d’ici 2035 (hors production et hors systèmes domotiques). Sur le total, 18 000 milliards de dollars seraient consacrés au secteur de l’électricité. Quel pourrait être, dans cette perspective, le ratio d’investissement dans les smart grids sur les investissements totaux en infrastructures ? Plusieurs hypothèses d’investissements dans le secteur des smart grids peuvent être établies:

13 http://www.pikeresearch.com/newsroom/global-smart-grid-investment-to-peak-at-35-8-billion-in-2013



30

Figure 13 - Hypothèses des investissements dans le secteur des smart grids entre 2010

et 2035 (Source : IEA)

La Chine donne des indications de ratio à grande échelle sur les rapports entre investissements sur les smart grids et les investissements sur les infrastructures. State Grid China Corparation a annoncé récemment un investissement de 250 Mds de dollars dont 45 Mds dans les smart grids14. Soit un ratio de 19 %. Cette valeur est intéressante car elle s'applique à une infrastructure en grande partie nouvelle pour laquelle il est plus aisé de qualifier les investissements. Dans le cas d'un réseau historique il est plus difficile de différencier ce qui relève du domaine des smart grids et ce qui correspond plutôt à des mises à jour de systèmes existants. Si nous retenons un ratio moyen de 15 %, l’investissement dans les smart grids entre 2010 et 2030 pourrait représenter 2.700 milliards de dollars. Soit une moyenne de 108 milliards par an. Le calcul par moyenne n’ayant cependant pas grand sens, nous pouvons retenir une progression qui se ferait les premières années sur un rythme soutenu jusqu’en 2020 avec une stabilisation à partir de 2020. Ceci donnerait le résultat suivant :

Figure 14 - Scénario prévisionnel de l’évolution des investissements Smart Grids (annuels et cumulés) à partir des investissements dans les infrastructures électriques

Ce schéma nous donne un résultat qui en 2020, se situe entre 100 et 120 milliards de dollars. Ce chiffre prévisionnel et donc sujet à caution, vient cependant confirmer l’ordre d’idée des 100 milliards évoqué précédemment.

14http://www.earthtechling.com/2011/10/china-pours-money-into-smart-grid-technology/,

http://video.cnbc.com/gallery/?video=3000053872

http://www.earthtechling.com/2011/10/china-pours-money-into-smart-grid-technology/

http://video.cnbc.com/gallery/?video=3000053872



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Sur la période 2014-2035, le cumul des investissements mondiaux tournerait autour des 1 500 milliards de dollars. Soit environ 8 % des investissements annoncés par l’IEA dans le secteur de l’électricité, pour un montant d’environ 40 milliards de dollars par an. En se fondant sur l’hypothèse de 8 %, les investissements en Europe dans le domaine des smart grids pourraient atteindre 120 milliards d’euros d’ici 2035. Soit environ 5 milliards d’euros par an. Cette hypothèse correspond au chiffre annoncé par Pike Research15 en 2011 sur les investissements en Europe : 56,5 milliards d’euros entre 2010 et 2020.

Eléments venant appuyer les estimations à la hausse

Les smart grids au travers notamment des marchés liés au transport et à la distribution d'énergie, aux compteurs intelligents, au traitement des données, au développement des ENR et des véhicules électriques, sont autant de segments qui aujourd’hui sont activés et commencent à croître. Aux Etats-Unis, la modernisation de l’infrastructure implique la rénovation de près de 483.000 kilomètres de lignes électriques, opérée par près de 3 000 compagnies. Selon un rapport du Electric Power Research Institute16, le chantier représenterait entre 338 et 476 milliards de dollars d’investissements sur 20 ans, dont près de 70 % réalisés dans l’infrastructure de distribution.

Les investissements dédiés aux smart grids dans le domaine du transport et de la distribution devraient monter en puissance dans les années à venir afin de s’adapter à l’évolution des usages et des modes de consommation, d’offrir un service de qualité mais également d’assurer la sécurité du système électrique. Sur le marché des compteurs intelligents, de nombreux pays ont annoncé des plans de déploiement sur les prochaines années : 360 millions en Chine17 d’ici 2030, 240 millions en l’Europe18 d’ici 2020, 130 millions en Inde19, 63 millions au Brésil20, 60 millions aux États-Unis21 et 24 millions en Corée du Sud22. En France, le projet Linky mis en œuvre par ERDF prévoit le déploiement de 35 millions de compteurs. Initialement estimé à 4,3 milliards d’euros, le projet pourrait en fait nécessiter 5 à 7 milliards d’euros d’investissement selon les déclarations d’Henri Proglio, le PDG d'EDF, lors d'une audition devant le Conseil national du débat sur la transition énergétique en avril 2013. Soit un montant compris entre 143 et 200 euros par compteur. Aux États-Unis, plusieurs dizaines de projets de compteurs intelligents ont été lancés. Dans l’Etat de Californie on relève 3 projets avec des coûts au compteur très variés : 213, 262 et 357 euros. Les différences de prix dépendent des fonctionnalités du compteur électrique en matière notamment de gestion active de la consommation, de gestion des pics de demande ou d’intégration de la production (énergies renouvelables, véhicules électriques). Elles dépendent également des coûts d’installation, comprenant l’intervention humaine et les installations d’équipements complémentaires. Plusieurs estimations montrent que

15 Smart Grids in Europe, Pike Research, 2011 16 "Estimating the Costs and Benefits of the Smart Grid: A Preliminary Estimate of the Investment Requirements and the

Resultant Benefits of a Fully Functioning Smart Grid", Electric Power Research Institute, mars 2011 17 Smart Grid Technology Investment: Forecast for 2010- 2030, Innovation Observatory, 2011 18 Smart Grids in Europe, Pike Research, 2011 19 Smart Grid Technology Investment: Forecast for 2010- 2030, Innovation Observatory, 2011 20 Smart Grid Technology Investment: Forecast for 2010- 2030, Innovation Observatory, 2011 21 Smart Meters Deployment Looks Strong for 2011, Smartmeters.com, 2011 22 Smart grids projects in Europe: lessons learned and current development, JRC, 2011



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le coût du compteur pourrait se situer autour de 500 euros installé. Nous n’avons cependant pas les moyens de qualifier ce que comprendrait ce montant. Il signifie simplement qu’il sous-tend un accroissement des investissements. L’augmentation de la fréquence et la précision des relevés effectués par les compteurs intelligents laissent présager de nouveaux défis en ce qui concerne la capacité d’analyse et de stockage des données. La fréquence d'un relevé toutes les 10 minutes, sur une base de 10 millions de clients, génère 1,5 milliards de relevés par jour. À raison de 400 octets par relevé23, le volume de données journalier à traiter atteint environ 580 gigaoctets. A l’échelle de la planète, cela représente des volumes de données très important qu’il faudra transmettre, stocker, traiter, analyser, visualiser… L’analyse des données pourrait représenter à elle seule un marché de 4,1 milliards de dollars d’ici 201524, soit environ 1 milliard de dollars par an. Avec l’accélération du déploiement des compteurs intelligents, la taille de ce marché pourrait être multipliée par 10 d’ici 2020. Le développement des ENR fait l’objet de plans spécifiques dans de nombreux états afin de limiter la dépendance énergétique et de diminuer les émissions de CO2. L’Algérie a ainsi annoncé en 2011 un investissement de 60 milliards de dollars d’ici 2030 pour le développement de l’électricité solaire. Selon l’IEA, le montant total cumulé des investissements dans les ENR, majoritairement dans la production solaire et éolienne, entre 2007 et 2030, s’élève à 5 500 milliards de dollars, soit près de 239 milliards par an. En Espagne, la part des ENR intermittentes sur le réseau s’est approchée en 2012 de la barre des 60 %, en puissance en temps réel (essentiellement de l’éolien), mettant ainsi en danger l’équilibre du système. En France, le parc éolien a atteint en décembre 2012 un record couvrant jusqu’à 10% de la consommation d’énergie française. L’installation, le stockage, l’intégration, l’agrégation de ces nouvelles sources de production représentent un marché important, amené à fortement se développer dans les cinquante prochaines années. Le marché naissant de la voiture électrique bénéficie également de l’aide des Etats. C’est le cas notamment en France, en Chine et aux États-Unis où des dispositifs d’incitations financières ont été mis en œuvre. Les acteurs de l’énergie réfléchissent au moyen d’intégrer ces véhicules dans le système pour participer au lissage des échanges de flux sur le réseau. Si les acteurs restent prudents, en raison notamment du coût des batteries, on estime que le marché des véhicules électriques pourrait représenter 6,6 %25 des ventes mondiales d’ici à 2025. Soit environ 6 millions de véhicules. L’intégration des véhicules sur le réseau électrique supposera nécessairement le développement de technologies smart grids. Enfin, les aspects liés à la cybersécurité des réseaux constituent également une priorité. Selon une récente étude du cabinet Zpryme, ce marché devrait représenter 7,25 milliards de dollars d’ici à 2020. Selon le cabinet l’Europe devrait peser pour 23% du marché à l’horizon 2020, l’Amérique du Nord 28% et la Région Asie-Pacifique 35%.

23 Données massives pour les smart gride, EDF, 2011 24 Estimation du marché de l’analyse de données d’ici 2015, Pike Research, 2011 25 Cabinet Wyman, 2011



33

2.1.3 Les Smart Grids au service de la complexité du mix énergétique

La recherche de l’optimisation de l’utilisation des énergies primaires26 dans le cycle énergétique est un problème qui se pose avec de plus en plus d’acuité. Chaque source d’énergie primaire peut être en effet plus adaptée à certains modes d’usages. C’est typiquement le cas de l’énergie solaire entre usage thermique et transformation électrique. C’est aussi une question récurrente dans les processus de méthanisation ou de gazéification des déchets. La multiplication des sources d’énergie amène son lot de questions dont la complexité ne semble pas avoir de limites. Il faut à la fois :

- tendre vers une meilleure rentabilité des usages en tenant compte des déperditions dues aux transformations intermédiaires,

- optimiser ces mécanismes de transformation,

- tenir compte des logiques industrielles afin d’assurer une forme de pérennisation des modèles d’approvisionnement et des chaînes de valeurs de valeur de distribution.

S’ajoute à cela la complexité des mécanismes de stockage. Beaucoup d’innovations apparaissent de manière constante et remettent sans cesse en cause des modèles combinant rentabilité énergétique et rentabilité économique. Parmi les axes de recherche innovants, on pourra notamment relever tous les travaux autour de l’hydrogène27. Le projet GRHYD de GDF-Suez en est un très bonne illustration28. L’entremêlement de toutes ces technologies prend une dimension particulière à l’échelle locale du fait de forte tendance vers la décentralisation. L’interaction entre les différents types de réseaux va s’accroître et va nécessiter des réglages de plus en plus fins et complexes. On pourra trouver dans un même réseau global, des liens entre des réseaux d’électricité et des réseaux de gaz, des moyens de stockage de nature différente (batteries chimiques, micro-STEP …), des réseaux de chaleur ou encore des réseaux de déchets. Cette combinaison devra faire appel à des moyens de gestion informatique très évolués. Ce sera très vraisemblablement le nouvel univers des réseaux intelligents couvrant ainsi l’ensemble des réseaux intervenant dans le mix-énergétique.

26 http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89nergie_primaire 27 http://www.energiesactu.fr/innovation/hydrogene-decarbone-le-gaz-propre-de-demain 28 http://www.gdfsuez.com/actualites/communiques-de-presse/une-nouvelle-filiere-energetique-hydrogene-gaz-naturel-

letat-accompagne-le-projet-de-demonstration-grhyd/

http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89nergie_primaire

http://www.energiesactu.fr/innovation/hydrogene-decarbone-le-gaz-propre-de-demain

http://www.gdfsuez.com/actualites/communiques-de-presse/une-nouvelle-filiere-energetique-hydrogene-gaz-naturel-letat-accompagne-le-projet-de-demonstration-grhyd/

http://www.gdfsuez.com/actualites/communiques-de-presse/une-nouvelle-filiere-energetique-hydrogene-gaz-naturel-letat-accompagne-le-projet-de-demonstration-grhyd/



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Figure 15 : Le Smart Grid au service du mix énergétique

SmartGrids

SmartPipes

Nucléaire

Eiolien

Salaire

Hydolique

Méthanisa onGazeifica on Hydrolyse

Thermique

Réseauxdechaleur

Chauferies Géothermie

Réseauxdedéchets

Incinéra on

Cogénéra on

Biomasse

Stockage

Stockage

ITEMSInterna onal

Opéra onsGes ontempsréel

PilotageModélisa on

2.2 Cartographie des acteurs des smart grids

2.2.1 Les smart grids : la rencontre entre les acteurs de l’énergie et du

numérique

Le marché des smart grids se situe à l’interface des marchés de l’énergie, du numérique. Toutefois, la numérisation des réseaux électriques n’est pas un élément nouveau. Certains pays disposent d’ores et déjà d’infrastructures plus modernes. Ainsi, en France avec le réseau de télé-conduite ARTERE collecte des données au niveau des postes de transport et des centrales pour élaborer des programmes de production et des schémas d’exploitation du réseau, et sur les aléas afin d'émettre des ordres de modification. Les évolutions technologiques de ces dernières années permettent désormais d’envisager le déploiement du système à tous les niveaux, et de retenir des solutions innovantes issues du monde de l’informatique (software) et du monde des télécommunications (hardware). On voit ainsi se dessiner un marché qui attire différentes catégories d’acteurs (voir figure 15) avec des positionnements très différenciés :



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Figure 16 - Typologie des acteurs du marché des smart grids

- Les industriels engagés dans des activités à forte composante R&D et qui ont vocation à trouver un retour sur investissement par un lissage à moyen ou long terme du volume de leurs ventes,

- les intégrateurs qui commercialisent des systèmes clés en main au travers de projets de maîtrise d’ouvrage incluant généralement des développements sur mesure,

- les fournisseurs de services supports prenant en compte le conseil, la formation, l’assistance technique qui accompagnent les processus de déploiement et de fonctionnement sur le terrain.

Ces acteurs interviennent à différents niveaux du système : production, transport et distribution, marché et fournisseur et enfin consommation. La carte ci-dessous offre un premier panorama des acteurs nationaux et internationaux se positionnant sur ces marchés.



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Figure 17 - Cartographie des principaux acteurs du marché des smart grids

Énergie TIC

Approche produit

Approche service

Consommation Marché et fournisseursTransport et distributionProduction

Source : ITEMS International

La répartition des rôles entre acteurs traditionnels du secteur de l’énergie, acteurs traditionnels du secteur du numérique et "pure players" va conditionner l’évolution du système énergétique. En cause notamment : les dynamiques d’innovation issues de la culture du logiciel, avec une compétition qui se déplace sur les services applicatifs et en particulier sur les APIs. On peut ainsi anticiper par exemple, la montée en puissance des acteurs du numérique sur le marché des services de maitrise de la demande énergétique avec trois modèles possibles de développement de ces services :

- le « modèle propriétaire » ou un acteur maîtrise la plateforme avec l’ensemble des composants qui la constituent et des applications et services qu’elle contient ;

- le « modèle Kiosque » dans lequel le compteur joue un rôle de plateforme organisant un écosystème contrôlé par un acteur, lequel permet, à ses conditions, à des acteurs tiers de proposer leurs applications et services. C’est le modèle iTunes d’Apple ;

- Enfin, le « modèle externalités économiques » qui se caractérise par une plateforme disposant d’interfaces ouvertes permettant à tous types d’acteurs de développer des services sans contrôle a priori. C’est la logique d’écosystème promue par Google avec une ouverture contrôlée afin de valoriser le développement d'environnements reposant sur des services largement accessibles à tous et permettant au final de renforcer la position du détenteur de la plateforme sur le marché.



37

Figure 18 – Les trois modèles types de développement de services autour du compteur

intelligent (Source : Items International)

2.2.2 Les principaux donneurs d’ordre sur le marché des smart grids

Si le marché des smart grids s'ouvre à de nouveaux acteurs issus notamment du monde du numérique, il reste aujourd’hui encore largement porté par les acteurs de l’énergie, en raison notamment de la structuration des marchés de l’énergie. En témoignent notamment les grands démonstrateurs français qui sont presque systématiquement à l’initiative des opérateurs de réseaux et des fournisseurs d’énergie. Or ces derniers ont plutôt tendance à ne voir les TIC que comme un outil permettant de renforcer la qualité de leur service. Rappelons également que dans cette dynamique, les équipementiers et les énergéticiens sont de plus en plus nombreux à racheter des startups spécialisées dans le domaine de l’énergie. Ce constat doit cependant être nuancé car l’on voit apparaitre sur les marchés des smart grids des acteurs alternatifs. La tendance semble être notamment à l’implication croissante des syndicats dans la modernisation des infrastructures réseaux (énergie, eau, environnement) et donc la réflexion sur le déploiement de systèmes intelligents. L’ensemble de ces syndicats sont regroupés au sein de la fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR). Dans le secteur du bâtiment et du résidentiel, il existe une multitude de donneurs d’ordre qui peuvent être les promoteurs, les gestionnaires de bâtiments, les collectivités locales, les bailleurs sociaux, les fournisseurs d’énergie voir même les citoyens.



38

Figure 19 - Cartographie des forces en présence

2.2.3 Panorama des activités des acteurs traditionnels de l’énergie

Groupe EDF

Quelques chiffres :

- Groupe EDF Chiffre d’affaire de 65,3 Mds € en 2011 / plus de 156 000 collaborateurs

- EDF R&D : budget de 518 M € / 2060 chercheurs

- ERDF : Chiffre d’affaire de 12,2 Mds € / plus de 36 000 collaborateurs

Le groupe EDF est le principal producteur et fournisseur d'électricité en France et dans le monde : 630,4 TWh produits en 2010 (soit une puissance moyenne de 71,8 GW) et 37 millions de clients. Le nucléaire domine dans la répartition des sources d'énergie électriques d'EDF. Au travers de ses filiales RTE et ERDF, Le groupe EDF est également en charge des réseaux de transport et de distribution (95% du réseau de distribution, les 5% restant sont gérés par des entreprises locales de distribution) de l’électricité en France.

Figure 20 - Le Groupe EDF, sur toute la chaine de valeur du marché de l'électricité

Le groupe EDF a fait du changement climatique une priorité et participe à de nombreux projets et démonstrateurs autour des smart grids. Dans cette dynamique, EDF R&D travaille autour de 3 priorités :

- Consolider un mix énergétique décarboné

- Favoriser une demande énergétique flexible et bas carbone

- Adapter le système électrique L’activité d’EDF R&D s’organise autour de 6 grandes thématiques : la production, l’environnement et les ENR, le management de l’énergie, les clients, les réseaux et les technologies de l’information / simulation. EDF R&D porte plus de 500 projets de recherche par an. Les principaux centres de recherche spécialisés sur les activités connexes au smart grids se trouvent à Chatou (qualité de l’électricité, téléservices et maison communicante), en Angleterre (technologies liées à l’efficacité énergétique et au comptage intelligent) et en Chine (réseaux, ENR et ville durable).



39

Notons que le projet pilote de parc hydrolien de Paimpol-Bréhat porté par EDF, en partenariat avec la Région Bretagne, l’Ademe et l’Union européenne, constitue un axe stratégique pour EDF dans le développement des énergies marines. ERDF est particulièrement visible sur le marché des smart grids notamment avec son projet de compteurs intelligents Linky. ERDF travaille également sur la numérisation des postes électriques pour développer de nouvelles fonctions.

Figure 21 - Les postes électriques, au croisement de tous les acteurs du système

énergétique

Le groupe GDF Suez

Quelques chiffres :

- Groupe GDF-Suez : Chiffre d’affaire de 90,7 Mds € en 2011 / plus de 218 000 collaborateurs

- Direction de la recherche et de l’innovation : budget de 231 M € / 1100 chercheurs et techniciens

- GRDF : Chiffre d’affaire de 2,9 Mds € / plus de 12 000 collaborateurs

- Cofély : Chiffre d’affaire de 14,2 Mds € / plus de 77 000 collaborateurs

- Suez Environnement : Chiffre d’affaire de 14,8 Mds € / plus de 80 000 collaborateurs

GDF Suez est le deuxième groupe mondial de l’énergie d’après le classement mondial des entreprises Global 500 de 2010. Le groupe est présent dans 70 pays. Au travers de ses filiales GRT Gaz et GRDF, le groupe est en charge des réseaux de transport et de distribution du gaz en France. Il intervient à la fois sur le marché de l’électricité, du gaz, de l’environnement et des services énergétiques.

Figure 22 - Les activités du groupe GDF-Suez

(Source : Items International, GDF-Suez)

La Direction de la Recherche et de l’innovation de GDF-Suez travaille sur deux programmes en lien direct avec les thématiques des smart grids :



40

- Le Programme "Ville et bâtiment de demain" accompagne le développement des offres de GDF SUEZ pour les villes, les quartiers et les bâtiments. Il porte sur les thématiques liées aux bâtiments basse consommation (BBC), à la rénovation, à la biodiversité urbaine et aux solutions d’efficacité énergétiques…

- Le programme "Smart energy & environment" analyse l’apport des infrastructures TIC "intelligentes" sur les domaines d’expertise du Groupe : eau, gaz, électricité, chaleur et froid. Il cible plus particulièrement le stockage, les compteurs et les réseaux intelligents.

A l’instar d’ERDF sur la partie électricité, le contrôle et la supervision des réseaux constituent une priorité absolue pour GRDF qui a lancé un projet de compteurs intelligents et de pipes intelligents. Si le volet efficacité énergétique et les démarches d’innovation sont plutôt pilotées au niveau de la direction de la recherche et de l’innovation Groupe, on rappellera que la branche « services énergies », plus connue sous le nom de Cofely, fournit dans plus d’une trentaine de pays des prestations multi-techniques d’ingénierie, de systèmes, installations et maintenance, de services ou de réseaux. Cofely propose une offre complète de solutions dans les domaines du génie climatique et de la réfrigération, du génie électrique et des systèmes d’information, de la maintenance industrielle, des réseaux urbains et des services liés à l’énergie… Suez Environnement travaille aussi sur la diffusion des réseaux intelligents dans ses métiers et notamment dans son activité eau. Sa filiale, Ondéo Systems, développe des solutions et systèmes intelligents multi-utilities permettant de répondre aux besoins d’efficacité énergétique et de développement de nouveaux services de supervision des équipements et installations. Elle s’appuie notamment sur la technologie du "169 Mhz"29.

Véolia environnement

Quelques chiffres :

- Groupe Véolia environnement : Chiffre d’affaire de 29,6 Mds € en 2011 / plus de 330 000 collaborateurs

- Véolia environnement recherche et innovation : budget 111,7 M € / 450 chercheurs et 450 développeurs terrain

Véolia Environnement est spécialisée dans les services collectifs. Le groupe propose à ses clients, collectivités locales et entreprises, une expertise dans quatre domaines complémentaires : la gestion du cycle de l’eau, la gestion et la valorisation des déchets, la gestion de l’énergie et le transport de personnes. Pour répondre aux besoins et attentes de ses clients, Véolia environnement a adopté une stratégie tournée vers l’innovation technologique :

- Eau : proposer des offres à fort contenu technologique dans les activités Technologies et Réseaux et Exploitation

- Energie : se positionner comme un leader du déploiement de solutions nouvelles qui accompagneront la révolution énergétique des décennies à venir

- Déchets : adapter l’activité de collecte à la demande pour des systèmes de collecte plus technologiques

Veolia Environnement a lancé Veolia Innovation Accelerator, un programme pour sélectionner, intégrer et déployer les meilleurs éco-technologies en collaboration avec des start-ups. Ce programme couvre tous les domaines d’expertise de Véolia Environnement : eau potable, eau usée, propreté, bioressources, performances énergétiques, transport, ville intelligente.

29 Réseau radio bas débit utilisé pour la télérelève des compteurs



41

La diversité des activités de Véolia Environnement en fait un acteur incontournable dans le secteur des utilités et de l’efficacité énergétique. Véolia intervient dans divers projets en lien avec ces thématiques. On peut ainsi citer à titre d’exemple :

- Le projet Reflexe, démonstrateur smart grid sur la mise en œuvre d'un dispositif d’agrégation,

- La création de M2ocity, partenariat entre Véolia eau et Orange Business services qui fournit un service de télé-relevé pour les données issues des compteurs d'eau communicants ou d'autres équipements communicants,

- Le projet EcoCité Nice Plaine du Var (Véolia Environnement) qui porte sur le déploiement de capteurs, de services de télé-relève, de systèmes d’alarme, d'outils de prédiction et de modélisation…

- Le projet de Romainville sur la gestion des déchets (Véolia propreté) qui vise à déployer des capteurs de suivi du remplissage dans les bennes et des systèmes de badges électroniques pour suivre le niveau d’utilisation des conduits de déchets.

Alstom

Quelques chiffres :

- Groupe Alstom : Chiffre d’affaire de 19,9 Mds € en 2011 / plus de 92 000 collaborateurs

- Dont 4 Mds € sur la partie réseau et 2 Mds € sur la partie ENR

Alstom est un des leaders mondiaux dans les infrastructures de transport ferroviaire, de production et de transmission d’électricité. Il intervient sur le marché de l’énergie thermique et renouvelable en proposant des centrales électriques clés en main, des équipements et services pour la production d’électricité et des systèmes de contrôles environnementaux. Alstom propose également des solutions conçues pour rendre les réseaux intelligents. Enfin sur la partie transport, Alstom fournit matériels roulants, infrastructure et signalisation de transport, équipements de maintenance et systèmes ferroviaires clé en mains. Alstom Grid se positionne sur le marché des smart grid en proposant aux opérateurs des technologies stratégiques de gestion de l’énergie en soutien des infrastructures globales. Les solutions d’Alstom combinent logiciels informatiques, électronique de puissance et systèmes numériques. 2 300 brevets ont été déposés sur la partie réseau.

Figure 23 – L’offre de solution à destination des opérateurs de réseaux

(Source : Items International, Alstom Grid)

Les équipes de R&D d’Alstom Grid développent des solutions pour améliorer la flexibilité, l'efficacité, la fiabilité, la stabilité et le respect de l'environnement. La R&D cible en particulier le génie électrique, mécanique ainsi que les technologies de l’information et des matériaux. A noter enfin qu’Alstom grid et Toshiba ont signé en 2012 un accord de coopération sur le développement des smart grids.



42

Schneider Electric

Quelques chiffres :

- Schneider Electric : Chiffre d’affaire de 22,4 Mds € en 2011 / plus de 130 000 collaborateurs

- Activité R&D : 4 à 5 % du CA / 6 500 chercheurs et développeurs

Schneider Electric est le spécialiste mondial de la gestion d’énergie. Schneider Electric propose des produits, des systèmes, des services, des logiciels et des solutions intégrées permettant de répondre aux enjeux d’une énergie fiable, efficace et productive. La société intervient sur 5 marchés : le bâtiment, les régies et infrastructure, l’industrie, les centres de données et réseaux et le résidentiel

Figure 24 - Les segments d'activité de Schneider Electric

(Source : Items International, Schneider Electric)

Schneider Electric propose à ses clients un catalogue produits de plus de 650 références réparties entre :

- Appareillages et systèmes d’installation

- Automatismes et contrôle

- Automatisation, réseaux et sécurité des bâtiments

- Distribution électrique

- Moyenne tension - Automatisation et gestion des réseaux électriques Pour répondre à l’évolution de ses marchés, tirée par les technologies innovantes, Schneider développe une stratégie tournée vers l’innovation technologique et de solutions applicatives. Elle repose sur un programme de R&D et des acquisitions structurantes. L’activité R&D s'organise autour de 3 domaines d’innovation :

- Mesurer et contrôler au point d’usage, pour permettre une compréhension fine des leviers d’efficacité énergétique, en automatisant la gestion, et responsabilisant les utilisateurs,

- Concevoir des plateformes flexibles de gestion de l’énergie, basées sur des standards ouverts et une architecture modulaire pour combiner efficacité et flexibilité,

- Offrir des solutions évolutives d’efficacité énergétique, préconfigurées pour chaque secteur, rapides à déployer et intuitives pour leurs utilisateurs.

En parallèle, Schneider poursuit sa stratégie de croissance externe afin de renforcer sa position sur le marché des réseaux intelligents. On peut ainsi citer l’acquisition de :

- Telvent en 2011, spécialiste dans les logiciels de gestion des équipements dans les secteurs de l'énergie, du transport, du pétrole, du gaz et de l'eau

- la branche distribution d’Areva T&D en 2009,



43

- M&C Energy Group en 2012, spécialiste dans les services en approvisionnement en énergie et en développement durable, pour les multinationales autant que pour les petites et moyennes entreprises.

2.2.4 Ecosystème et clusters français

Neuf pôles de compétitivité français spécialisés dans le domaine de l’énergie et des TIC ont créé Smartgrids France, un dispositif de collaboration et de concertation ayant pour objectif le développement et la valorisation de la filière smart grids française. Ce regroupement, qui constitue une première européenne, portera la vision et la réflexion des pôles, acteurs des territoires, sur le devenir des réseaux, sur la gestion de l’énergie et sur les notions de smart grid et de smart city.

Figure 25 - Les pôles de compétitivité de SmartGrids France

(Source : Smartgrids France)

Les 9 pôles de compétitivité réunissent plus de 2 500 membres et partenaires. Leur positionnement complémentaire permet d’adresser toute la chaine de valeur du système énergétique :

- Efficacité énergétique tertiaire et industrielle (EE T&I) - Efficacité énergétique domestique (EE D) - Gestion de l’offre et de la demande (Gestion O/D) - Transport et distribution ajustable (T&D ajustable) - Connexion et intégration des EnR (Con & Inte ENR) - Production conventionnelle (Prod Convent) - Système de stockage (Syst stockage)

Figure 26 - Positionnement des pôles de compétitivité de Smartgrids France

(Source : Smartgrids France/ITEMS International)

Leur action a conduit à l’émergence de plus de 200 projets dans le domaine des smart grids, pour un investissement total de plus de 1,2 milliards d’euros.



44

Figure 27 – Répartition des projets par catégorie

(Source : Smartgrids France)

Il faut ici souligner que si ces projets intègrent des acteurs issus de tout horizon, les acteurs de l’énergie restent encore largement dominants.

Figure 28 - Principaux acteurs impliqués dans les projets smart grids (Source : Smartgrids France/ITEMS International)

Efficacité énergétique tertiaire et industrielle

Efficacité énergétique domestique

Gestion de l’offre et de la demande

Transport et Distribution

Connexion et intégration des EnR

Production conventionnelle

Système de stockage

Les systèmes électriques traditionnels se composent d’un ensemble d’infrastructures permettant d’acheminer l’énergie électrique produite vers les consommateurs. L’électricité transite donc depuis la centrale de production, par les réseaux de transport, de répartition, de distribution pour arriver chez le consommateur. Initialement, en France, l’ensemble de ces activités étaient gérées par un acteur unique. La directive européenne de 2003, concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, a constitué une première étape pour le passage d’une organisation verticale du marché à une organisation horizontale, avec la dérégulation du marché (production et fourniture) et la séparation des activités de transport et de distribution. Les objectifs de développement des énergies renouvelables, d’efficacité énergétique et d’optimisation de l’équilibre offre/demande viennent confirmer cette mutation du



45

marché vers un mode horizontal. Ils rendent nécessaires l’introduction de nouveaux chainons en matière d’équipements et de services et ouvrent la porte à de nouveaux acteurs.

Figure 29 - Evolution de la chaine de valeur du système énergétique

Les organismes de standardisation CEN-CENELEC-ETSI, mandatés par la Commission européenne pour travailler sur les smart grids, ont formalisé la chaine de valeur des smart grids. Le modèle construit permet de :

- caractériser l'action de l'ensemble des acteurs ainsi que des politiques publiques,

- qualifier le positionnement des industriels et opérateurs,

- situer les différentes briques technologiques dont celles manquantes pour un acteur, un programme …

Il est représenté de la manière suivante :

Figure 30 - Smart grids Architecture Model

(Source : CEN-CENELEC-ETSI)



46

Il s'appuie sur une couche de base correspondant à la partie électrique. Avec les smart grids, viennent désormais se superposer des couches déjà présentes dans les modèles informatiques, avec notamment :

- une couche communication,

- une couche traitement de données,

- une couche applications et services ou couche fonctionnelle. Enfin, on retrouve une couche métier, issue également des modélisations informatiques.qui intègre les processus (décisionnels ou opérationnels) des différentes structures des organisations. Cette complexité, va se répercuter dans l’intégration des nouveaux acteurs dans la chaine de valeur tarifaire. Rappelons que le tarif de l’électricité en France est régulé et qu'en se situant environ à 12c le kWh il place l'hexagone parmi les pays où l’électricité est la moins chère.

Figure 31 - Tarif moyen kWh d’électricité dans un panel de pays industrialisés

La facture d’électricité est composée des coûts de fourniture (environ 40% de la facture), des coûts d’acheminement (TURPE – environ 33% de la facture) et de diverses taxes dont la contribution au service public de l’électricité (CSPE) qui représente environ 4 % de la facture. La question est donc de savoir comment va évoluer la chaine de valeur tarifaire. Deux grandes options se présentent:

- Soit la facture globale de l’électricité constitue un cadre stable. Et dans ce cas elle oblige les acteurs à trouver les moyens nécessaires à leur propre développement, voire à leur propre subsistance.

- Soit la facture globale de l’électricité peut croître en s’appuyant notamment sur les nouveaux services permettant de réduire la facture énergétique. Et dans ce cas elle sera en mesure d'offrir des leviers de croissance à ses acteurs.



47

Figure 32 - Evolution de la chaine de valeur tarifaire

2.2.5 Etat de lieux des feuilles de route technologiques

La mise en œuvre d’un système énergétique intelligent repose sur le déploiement d’architectures et de systèmes complexes permettant de communiquer, de mesurer, de contrôler et de piloter en amont ou en aval du compteur intelligent. Mais, aujourd'hui, le niveau de développement et de maturité de ces solutions et équipements demeure encore très variable. En France, l’ADEME30 avait fixé, en 2009, les priorités de recherche à caractère technologique pour le développement des réseaux intelligents. Elles se déclinent autour de deux axes principaux :

- les priorités de recherche en lien avec les matériels et l'électrotechnique des réseaux,

- les priorités de recherche en lien avec les systèmes de gestion de l'information nécessaires.

30 Feuille de route sur les réseaux et systèmes électriques intelligents intégrant les énergies renouvelables, ADEME, 2009



48

Figure 33 - Priorité de recherche à caractère technologique (Source : Ademe)

En 2011, l’OCDE et l’AIE31 ont publié la feuille de route technologique des smart grids. Ils évaluent le niveau de maturité des différentes technologies associés à chacune des grandes fonctionnalités des smart grids. On notera ainsi que selon ces deux organisations, les technologies liées à l’intégration des TIC, à la qualité et à l’efficacité du transport, et aux systèmes de comptage intelligent, sont matures et d’ores et déjà en cours de déploiement. A l’inverse, les technologies liées au contrôle et au pilotage avancé du réseau, à la gestion du réseau de distribution, à l’intégration de la production décentralisée d’énergies renouvelables, à l’infrastructure de charge des véhicules électriques et aux services aux consommateurs, sont toujours en développement.

31 Technology Roadmap – Smart grids, OCDE-AIE, 2011



49

Figure 34 – Etat d’avancement des technologies smart grids

(Source : OCDE/AIE)

Niveau de Maturité

En développement

Mature

En développement

Mature

En développement

Mature

En développement

En développement

RésidentielsProduction Transport Distribution Industriel Services

Infrastructre de recharge VE

Services consommateurs

Contrôle et pilotage avancé

Intégration des technologies de l'information et de la communication

Intégration de la production ENR décentralisée

Qualité du transport

Gestion réseau

distribution

Système de comptage (AMI)

Les efforts de recherche et d’innovation doivent en ce sens porter sur les technologies diversifiées allant du contrôle et du pilotage à la gestion des services consommateurs.

Figure 35 – Feuille de route technologique pour le déploiement des smart grids (Source : OCDE/AIE)

Fonctionnalités Equipements Systèmes et logiciels

Contrôle et pilotage

avancéSynchrophaseurs (PMU), capteurs SCADA, WAMS, WAAPCA, WASA

Intégration des

technologies de

l'information et de la

Outi ls réseau communication (Power l ine carrier, WIMAX, LTE,

RF mesh network, cel lular) router, rela is , switches , gateway,

serveurs

ERP, CIS

Intégration de la

production ENR

décentralisée

Systèmes de conditionnement de l 'électrici té, équipement de

communication et de contrôle de la production et du s tockage

EMS, DMS, SCADA, SIG

Qualité du transport Superconducteurs , FACTS, HVDC Système d'analyse de la s tabi l i té du réseau, système de

réparation automatique

Gestion réseau

distribution

dis joncteur automatique, switches , condensateur, outi l s de

contrôle de la production décentra l i sée et du s tockage,

capteurs

SIG, DMS, OMS, WMS, DA

Système de comptage

(AMI)

Compteur intel l igent, outi l s de visual isation, serveurs , rela is MDMS

Infrastructre de

recharge VE

infrastructure de charge, batteries , onduleurs facturation de l 'électrici té, méthodologies du réseau au

véhicule et du véhicule au réseau

Services

consommateurs

apparei ls électriques et thermostat intel l igents , routers , outi l s

de visual isation, accumulateur thermal , systèmes robotiques

appl iqués au bâti

tableau énergétique, EMS, appl ications mobi les

Technologies maturesTechnologies matures

Au niveau européen, la plateforme technologique européenne pour les réseaux électriques du futur a également réalisé un travail de priorisation des innovations technologiques pour accompagner le développement des systèmes smart grids à l’horizon 203532. Elles concernent les systèmes de stockage, les systèmes de comptage de la consommation et de surveillance du réseau en temps réel, certaines technologies de modélisation, de communication et de sécurité :

32 http://www.smartgrids.eu/documents/sra2035.pdf

http://www.smartgrids.eu/documents/sra2035.pdf



50

Figure 36 - Priorité technologiques pour le déploiement de système smart grids à

l'horizon 2035

(Source : European Technology Platform Smart Grids)

2.2.6 Standardisation

La standardisation est un vecteur de développement des smart grids. Elle assure l'interaction entre des systèmes hétérogène, renforce les bénéfices du système dans sa globalité ainsi que les stratégies industrielles et commerciales des acteurs du marché. Toujours ardue, dès lors qu’il convient de dégager des consensus techniques entre compétiteurs, la standardisation des smart grids le sera plus encore dans la convergence des stratégies technico-industrielles des acteurs de l’énergie et de celle des acteurs des TIC. Ces deux univers, sont porteurs de cultures techniques et de visions de la standardisation très différentes, de surcroît avec leurs propres instances de normalisation.

La fragmentation des organismes de standardisation dans le domaine des smart grids

Le paysage des organismes de standardisation dans le monde des TIC et dans celui de l'énergie reste fortement morcelé. Avec l'IEC, l'énergie dispose d'un organisme international qui s'appuie beaucoup sur les structures nationales issues des administrations. Le secteur des TIC, quant à lui, prend appui sur plusieurs organisations d'essence étatique (ITU, ISO, CEN, CENELEC). Chacun de ces organismes est désormais impliqué dans la standardisation des réseaux intelligents. Leur positionnement recouvre quatre champs d'activité : les métiers électriques (Producteur, transporteur agrégateur …), la gestion des services (pilotage technique, gestion des données), la collecte réseau (raccordements routage) et le résidentiel.



51

Figure 37 - Cartographie des organismes de standardisation impliqués dans les

domaines d’activité des smart grids

La normalisation doit dégager des consensus techniques entre des acteurs aux intérêts souvent divergents. La dimension nationale intervient fortement dans les débats au regard des enjeux industriels et financiers. Dans le domaine des réseaux intelligents, il faut de plus marier deux univers, deux cultures techniques et deux approches de la normalisation qui sont parfois proches et parfois très différents. La France est représentée dans l’IEC par l’UTE (Union Technique de l’Electricité) également membre du CENELEC, à l’échelle européenne. Le contexte est toutefois plus simple même si l’électricité reste un secteur à forte spécificité en matière de normes. Les difficultés dans la collaboration – annoncée comme ambitieuse – entre la France et l’Allemagne n'y sont en effet pas étrangères. Pour avancer, la Commission européenne a chargé les organismes CEN-CENELEC-ETSI de mettre à jour et développer un ensemble de normes liés aux smart grids, dans un cadre européen commun. Trois mandats ont d'ores et déjà été rédigés :

- Mandat M44133 concernant les systèmes de comptage évolués (mars 2009) - Mandat M46834 concernant les véhicules électriques (juin 2010) - Mandat M49035 concernant les réseaux électriques intelligents (mars 2011)

33 http://www.cen.eu/cen/Sectors/Sectors/Measurement/Documents/M441.pdf 34 http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/doc/2010_06_04_mandate_m468_en.pdf 35 ftp://ftp.cencenelec.eu/CENELEC/Smartgrid/M490.pdf

http://www.cen.eu/cen/Sectors/Sectors/Measurement/Documents/M441.pdf

http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/doc/2010_06_04_mandate_m468_en.pdf

ftp://ftp.cencenelec.eu/CENELEC/Smartgrid/M490.pdf



52

Figure 38 - Mandats de normalisation européens dans le champ des smart grids

(Source : Commission européenne)

Ces mandats répondent aux enjeux d'interopérabilité et sont censés faciliter la mise en œuvre en Europe des différentes couches de services et de fonctionnalités des smart grids. Le mandat M490 préconise une coordination avec les autres travaux menés par le CEN/CENELEC/ETSI. Des documents ont été produits et le résultat de la collaboration entre les trois organismes européens commence à porter ses fruits. Toutefois la marge de manœuvre par rapport aux travaux menés par l’IEC demeure relativement limitée.

Les leçons à tirer de l’évolution des standards dans le numérique

L’arrivée des acteurs du numérique dans les smart grids pourrait modifier la donne. La standardisation dans le secteur des TIC, en pleine évolution repose sur trois piliers fortement différenciés : les télécommunications, la télévision et l’informatique. Chacun suit encore sa propre logique :

- Dans le domaine des télécommunications la standardisation répond à une nécessité, celle de faire communiquer des personnes ou des systèmes au travers d’une infrastructure ;

- L’univers de la télévision repose sur une logique verticale, donnant priorité à la distribution et donc au contrôle de la diffusion vers l’usager. Un minimum de standardisation y suffit ;

- L’informatique, qui se caractérise par un enchevêtrement croissant des composants logiciels, voit son cadre de normalisation changer de forme, de présentation ou de contenu sous la pression des acteurs. L’informatique est le règne du standard de facto où ce qui est appelé standard n’est finalement souvent qu’une interface logicielle (ex Google API36) voire par extension un produit (ex. Word).

Historiquement, les télécommunications ont joué un rôle moteur. Tout se passait à l’ITU, l’équivalent de l’IEC dans les télécommunications. Mais peu à peu, les organismes représentant les acteurs (Modèle Multistakeholder) ont pris le pas sur les organismes intergouvernementaux. L’IEEE s’est par exemple imposé sur de nombreuses technologies. Avec le développement du mobile, l’Europe a favorisé la création de l’ETSI à la fin des années 80 sur ce même modèle « Multistakeholder ». Son assise s’est élargie et l’ETSI représente aujourd’hui plus de 700 membres dans le monde. Durant ces 20 dernières années, le W3C a pris de l’importance avec le développement de l’Internet. Depuis les années 2000, deux points majeurs sont à relever dans l’évolution de la standardisation : 1) l’émergence de multiples forum, alliances … qui jouent leur propre stratégie sur certain secteurs clés, 2) le rôle de l’open source que des acteurs utilisent pour généraliser l’usage de certains composants logiciels ou interfaces (API37), plutôt que de passer du temps dans les organismes de standardisation.

36 Application Program Interface (Interface de service accessible dans des conditions spécifiques à des programmes

informatiques) 37 Application Program Interface



53

Internet est certes un réseau mais ses acteurs majeurs sont des purs produits de la culture logicielle. L’univers des APIs y a imposé progressivement ses règles et… ses standards. Alors que les modèles de standardisation se construisaient auparavant du bas (infrastructures) vers le haut (applications et services utilisateurs), ils arrivent maintenant du haut sans se soucier du bas qui de toute manière utilise les protocoles de l’internet (IP everywhere). La France et l’Europe ont joué dans les années 80 et 90 un rôle majeur dans la standardisation des télécommunications, notamment avec le mobile. Avec l’arrivée de l’internet, l'Europe, de son côté, a cherché à reproduire le modèle GSM en proposant des standards ouverts sous couvert d’une politique de diffusion de standards dite FRAND38 (standards accessibles dans des conditions équitables et non discriminatoires). Ils donnent lieu à un paiement de redevances de droits d’usages contrairement au W3C où les standards sont gratuits. Le modèle de l’internet, qui tient beaucoup aux écosystèmes logiciels, fonctionne sur des bases où le gratuit et le payant se mélangent. Apple et Google ont su, chacun à leur manière, jouer de ces nouveaux modèles dont ils sont aujourd'hui les acteurs majeurs. Force est de constater que l’Europe est peu présente dans cette grande compétition des APIs. Il y a toujours des choses à faire dans les couches de communication pour les organismes de standardisation. Et notamment des revenus importants à tirer – de manière justifiée eu égard au montant de leurs investissements en R & D - des droits de la propriété intellectuelle comme sait par exemple très bien le faire Qualcomm. L’activisme récent d’Apple auprès de l’ETSI a également montré combien ce qui se passait dans les couches basses pouvait être stratégique. Le centre de gravité s’est pourtant déplacé vers les services applicatifs et en particulier vers les APIs ou se développe une âpre compétition. Et à ce jeu, les acteurs du marché font la loi, bien plus que les organisations de normalisation. Cette bataille des APIs touchera demain de manière inéluctable le secteur de l’énergie. Déjà, une simple recherche sur internet de « smart meter » + « open source » + « API » donne 171.000 réponses. Les API devraient générer une forte concurrence mais pour une part encore difficilement quantifiable. La guerre ne sera pas déclarée entre standards gratuits et standards payants mais plutôt sur la bonne combinaison des deux afin que l’un devienne le moteur de l’autre.

2.3 Cartographie et analyse du positionnement des acteurs régionaux

2.3.1 Cartographie des initiatives publiques en Bretagne

Les initiatives régionales

La Bretagne est une Région sensible aux enjeux énergétiques en raison notamment du déséquilibre chronique entre la production et la consommation d’énergie sur son territoire. Ce contexte particulier est renforcé par la situation géographique de la Bretagne, qualifiée de presqu’île énergétique. La production énergétique en Bretagne couvre une faible partie des besoins : 8,1% en 2011. Cependant, la production d’énergie d’origine renouvelable est en forte hausse depuis le début des années 2000. En 2010, elle représentait 9,9 % de la consommation d’énergie en Bretagne, 70 % sous forme de chaleur et 30% sous forme d’électricité.

38 FRAND, Reasonnable and Accessible in Non Discrimatory terms



54

La consommation d’énergie se caractérise par :

- Le secteur du bâtiment résidentiel et tertiaire représente 45,8% de la consommation d’énergie. L’électricité est la principale source d’énergie et celle-ci ne cesse d’augmenter (+22% depuis 2000). Le bâtiment est le premier secteur en matière de consommation d’énergie renouvelable avec 15,4% de la consommation totale (dont 11% sur le bois). En 2005, le secteur résidentiel était le premier consommateur d’énergie (72% contre 28% dans le tertiaire). Le principal poste de consommation dans le bâtiment était le chauffage, avec 71% des consommations dans le résidentiel et 49% dans le tertiaire.

- L’intensité énergétique de l’industrie bretonne est beaucoup plus faible que la moyenne nationale en raison notamment de l’absence d’industrie lourde. La consommation de l’industrie décroit depuis 2008, elle représentait 12% de la consommation totale régionale en 2011. L’électricité constitue la principale source d’énergie avec 44% des consommations et les énergies renouvelables atteignent 6% de l’énergie consommée.

- Les transports (route et fer) représentent 33,6 % de l’énergie consommée en Bretagne. En 2005, 52% des consommations étaient liées aux usages de mobilité quotidienne.

- L’agriculture et la pêche pèsent 8,6% de la consommation régionale. L’intensité énergétique de ce secteur est deux fois plus élevée qu’au niveau national. Les énergies renouvelables atteignaient en 2011 6% de la production. Figure 39 – Répartition des consommations d’énergie par secteur en 2011

(Source : Observatoire de l’énergie et des gaz à effet de serre en Bretagne)

Concernant l’électricité, la production bretonne couvrait 10,6% des besoins en 2011, soit 6,2% de plus qu’en 2010. La puissance électrique raccordée atteignait ainsi 1 668 MW en 2011 (dont 82% d’origine primaire).



55

Figure 40 - La consommation et la production d'électricité de 2000 à 2011 (Source : Observatoire de l’énergie et des gaz à effet de serre en Bretagne)

La production d’électricité en Bretagne était à 86% issue des énergies renouvelables en 2011. La Bretagne comptait ainsi plus de 12 000 installations39 de production d’électricité fin 2011 réparties sur le territoire.

Figure 41 - Répartition des sources de production d'électricité en Bretagne en 2011

(Source : Observatoire de l’énergie et des gaz à effet de serre en Bretagne)

On peut ainsi retenir que :

- L’éolien reste la principale source de production d’électricité (52% en 2011) et cette filière continue de croître (+23% depuis 2010). La Bretagne était ainsi la troisième région française en puissance installée en 2011, avec 10 % des puissances en France.

- L’usine marémotrice de la Rance est la seconde source de production en 2011 avec 25% de la production totale. La production d’électricité d’origine marine devrait significativement progresser dans les années à venir avec notamment le développement des hydroliennes.

- La production d’origine photovoltaïque et biogaz s’est considérablement accrue depuis 2010 avec une croissance respective de plus de 200%. Si ces sources de production restent encore relativement marginales dans le mix énergétique breton, elles constituent des leviers importants dans le développement de la production régionale.

39 Le nombre d’installations s’explique notamment par l’accroissement des installations photovoltaïques chez les

particuliers.



56

Figure 42 - La production des principales sources renouvelables d'électricité (Source : Observatoire de l’énergie et des gaz à effet de serre en Bretagne)

Dans ce contexte, la Région Bretagne occupe désormais une position forte sur la question énergétique. La Région a notamment signé le Pacte électrique breton avec l’État, l’ADEME, RTE et l’ANAH en décembre 2010. Pour répondre aux enjeux énergétiques du territoire celui-ci proposait 3 séries d’actions innovantes et indissociables pour sécuriser durablement l’avenir électrique de la Région :

- La maîtrise de la demande en électricité

- Le développement des énergies renouvelables

- La sécurisation du réseau électrique

1. La maitrise de la demande en électricité Dans le domaine de la maitrise de la demande, l’objectif est de diminuer la croissance de la consommation électrique de la Bretagne par deux d'ici 2015, puis par trois d'ici 2020. Pour répondre à ces objectifs, des actions ont été entreprises dans les domaines de la sensibilisation et de l’évolution des comportements individuels. Le Pacte Electrique Breton prévoyait le renforcement du programme Ecowatt qui permet d’alerter les bretons des journées de forte consommation d’électricité - par courriel ou SMS - pour qu’ils diminuent leur consommation le matin et le soir au moment des pics. 48 300 personnes participent à ce programme destiné à mieux gérer l’équilibre du réseau. En parallèle, la Région, l’Etat et l’ADEME Bretagne ont mis en place l’opération Trak O’Watts qui a permi aux conseillers des espaces Info- Energie répartis sur le territoire d’accompagner 70 familles pour réduire leur consommation énergétique en appliquant les éco-gestes. La Région Bretagne a lancé un axe de travail dans le cadre du réseau des espaces Info-Energie sur les problématiques de données récurrentes afin de créer des outils de suivi et de pilotage des actions de maitrise de la demande en énergie. Dans le cadre de la révision de la politique régionale sur l’énergie pour favoriser la mise en œuvre du Pacte énergétique breton40, la Région souhaite solliciter les acteurs du territoire (Espaces Info Energie, Conseillers en Energie Partagés) pour amplifier l'impact

40 http://www.bretagne.fr/internet/upload/docs/application/pdf/2012-12/12_dfb_sbud_05.pdf

http://www.bretagne.fr/internet/upload/docs/application/pdf/2012-12/12_dfb_sbud_05.pdf



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des campagnes d’information et de sensibilisation des bretons aux enjeux énergétiques au travers d’outils et de méthodologie testées telles que Trak O’Watts, Ludikénergie… Le Pacte Electrique Breton s’était aussi fixé pour objectif le déploiement de l'effacement diffus rapide sur 60 000 sites équipés dès 2011 et pour un objectif à terme de 300 000 sites. A cette fin, l'Etat et le Conseil régional de Bretagne ont sollicité les opérateurs d'effacement diffus. Voltalis a, par exemple, signé une convention d’application du Pacte Electrique Breton afin d'équiper 30 000 foyers d’un boitier d’équipement diffus. La société a diffusé une plaquette d'information détaillant le procédé et les avantages qu'il procure pour la sécurisation électrique de la Bretagne. Parallèlement au Pacte, RTE a également mené durant l’hiver 2012/2013 une expérimentation sur l’effacement diffus. L’ADEME a lancé en 2012 et en 2013 l’appel à projets Bâtiments Basse Consommation régional avec l’objectif de soutenir la réhabilitation de bâtiments exemplaires dont les niveaux de consommation d’énergie sont inférieurs aux consommations de référence. EN 2013, l’ADEME a complété son action en lançant un appel à projets, cette fois, sur le solaire thermique régional qui cible la production d'eau chaude dans les secteurs résidentiel collectif, tertiaire et industriel. La Région Bretagne fait partie des huit Régions pilotes du « Plan Bâtiment Durable ». Dans ce cadre la Région anime une démarche de concertation avec les acteurs de la filière pour construire un plan d’action régional. La Région s'est fortement impliquée dans la création d’Enercoop Bretagne, une coopérative régionale d’énergie qui intervient à la fois sur la promotion des services liés à la maitrise de l’énergie, sur le développement des moyens de production citoyens d’énergie renouvelable et sur la fourniture d’électricité d’origine renouvelable.

2. Le développement des énergies renouvelables Le Pacte électrique Breton prévoit de multiplier par 4 la puissance installée d’ici 2020 pour couvrir plus du tiers des consommations électrique bretonnes. La Région, l’ADEME et les quatre conseils généraux avaient initié dès 1995 un partenariat pour promouvoir la filière bois. Le programme avait été reconduit pour la troisième fois en 2007 pour la période 2007-2013. Il concerne notamment la structuration régionale et territoriale de l'offre de bois, et la réalisation de chaufferies bois dans des bâtiments où des efforts de maîtrise des consommations ont été effectués. L’ADEME et les conseils régionaux de Bretagne et de Pays-de-la-Loire coopèrent depuis 2007 pour développer la filière méthanisation dans l’ouest. Entre 2007 et 2010, 40 projets de méthanisation agricole ont été accompagnés. La filière biogaz constitue également une voie de développement en rapport avec l’industrie agro-alimentaire. Cinq projets ont été identifiés en Bretagne. Ils posent cependant la question de leur injection sur le réseau de gaz.

Figure 43 - Carte des projets et réflexions autour du bio-méthane en Bretagne et Pays-

de-la-Loire (Source : Bio-méthane Régions)



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La Région Bretagne a été retenue dans le cadre de l’appel à projets national pour le déploiement de centrales éoliennes offshore. Le projet, piloté par RT, concerne la baie de Saint-Brieuc et porte sur l’installation d’une centaine d’éoliennes de 5 MW. Il va dans le sens de l’engagement de la Région pour développer une filière scientifique et industrielle dans les énergies marines. Un démonstrateur d’hydroliennes produisant de l’électricité à partir de l’énergie contenue dans les courants de marées est également en cours de déploiement sur le site de Paimpol-Bréhat. Il est piloté par EDF. Dans le cadre de la révision de la politique régionale sur l’énergie pour favoriser la mise en œuvre du Pacte énergétique breton41, la Région a réaffirmé son engagement pour le développement des énergies renouvelables en soutenant la création du fond d’investissement Eilañ. Il engagera 4,7 M€ dans les énergies renouvelables, d’ici 2014, et envisage d’augmenter progressivement son capital afin de soutenir une douzaine de projets d’ici à 2016. L'engagement régional passe également par le réseau des porteurs de projets citoyens (réseau Taranis), et par le soutien aux actions de concertation pour l’acceptabilité des projets. La Région poursuit sa démarche de développement de la filière des énergies marines en s’impliquant dans des actions de recherche, d’innovation, de démonstration, d’acceptation et de formations... Un comité de pilotage assure l’animation et la coordination de cette démarche.

3. La sécurisation du réseau électrique Le plan d’actions du Pacte électrique Breton prévoyait notamment de favoriser le déploiement des réseaux électriques intelligents (optimisation de la gestion des réseaux électriques, suivi en temps réel et prévision des consommations, intégration du développement des véhicules électriques …) et d’encourager la recherche et le développement sur le stockage de l’électricité. Aussi, la Région a lancé en 2012 un appel à projets intitulé « Boucles Energétiques Locales » afin de soutenir des initiatives territoriales fondées sur le développement d’un projet énergétique local (maîtrise de la demande d’énergie, smart grids, stockage). Cinq projets de territoire ont été retenus sur les 11 candidatures déposées. Les projets retenus sont :

- Brest Métropole Océane (Renforcement du réseau électrique de la rive droite),

- Lorient Agglomération (Développement économique),

- Val d’Ille (Territoire à énergie positive d’ici à 2030),

- Poher Communauté (50% des besoins couverts par les ENR d’ici 2020),

- Ile de Sein (transition énergétique de l’Ile non raccordée au réseau). Notons qu’un second appel à projet, sur la même thématique, a été lancé en 2013. La Bretagne a également lancé le Plan Véhicule Vert pour redynamiser la filière automobile bretonne, notamment en soutenant le développement des véhicules électriques et les infrastructures de recharge associées. Il s’adosse sur l’engagement pris par Rennes Métropole sur le plan national (avec 12 autres agglomérations) de déployer dès 2011 un maillage d’infrastructures de recharge sur son territoire. Le projet de Schéma Régional Climat Air Energie en consultation depuis décembre 2012 a identifié 32 orientations stratégiques dont voici les plus significatives sur le volet énergie :

41 http://www.bretagne.fr/internet/upload/docs/application/pdf/2012-12/12_dfb_sbud_05.pdf

http://www.bretagne.fr/internet/upload/docs/application/pdf/2012-12/12_dfb_sbud_05.pdf



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1. Bâtiment

- Déployer la réhabilitation de l’habitat privé, Poursuivre la réhabilitation performante et exemplaire du parc de logement social, Accompagner la réhabilitation du parc tertiaire,

- Généraliser l’intégration des énergies renouvelables dans les programmes de construction et de réhabilitation,

- Développer les utilisations et les comportements vertueux des usagers dans les bâtiments,

2. Transport de personnes

- Développer et promouvoir les transports décarbonés et/ou alternatifs à la route,

3. Activités économiques

- Intégrer l’efficacité énergétique dans la gestion des entreprises bretonnes (IAA, PME, TPE, exploitations agricoles…),

- Généraliser les investissements performants et soutenir l’innovation dans les entreprises industrielles et les exploitations agricoles,

- Mobiliser le gisement des énergies fatales issues des activités industrielles et agricoles,

4. Energies renouvelables

- Mobiliser le potentiel éolien terrestre,

- Mobiliser le potentiel éolien offshore

- Soutenir l’émergence et le développement des énergies marines

- Accompagner le développement de la production électrique photovoltaïque

- Favoriser la diffusion du solaire thermique

- Soutenir et organiser le développement des opérations de méthanisation

- Soutenir le déploiement du bois-énergie

- Développer les capacités d’intégration des productions d’énergies renouvelables dans le système énergétique

5. Aménagement, urbanisme

- Engager la transition urbaine bas carbone

- Intégrer les thématiques « climat, air, énergie » dans les documents d’urbanisme et de planification

On notera que les notions de « smart grids », « réseau intelligent » ou « gestion intelligente de l’énergie» ne constituent pas en elles-mêmes des orientations stratégiques du Schéma Régional Climat Air Energie. Le rapport global en fait toutefois mention dans le cadre de trois orientations :

- Bâtiment – Orientation 5 Développer les utilisations et les comportements vertueux des usagers dans les bâtiments – Conditions de mise en œuvre technique : « Développer des dispositifs intelligents et communicants : affichage et suivi des consommations, smart home et domotique intelligente, dispositifs d’effacement diffus des consommations, gestion intégrée de l’énergie dans l’habitat »

- Energies renouvelables – Orientation 24 Accompagner le développement de la production électrique photovoltaïque – Enjeu de l’orientation : « Le solaire photovoltaïque représente un potentiel de production électrique significatif dès 2020 et encore plus important à l’horizon 2050 notamment dans l’optique d’un scénario d’autoconsommation associé au développement du stockage de l’énergie et des réseaux distribués intelligents. ».

- Energies renouvelables – Orientation 28 Développer les capacités d’intégration des productions d’énergies renouvelables dans le système



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énergétique – Pistes de mise en œuvre : « Lancer des plates-formes régionales et des projets démonstrateurs pilotes de réseaux intelligents et distribués (smarts grids) et de stockage de l’énergie (appels d’offres régionaux), Poursuivre et diffuser les expériences de référence au sein de réseaux d’acteurs de l’énergie et des télécommunications : appel d’offres régionaux et nationaux sur réseaux intelligents et le stockage, pôles de compétitivité ».

Les initiatives locales

Les collectivités abordent la question de l’énergie sous différentes formes. La plus répandue est probablement le Plan Climat Energie Territorial (PCET). La loi Grenelle 2 de Juillet 201042 rendait l'élaboration de ces démarches obligatoire à l'échéance du 31 décembre 2012, pour les régions, les départements, les communautés urbaines, les communautés d'agglomération ainsi que les communes et communautés de communes de plus de 50 000 habitants. L’état des PCET fourni en annexe (cf : Etat fin 2012) confirme que leur déploiement est assez inégal et que le respect de l’échéance du 31 décembre 2012 est loin d'avoir été satisfaite. La situation en Bretagne n’est cependant pas différente des autres régions françaises. Les PCET favorisent une appropriation des questions liées à la qualité de l’air et à l’énergie. Le processus collaboratif d’élaboration des PCET y contribue assez largement. En contrepartie, la lourdeur du dispositif rend parfois difficile la tâche pour des collectivités aux ressources limitées. Très peu de PCET sont accessibles en ligne à ce jour. La référence aux Smart Grids n’y est à ce stade quasiment jamais présente. Il n’en reste pas moins que plusieurs collectivités ont décidé de mener des actions spécifiques sur le domaine de l’énergie. Une douzaine de structures ont été mises en place pour accompagner la mise en œuvre et le déploiement des plans.

Figure 44 : Structures locales sur les questions énergétiques

Siège Dpt Nom Dénomination complète

Brest 29 Ener'gence Agence de maîtrise de l'énergie et du climat duPpays de Brest

www.energence.net

Carhaix 29 Alecob Agence locale de l'Energie du Centre Ouest Bretagne

www.alecob.fr

Lorient 56 Agence Locale de l'Energie de Bretagne Sud (ALOEN)

Morlaix 29 Heol Agence locale de l'énergie du pays de Morlaix

paysmorlaixenvironnement.info

Pleurtuit 35 ERH2 Energies Renouvelables et Hydrogènes en Bretagne

erh2-bretagne.over-blog.com

Quimper 29 Quimper Cornouaille Développement www.quimper-cornouaille-developpement.fr

Rennes 35 MCE Maison de la Consommation et de l'Environnmenet

www.mce-info.org

Rennes 35 La Taupinais Ecocentre de la Taupinais

Rennes 35 CLE Agence locale de l'Energie du Pays de Rennes

www.alec-rennes.org

Rennes 35 Aile Association d'initiatives localmes pour l'énergie et l'environnement

www.aile.asso.fr

42 http://fr.wikipedia.org/wiki/Loi_Grenelle_2

http://www.energence.net/

http://www.alecob.fr/

http://www.paysmorlaixenvironnement.info/

http://www.erh2-bretagne.over-blog.com/

http://www.quimper-cornouaille-developpement.fr/

http://www.quimper-cornouaille-developpement.fr/

http://www.mce-info.org/

http://www.alec-rennes.org/

http://www.aile.asso.fr/



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St Brieuc 22 ALE Agence locale de l'Energie du Pays de Saint-Brieuc

www.ale-saint-brieuc.org

St Brieuc 22 Progener Association pour la Promotion de la gestion de l'Energie et des énergies renouvelables

www.ageden.org

Dans le cas de Quimper, l’agence Quimper Cornouaille Développement est active sur plusieurs thématiques. L’énergie y occupe une place désormais importante avec 6 salariés dédiés. La Région compte par ailleurs des espaces Info-énergies43 hébergées, lorsqu’elles existent, par les structures répertoriées ci-dessus. « Le réseau breton Info->Énergie est composé de 18 espaces et rassemble 16 conseillers (240 espaces et plus de 400 conseillers sur le territoire national). Ceux-ci se tiennent à la disposition du public pour répondre aux demandes portant sur les différents équipements de l’habitat, le chauffage, l’eau chaude, l’isolation thermique et les énergies renouvelables. »

Tous ces dispositifs participent à une prise de conscience locale et collective des questions et enjeux liés à l’énergie. Le sentiment des rédacteurs du présent rapport est que la sensibilité des acteurs locaux aux enjeux de l’énergie est plus forte en Bretagne que dans les autres Régions. Plusieurs projets ont par ailleurs été engagés par les collectivités locales en relation souvent avec des associations locales. Quelques exemples :

- L’opération de maitrise de l’énergie « Vir’Volt » menée par le Pays de St Brieuc ;

- Les projets d’écoquartiers, notamment les réflexions menées sur des territoires tels que le hameau de la Pelousiere à Langouet, ViaSilva sur le territoire de Rennes Métropole,

- Les réponses faites dans le cadre de l’appel à projet sur les Boucles Energétiques Locales …

Cas de la Communauté de Communes du Méné : vers l'autonomie énergétique La Communauté a engagé un plan ambitieux tendant progressivement à devenir autonome du point de vue énergétique. Le reproduction de l’article des Echos donne un bon aperçu du projet et illustre également l’audience de ce projet connu aujourd’hui au niveau national. Pourtant, le coordinateur du projet dresse un bilan contrasté. Les freins sont nombreux et le restent :

- L’usine de méthanisation est loin du village du fait de la protestation initiale des habitants et ne permet pas de mettre en place des réseaux de chaleur,

- L’autoconsommation n’est pas possible du fait des obstacles réglementaires,

43 http://www.bretagne-energie.fr/

http://www.ale-saint-brieuc.org/

http://www.ageden.org/



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- La taille des éoliennes est limitée à cause des contraintes imposées par le Ministère de la défense.

Sept2011

Le projet a bénéficié de subventions, soit près de 6M€ sur un total de 16 Millions. Le projet est fortement lié au partenariat avec Kermené et l’entreprise Geotexia44 qui a déclaré sur 2011 un chiffre d’affaires de 354.000 € pour un résultat net de -274.00 €. Le projet est souvent considéré comme très innovant. Son devenir n’est pas assuré.

Les initiatives départementales

Les Conseils Généraux ont également engagé des démarches en vue de l’élaboration de PCET.

Figure 45 : Etat des PCET départementaux et documents disponibles

Conseils Généraux Sites

Documents de référence

Conseil général des Côtes d'Armor

cotesdarmor.fr/lamenagement_du_territoire/lenvironnement/climat_et_energie.html

ND

Conseil général du Finistère

www.cg29.fr/Le-Conseil-general-et-vous/Eau-Environnement/Lettre-electronique/node_41306/Le-premier-plan-climat-energie-du-Conseil-general-

du-Finistere

Bilan d'étape du premier - Juin 2010

Conseil général d'Ille-et-Vilaine

www.ille-et-vilaine.fr/actions/environnement-ille-et-vilaine/maitrise-energies.html

ND

Conseil général du Morbihan

www.morbihan.fr/actualites/article.aspx?id=4605 ND

44 http://geotexia.wordpress.com/

http://www.cotesdarmor.fr/lamenagement_du_territoire/lenvironnement/climat_et_energie.html

http://www.cotesdarmor.fr/lamenagement_du_territoire/lenvironnement/climat_et_energie.html

http://www.cg29.fr/Le-Conseil-general-et-vous/Eau-Environnement/Lettre-electronique/node_41306/Le-premier-plan-climat-energie-du-Conseil-general-du-Finistere



http://www.cg29.fr/content/download/43506/399959/file/02_D0CO8.pdf

http://www.cg29.fr/content/download/43506/399959/file/02_D0CO8.pdf

http://www.ille-et-vilaine.fr/actions/environnement-ille-et-vilaine/maitrise-energies.html

http://www.ille-et-vilaine.fr/actions/environnement-ille-et-vilaine/maitrise-energies.html

http://www.morbihan.fr/actualites/article.aspx?id=4605

http://geotexia.wordpress.com/



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A ce stade et à la date de sortie de cette étude, les rapports sur ces travaux n'étaient pas encore disponibles. Toujours à l’échelle départementale, ce sont les Syndicats Départementaux d’Electricité (SDE) qui jouent traditionnellement le rôle le plus important sur les questions d’énergie. Regroupés au sein de la FNCCR45, les syndicats bénéficient de compétences de plus en plus larges qui peuvent couvrir, selon les délégations qui leur ont été transférés, les réseaux de distribution d’électricité, d’eau de gaz, l’éclairage public, le haut débit… Les syndicats assurent par ailleurs de plus en plus de missions dans le secteur du numérique. C’est le cas en matière d’infrastructures Haut Débit et pour le déploiement des Systèmes d’Information Géographiques. Les quatre syndicats bretons (SDE 22, SDEF, SDE35 et SDEM) ont mis en place une coordination dénommée Pôle Energie Bretagne. Pour avoir un ordre d’idées des budgets des SDE, le budget d’investissement du SDE22 était de 105 millions d’Euros en 201146. Les Syndicats bretons ont commencé à se saisir du sujet Smart Grids. La FNCCR a elle-même engagé des réflexions nationales sur le sujet. Le SDEM a fait réaliser son nouveau siège dans une approche très novatrice :

- cet immeuble se veut orienté vers l’indépendance énergétique,

- il dispose de capacités de production,

- il bénéficie également de réserves de stockage avec possibilité de renvoyer l’excédent de production vers le réseau.

La stratégie du syndicat est de s'appuyer sur ce démonstrateur pour déployer une solution industrielle de bâtiment à énergie positive et d'amorcer une démarche plus pro-active dans le domaine des smart grids locaux.

2.3.2 Cartographie des entreprises

Il est difficile de dresser une cartographie des entreprises vraiment actives dans le secteur des smart grids en raison notamment de la complexité et du niveau de maturité de ce marché. Cependant, afin d’anticiper le développement des smart grids, il est proposé de réaliser ici une cartographie des entreprises ayant une expertise qui pourrait être valorisée sur les marchés des réseaux intelligents. La cartographie proposée ici repose sur l’analyse de la base de compétences régionale constituée par Bretagne Développement Innovation et ses partenaires47, afin de faciliter les coopérations entre les acteurs pour des réponses aux Appels à manifestation d'intérêt (AMI). Elle n’est pas exhaustive. Les entreprises concernées par le déploiement des smart grids en Bretagne sont distribuées sur l’ensemble du territoire, avec une forte concentration autour des villes de Rennes et de Brest. Par ailleurs, Lannion, Lorient et Quimper sont également trois pôles d’activités importants (voir Google Map ci dessous48).

45 http://www.fnccr.asso.fr/ 46 http://www.sde22.fr/documents/pdf/budget_sde_2011.pdf 47 L’Ademe Bretagne, la Meito, les technopoles Lannion Anticipa, Brest Iroise et Quimper Cornouaille, Captronic, le Pôle

Images et Réseaux et l’Université Européenne de Bretagne 48

Pour la liste des entreprises répertoriées et plus de détails sur ce Google Map consulter la version en ligne :

http://goo.gl/maps/H21HS

http://goo.gl/maps/H21HS



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Figure 46 - Cartographie des acteurs bretons sur le territoire régional (Sur la base des données de la Base de Compétences Régionales BDI)

Si la majorité des acteurs identifiés ont leur siège social basé en Bretagne, il n’en va pas de même pour les grands groupes tels qu’EDF, ERDF, Schneider, RTE, Orange… Cette distinction est primordiale, notamment pour les donneurs d’ordre que sont les grands groupes énergéticiens, car elle influence la structuration de l’écosystème régional et la stratégie à mettre en œuvre pour promouvoir les acteurs locaux sur le marché des smart grids. Les acteurs identifiés sont principalement issus du secteur des TIC. Il s’agit d’entreprises intervenant sur le marché de l’électronique, de la domotique, des télécommunications ou du logiciel. La majorité des acteurs issus du secteur de l’énergie interviennent plutôt sur les marchés de l’équipement réseau, de l’efficacité énergétique, du stockage et de l’énergie photovoltaïque. Certaines entreprises telles qu’Actility, AJS-ID ou GA-MM SAS ont une activité mixte de base, se situant à la fois dans l’énergie et dans les TIC. Les autres acteurs sont issus de secteurs de la climatisation ou du bâtiment.

Figure 47 - Répartition des acteurs par secteur (Sur la base des données de la Base de Compétences Régionales BDI)

Il est utile de qualifier la nature des activités des entreprises bretonnes pour mieux appréhender leur capacité à être moteur du développement de la filière bretonne. On notera ainsi que la majorité des entreprises ont une activité de type « produit » et qu'elles vendent leurs propres produits qu’ils soient équipements ou logiciels. Les



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entreprises proposant des prestations de service sur mesure, de type ingénierie ou sous-traitance, sont également nombreuses.

Figure 48 - Répartition des entreprises pas typologie d’activités

(Sur la base des données de la Base de Compétences Régionales BDI)

La taille des entreprises recensées est répartie de manière assez équilibrée. La majorité des entreprises sont de taille moyenne avec des effectifs entre 20 et 49 comme Kerlink, Vity, Sodalec, Silia, Atlantic RF.

Figure 49 - Répartition des entreprises par taille (Sur la base des données de la Base de Compétences Régionales BDI)

La majorité des entreprises étudiées avaient un chiffre d’affaire inférieur à 1 million d’euros en 2011. Mais les entreprises ayant un chiffre d’affaire entre 10 et 100 millions sont également relativement nombreuses comme Delta Dore, Seifel, Silia, Batscap, Atlantic RF. Trois entreprises dépassent les 100 millions d’euros de CA en 2011 : Bolloré Energie, Canon Bretagne et Trecobat. La taille des entreprises, ici plutôt moyenne, est un indicateur de leur capacité d’investissement et du potentiel qui pourrait être consacré à leur développement sur le marché des smart grids.



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Figure 50 - Répartition des entreprises par chiffre d'affaire (2011) (Sur la base des données de la Base de Compétences Régionales BDI)

Le positionnement des entreprises bretonnes sur la chaine de valeur Smart Grids montre que ces dernières sont à même d’intervenir à tous les niveaux:

- Production,

- Réseaux de transmission des données,

- Capteurs et capteurs actifs,

- Logiciels de traitement des données,

- Interface de gestion,

- Domotique,

- Stockage.

Figure 51: Positionnement des entreprises sur la chaine de valeur Smart Grid (Sur la base des données de la Base de Compétences Régionales BDI)

Dans le cadre de l’AMI « réseaux électriques intelligents » de 2012, l’ADEME avait identifié, à titre indicatif, certains verrous technologiques relatifs à la supervision et à la sécurisation des infrastructures du réseau électrique d’une part, et sur la gestion énergétique par le consommateur d’autre part. La base de compétences constituée par Bretagne Développement Innovation a permis d’identifier les entreprises technologiquement qualifiées sur ces deux axes. Toutefois, la nomenclature indicative de l’ADEME ne prennant pas en compte certains segments de marché liés aux smart grids (le stockage, le développement des services, le traitement des données, ou la cybersécurité…), les informations tirées de la base de compétences doivent être manipulées avec précaution.



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Supervision et sécurisation des infrastructures du réseau électrique Près de 70 % des entreprises recensées disposent d’une expertise dans le domaine de la supervision et de la sécurisation des infrastructures du réseau électrique, selon la nomenclature identifiée par l’ADEME. Cette expertise peut se rapporter aux domaines suivants :

- systèmes électroniques de pilotage, combinant des fonctions de capteur, d’intelligence embarquée et de communication, adaptés à l’environnement et aux contraintes opérationnelles du réseau électrique,

- outils logiciels d’intelligence répartie, multi-échelles et sûrs pour la gestion optimisée du réseau électrique,

- réseaux de communication résilients et auto-cicatrisants,

- composants électroniques de puissance optimisés pour la gestion des flux, le pilotage des charges et la protection du réseau électrique

- architectures informatiques déployables et auto-configurables à l’échelle du réseau électrique,

- liens de communications sécurisées (protection des données…) et robustes (résistance aux intrusions…) pour le réseau électrique,

- modélisation et simulation multi-échelles du système électrique pour le dimensionnement, le diagnostic et la conduite des réseaux,

Plus de 70% des entreprises se positionnant sur le segment supervision et sécurisation des infrastructures disposent d’une expertise dans le domaine de l’électronique, dont 50% dans les systèmes électroniques de pilotage (capteurs, intelligence embarquée et communication, appliqués à l’environnement et aux contraintes opérationnelles du réseau électrique), et 21 % dans les composants électroniques de puissance (gestion des flux, pilotage des charges et protection du réseau électrique). Figure 52 - Technologies maitrisées par les sociétés se positionnant sur la supervision

et la sécurisation des infrastructures des réseaux électriques (Sur la base des données de la Base de Compétences Régionales BDI)

Gestion énergétique par le consommateur Un peu moins de 50 % des entreprises recensées disposent d’une expertise applicable à la gestion énergétique par le consommateur, toujours, selon la nomenclature identifiée par l’ADEME. Cette activité peut concerner :

- Les concepts innovants d’interfaces de gestion énergétique répondant aux besoins des consommateurs,

- Les protocoles de communication des équipements et des systèmes interopérables,



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- Les architectures informatiques orientées services. 60% des acteurs se positionnant sur le marché de la gestion énergétique par le consommateur, disposent d’une expertise en matière de concepts innovants d’interfaces de gestion énergétique répondant aux besoins des consommateurs.

Figure 53 - Technologies maitrisées par les sociétés se positionnant sur la gestion

énergétique par le consommateur (Sur la base des données de la Base de Compétences Régionales BDI)

Plusieurs entreprises Bretonnes sont reconnues au niveau national et pourraient jouer un rôle majeur dans le développement de la filière régionale. Ce sont principalement des acteurs intervenant sur les marchés de l’internet des objets et du machine-to-machine. Il s’agit notamment d’Actility, dont le siège social est basé à Lannion. Actility est spécialisée dans la gestion du réseau internet des objets et développe des architectures et des services permettant de gérer et de piloter à distance les équipements. Actility se positionne notamment sur le marché de l’énergie, au niveau de l’ajustement ou du déplacement de la charge, en développant des solutions permettant de piloter les consommations, l’intégration des énergies renouvelables ou des véhicules électriques par exemple. Actility est l’un des 6 acteurs retenus par RTE dans le cadre de l’expérimentation sur l’effacement diffus. Delta Dore est une société spécialisée dans les produits et services pour les économies d’énergie et le confort dans l’habitat. Delta Dore conçoit ainsi des solutions dans les domaines de la gestion de l’énergie, de la gestion technique des bâtiments et la maitrise des énergies, des systèmes d’affichage des consommations et des services énergétiques. Delta Dore participe à plusieurs démonstrateurs de smart grids dont le projet Millener ou le projet Smart Electric Lyon. Vity est une société spécialisée dans la conception et la commercialisation de solutions pour les marchés du smart home et du smart building. Vity propose notamment des solutions de télécommandes tactiles, de centrales de commandes, de logiciels de programmation, d’équipements de contrôle des applications, et une application pour mobile ou smartphone. Kerlink développe et commercialise des solutions de communication machine-to-machine (M2M) permettant d’interconnecter des équipements distants (capteurs, machines, véhicules) et un système d’information. La société intervient notamment sur les usages liés à l’autopartage, à la logistique et la traçabilité, aux transports publics, à la télémétrie et la télécollecte, aux applications nomades et aux applications automotive. Niji est une société de services spécialisée dans le développement logiciel avec des points forts sur les technologies numériques contemporaines telles que les capteurs intelligents, la réalité virtuelle augmentée, la géo-localisation, les magasins



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d’applications… Niji intervient dans des secteurs variés tels que les télécommunications, l’énergie, les Médias, les banques et assurances, les acteurs publics, le tourisme… Dans le secteur de l’énergie Niji intervient auprès des principaux opérateurs, notamment RTE, ERDF, EDF, GDF-Suez, GRT Gaz ou des équipementiers tels que Thales ou Hager. Notons également que Schneider Electric Schneider dispose de deux sites en Bretagne réunissant environ 500 personnes dont une force de R&D avec un focus sur les logiciels embarqués. Cap Gemini est également fortement implanté en Bretagne et la société a décidé de se positionner sur les marchés des smart cities et des smart grids. Par ailleurs, plusieurs utilities ont entrepris de se réorganiser sur l'énergie, sur les bâtiments intelligents, sur les territoires intelligents et sur la mobilité intelligente. De nouvelles structures apparaissent ou des structures existantes changent d’organisation. On peut ainsi citer les sociétés telles que Bouygues Energie & Services (anciennement ETDE), Inéo Engineering&Systems (avec une nouvelle ligne Inéo smart solutions), Dalkia pour Véolia, Vinci Energie. Chacune de ces structures intervient sur le territoire breton et cherche à monter des projets. On peut ainsi pressentir de nouvelles opportunités de partenariats pour les acteurs locaux. Il faut cependant rappeler ici que le positionnement de ces acteurs est principalement déterminé par l’équilibre économique des projets sur lesquels ils s’engagent. La Bretagne dispose également de filières dynamiques dans les domaines des énergies marines renouvelables, des véhicules et de la mobilité et de l’industrie agroalimentaire. Bretagne développement Innovation a ainsi recensé plus de 180 acteurs dans les domaines des EMR et près de 300 acteurs dans le domaine des véhicules et de la mobilité.

2.3.3 Les pôles de compétitivité en Bretagne

La Bretagne ne dispose pas de pôle de compétitivité spécialisé dans l’énergie mais des liens existent entre les acteurs bretons et le pôle S2E2 qui couvre les régions Pays-de-Loire, Centre et Limousin. Les entreprises Delta Dore, NKE et le laboratoire ENS Cachan Bretagne sont ainsi membres du pôle S2E2. Notons cependant que le pôle Image et Réseaux, spécialisé dans les technologies de l’information, des télécoms et de l’audiovisuel, est en discussion pour rejoindre l’interpôle Smartgrids France. De nombreux acteurs bretons sont également membres du pôle ID4car interrégional, (basé en Loire-Atlantique mais qui dispose d’une antenne à Rennes). Le pôle travaille autour de quatre domaines d’activité stratégiques :

- Véhicules et Usages Innovants

- Intelligence des Systèmes Embarqués

- TIC et Mobilité Durable Il joue le rôle de facilitateur pour le montage de projets associant mobilité et smart grids.



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2.3.4 Les acteurs de la recherche et développement

Le monde de la recherche et développement en Bretagne s’organise autour d’équipes de recherche et de plateformes technologiques. Selon la base de compétences smart grids constitué par Bretagne Développement Innovation et ses partenaires, plusieurs centres académiques coordonnent des programmes de recherche portant directement sur la problématique des smart grids. Avec plus de 500 chercheurs travaillant, Rennes concentre la plus forte activité de recherche et développement sur ce secteur ou proche de ce secteur. Elle est suivie par Brest (250 chercheurs) puis par Lannion, Lorient et Vannes.

Figure 54: Distribution géographique des centres de recherche en lien avec les problématiques Smart grids

(Sur la base des données de la Base de Compétences Régionales BDI)

L’expertise des centres de recherche identifiés concerne notamment :

- L’ingénierie de systèmes complexes et systèmes de systèmes

- Les réseaux haut débit optiques

- Les technologies réseaux sans fil

- Le logiciel embarqué et les processeurs associés

- L’énergie éolienne en mer

- Les piles à combustible

- Les réseaux électriques intelligents

- Les interfaces homme-machine

- L’optoélectronique

- Les objets communicants

- Le stockage stationnaire d'électricité

- Le captage, stockage et valorisation du CO2

- Le calcul intensif Télécom Bretagne a annoncé, en décembre 2012, la mise en place d’un nouveau centre de recherche français consacré à la technologie CPL (Communication par Courants Porteurs en Ligne) en partenariat avec Itron et Texas Instruments afin de répondre aux besoins des réseaux et des compteurs intelligents. L’objectif de ce centre de recherche est d’élaborer des solutions adaptées aux évolutions technologiques des réseaux d’énergie et du comptage intelligent, et de permettre à la filière française des



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Smart Grids de maintenir son avance en capitalisant sur l’innovation et l’expertise de ses chercheurs et ingénieurs.

Télécom Bretagne avait lancé en 2011 un projet interne sur son campus. Celui-ci dispose en effet d'une solution permettant de suivre et d'optimiser la consommation énergétique des bâtiments à partir d'un réseau de capteurs sans-fil (emonplug) et d'une application web de visualisation des données récoltées (emoncms). Le projet, initié en avril 2011, était à l'origine un projet de recherche interne à Télécom Bretagne destiné à tester et optimiser ses propres protocoles au sein d'un réseau de capteurs hétérogènes. Le projet Smart TB est aujourd'hui un projet communautaire destiné aux entreprises et particuliers qui désirent comprendre et améliorer l'efficacité énergétique des bâtiments qu'ils occupent.

Télécom Bretagne est par ailleurs engagé sur d'autres chantiers :

- Coopération avec l’École des Beaux-Arts pour le développement d’objets lumineux communicants. Une des pistes d’application est de concevoir des objets qui rendent la consommation énergétique ludique et tangible par les utilisateurs.

- Réalisation d'un projet de traitement de données de la consommation en temps réel, avec l’université NCKU de Tainan (Taïwan). Le but de ce projet est de développer des algorithmes adaptés aux nouvelles plateformes de traitement de flot de données grand volume de type "Twitter Storm". Ces algorithmes de fouille de données serviront notamment pour l’identification des équipements à la base de la courbe de consommation agrégée.

- Développement d'un projet d’effacement portant sur la création des équipements de la maison intelligents et sur la plate-forme de communication et les algorithmes connexes assurant aux utilisateurs de modifier leur consommation électrique d’une manière automatique et transparente. Ce projet sera développé en partenariat bilatéral entre Télécom Bretagne et une entreprise spécialisée dans l’effacement énergétique.

L'école Suplélec Rennes dispose de son côté d’un laboratoire Automatique des Systèmes Hybrides qui fait partie de l'IETR (Institut d'Electronique et des Télécommunications de Rennes). Il travaille en "aval compteur" sur la gestion de l'énergie dans le bâtiment en fonction de ses capacités et des demandes réseaux en privilégiant une approche basée sur une optimisation prédictive plutôt que sur de l'effacement en urgence. Dans ce cadre Supélec Rennes travaille avec le Centre Scientifique des Techniques du Bâtiment (CSTB) sur la gestion prédictive des charges électriques (chauffage et eau chaude principalement), sur l'intégration de stockage (batteries) et sur la production locale (photovoltaïque). Supélec a par ailleurs monté, en partenariat avec Centrale Paris, l’Ecole des Ponts, le CSTB et Bouygues Construction la Chaire de recherche "Bâtir Durable et Innover" qui travaille notamment sur les aspects contrôle commande et efficacité énergétique. L’objectif principal du projet est d’étudier la gestion intégrée de l’énergie au sein d’un bâtiment de bureaux à basse consommation et à énergie positive. Au-delà de la commande de chacun des sous-systèmes, l’objectif est d’optimiser la gestion globale de l’énergie non seulement par l’intégration et la coordination des équipements mais aussi par la gestion des sources. Sur "l'amont compteur", un doctorant commence une thèse dans le cadre de l'Institut RiseGrid (Supélec - EDF R&D) sur l'analyse de la stabilité en tension des réseaux de distribution lorsqu'ils intègrent des régulations de tension centralisées au niveau du poste source et décentralisées au niveau des producteurs et sur la cohérence entre ces mécanismes et la détection d'ilotage.

http://departements.telecom-bretagne.eu/rsm/logiciels/smartb/emonplug/

http://departements.telecom-bretagne.eu/rsm/logiciels/smartb/emoncms/



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Le laboratoire Automatique des Systèmes Hybrides a également mené une étude avec EDF R&D sur la coopération d'un groupe d'immeubles au sein d'un ilot ou d'un quartier pour atteindre des objectifs communs de consommation. Il est associé au département Energie du campus de Gif-sur-Yvette sur les relations entre les smart grids et la recharge des véhicules électriques dans les copropriétés. Localement, le laboratoire collabore avec DeltaDore sur des algorithmes d'optimisation énergétique dans l'habitat qui ne prennent pas encore en compte les aspects smartgrids. L'ENS Cachan Bretagne accueille l’équipe SETE rattachée au laboratoire SATIE (Systèmes et applications des technologies de l'information et de l'énergie). Cette équipe travaille sur la recherche de solutions originales de conversion et de traitement de l'énergie électrique en termes de concepts, modèles, outils d'analyse et d'optimisation, stratégies de contrôle et enfin de systèmes. Parmi les sujets traités, celui de l'intermittence de l'énergie dans un contexte d’îlot énergétique s’appuyant sur de production d'énergie à base d'énergies renouvelable et du stockage. Parmi les autres initiatives identifiées, on peut citer le laboratoire LIMATB qui dispose d’un pôle orienté efficacité énergétique, nommé Effipole. Plusieurs acteurs académiques ont mis en place des plateformes technologiques pour mettre à la disposition des acteurs bretons des technologies de pointe. On peut citer dans cet esprit les plateformes technologiques développés par Rennes 1 notamment la plateforme Habitat intelligent durable ou encore la plateforme MobBi de l’Université consacrée aux systèmes embarqués pour des secteurs d’applications allant des moyens de transport, jusqu’aux bâtiments intelligents, notamment pour l’optimisation de leur efficacité énergétique et leur intégration dans des réseaux complexes. La Bretagne accueille également l’Institut de Recherche Technologique B-Com, une fondation de coopération scientifique qui réunit partenaires industriels, académiques et publics. B-com intervient sur les problématiques liées à l’internet du futur. Il innovera au plus haut niveau dans les domaines de l’image, des réseaux fixes et mobiles ultra haut débit, et de la médecine du futur. Ces 3 grands domaines d’activité sont prioritaires et les premiers projets liés à la convention passée avec l’Etat sont en cours de lancement. B-com pourrait s’ouvrir, à terme, aux problématiques smart cities. Dans ce cadre, B-com est prêt à étudier les opportunités de partenariat, notamment sur les smartgrids. Enfin, France Energies Marines, l’Institut d’Excellence en Energies Décarbonnéss dédié aux Energies Marines Renouvelables se situe également en Bretagne. France Energies Marines mène des actions de recherche et du développement appliqué et met en place des sites d’essais conçus pour valider les technologies dans les secteurs éoliens offshores fixe et flottant, hydrolien, houlomoteur et thermique marin.

2.3.5 La formation en Bretagne

Le développement de la filière smart grids en Bretagne repose sur la création d’un écosystème dynamique, impliquant notamment les acteurs de l’enseignement et de la formation. L’enjeu n’est pas ici de faire une liste exhaustive des formations existantes en Bretagne mais d’identifier les établissements et les typologies de formation existantes dans le domaine de l’énergie ou sur des briques technologiques essentielles au développement des smart grids.



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Figure 55 - Principales formations identifiées en Bretagne en liens avec les

problématiques smart grids

Niveau Diplôme Spécialité Etablissement

Bac +6 Mastère Energies Marines Renouvelables Télécom Bretagne Bac +6 Mastère Cybersécurité Télécom Bretagne / Supelec Bac +6 Master Spé Ingénierie des TIC pour les éco-activités Rennes 1 Bac +4/+5 Master Energies marines ENSTA, Ecole Navale Bac +4/+5 Master Géosciences UBO Bac +4/+5 Master Sciences – Energie UBS Bac +3 Licence Pro Service et Produits pour l'Habitat Rennes 1 Bac +3 Licence Pro Electricité Electronique Rennes 1 Bac +3 Licence Pro Gestion énergie UBS Bac +3 DEES BCC et ENR Likes Bac +2 BTS Fluides, Energies, Env Brest, Rennes, Dinan Bac +2 DUT Génie thermique, énergie Lorient

On ne recense pas à ce jour d’offre de formation sur les aspects économiques et sociologiques de l’énergie.

2.3.6 Cartographie des projets smart grids en Bretagne

La Bretagne accueille sept démonstrateurs de smart grids, répartis sur l’ensemble du territoire.

Figure 56 - Cartographie des démonstrateurs de smart grids en Bretagne

Kergrid

Le projet ADDRESS49 est un projet européen lancé en 2008 pour une période de 5 ans (Budget de 16 millions d’euros) dans le cadre du FP7. ADDRESS réunit 25 partenaires pour concevoir et développer des solutions techniques et commerciales de gestion intelligente des consommations d’électricité (des clients particuliers et professionnels). La France, l'Italie et l’Espagne seront territoires d’expérimentation pour étudier les possibilités de déplacements des usages de l'électricité, leurs effets pour estomper les pointes de consommation et les moyens permettant d'utiliser d’avantage l'énergie renouvelable lorsqu’elle est disponible. En France, l’expérimentation se déroulera sur les îles de Houat et de Hoëdic, auprès de 50 à 100 consommateurs, sous le pilotage de EDF SA. Le volet français du projet se consacre notamment à la recherche de normes et standards de communication dédiés aux réseaux intelligents et à la domotique intelligente. Comme mentionné plus haut, la Région a lancé en 2012 un appel à projets intitulé « Boucles Energétiques Locales » afin de soutenir les territoires mettant en place des politiques énergétiques s’appuyant sur le développement d’un bouquet énergétique local, la mise en œuvre d’actions de maîtrise de la demande et la mise en place de

49 http://www.smartgrids-cre.fr/media/documents/dossiers/zonesinsulaires/ProjetR&DAddress.pdf

http://www.smartgrids-cre.fr/media/documents/dossiers/zonesinsulaires/ProjetR&DAddress.pdf



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réseaux intelligents. Cinq projets de territoire ont été retenus sur les 11 candidatures déposées : Brest Métropole Océane, Lorient Agglomération, Val d’Ille, Poher Communauté, Ile de Sein. Le Syndicat départemental d’énergies du Morbihan (SDEM) et Schneider Electric ont lancé le projet "Building Smart Grid", un dispositif pilote constitué d’un système de stockage et de gestion d’énergie qui viendra équiper le futur siège du SDEM (inauguration prévue en juin). Le bâtiment sera équipé de 850 m2 de panneaux photovoltaïques, de deux éoliennes, et de batteries lithium-ion. Le démonstrateur intégrera un dispositif de gestion technique du bâtiment couplé à un tableau de distribution électrique permettant à la fois de piloter les services (chauffage, ventilation) et de délester les charges non-prioritaires. Le système dans son ensemble doit permettre d’effacer électriquement le bâtiment aux heures de pointe. Le projet EGUISE50 a été retenu dans le cadre de l’AMI de l’ADEME portant sur l’expérimentation liée aux infrastructures de recharge pour les véhicules électriques et hybrides rechargeables. Il est doté d’un budget de 4,7 millions d’euros. Lancé en 2012 pour une durée de 3 ans, le projet, porté par le pôle de compétitivité ID4car, réunit 7 partenaires (Coordinateur : DBT – partenaires : Induct, Sherpa Engineering, RJS-ID, CEA, Télécom Bretagne, Louistic) pour développer, déployer et expérimenter un écosystème de gestion universelle et intelligente des services et de l’énergie, associés aux véhicules électriques. Cet écosystème sera composé d’une solution complète d’infrastructures de charge innovante multi-technologies, associée à un système de gestion prédictive et intelligente. Il pourra s'appliquer à une flotte de véhicules aussi bien électriques que thermiques. Les solutions techniques développées seront testées sur trois démonstrateurs dont un à Rennes Métropole et un à Ploufagran. Le projet ELHYRA (Electricité et Hydrogène Renouvelable pour exploitation Agricole) a permis de développer une plateforme de production d’énergie multi-sources et multi-usage intelligente visant à accroître l’efficacité énergétique des exploitations agricoles et des territoires, en améliorant les performances du photovoltaïque et de l’éolien. Le projet a été expérimenté sur le site d’une exploitation agricole. Porté par la société IMEX CGI, le projet s'organise autour d’un consortium composé également de CETH2, l’ENS Cachan (Laboratoire SATIE), et Mabglenig Company LTD, utilisateur final de la solution EDF est à l’initiative du projet ENBRIN (Energie Bretagne Innovation) porté par l’ensemble des acteurs du territoire sur la période 2010-2015. L’ambition du programme pour 2015 est d’atteindre une maîtrise de la demande d’électricité de 30 à 40 MW par an, de mettre en place 50 à 100 MW d’énergies renouvelables, de disposer de 480 MW de production d’hyper pointe fiabilisée, et d’atteindre 4000 tonnes de CO2 évitées par an. Dans ce cadre, EDF a notamment lancé, en partenariat avec sa filiale Edélia et IBM, Sagemcom et Delta Dore, l’opération « Une Bretagne d’avance » qui permet de piloter à distance certains équipements électriques (grâce à des boitiers électriques) et de fournir un service de suivi par Internet des consommations journalières de son logement. EDF a lancé un projet de sécurisation de l’alimentation électrique des îles de Houat et Hoëdic, en tenant compte des spécificités électriques des deux îles (saisonnalité très marquée pour la consommation, une production qui dépasse parfois la consommation). En plus d’un groupe électrogène, le projet porte également sur la mise en œuvre d’un dispositif de réduction répartie de la charge (basé sur des compteurs et concentrateurs « communicants », utilisant le télé-réglage des compteurs) et un dispositif de synchronisation de la consommation « heures creuses » avec la production photovoltaïque locale (utilisant le télé-réglage des compteurs).

50 http://www2.ademe.fr/servlet/doc?id=84980&view=standard

http://www2.ademe.fr/servlet/doc?id=84980&view=standard



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2.4 Analyse de l’écosystème breton

2.4.1 Diagnostic de l’écosystème

La concentration du marché de l’électricité qui est une particularité de la France rend tous les acteurs de la chaîne de valeur dépendants des grands donneurs d’ordre. Un acteur de la chaîne de valeur devra forcément être fournisseur ou partenaire des grands opérateurs pour pouvoir se positionner sur le marché des smart grids. Le tissu régional est fortement marqué par la présence de PME dotées de capacités d’investissement et de prise de risque limitées. Dans l'immédiat il leur est difficile de travailler avec les grands opérateurs de l’énergie et de se positionner sur le marché international.

Figure 57 - Cartographie des acteurs bretons sur la chaine de valeur des smart grids

Énergie Digital

Approche produit

Approche service

Consommation Marché et fournisseursTransport et distributionProduction

Source : ITEMS International Il est intéressant de constater que la chaine de valeur des smart grids est assez bien couverte en Bretagne, tant dans le numérique que dans l’énergie, et aussi bien dans des fonctions portées vers la production que dans les services aux consommateurs (Cf Figure 55, ci-dessus). Mais, dans les métiers clés de l’énergie, on retrouve essentiellement des acteurs nationaux.

2.4.2 Forces et faiblesses de l’écosystème régional

La Bretagne dispose d’un très bon tissu d'entreprises dans le secteur numérique. Les enjeux liés à son futur énergétique devraient naturellement l’amener à occuper une position significative dans le secteur des réseaux intelligents. La problématique énergétique constitue également une opportunité de développement intéressante pour les filières automobile et agro-industrielles, très présentes en Bretagne.



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Le manque d’acteurs de référence dans l’énergie n’a pas, jusqu’à présent, permis à la Région d’apparaître de manière significative dans le paysage national des réseaux intelligents. La création de France Energies Marines est de ce point de vue un point marquant qui pourrait favoriser le développement d’une filière industrielle. D’autant que Schneider Electric se structure en Bretagne et qu’un acteur comme Delta Dore poursuit sa croissance en France et à l’étranger. Plus qu’ailleurs, la prise de conscience des enjeux énergétiques est présente à tous les niveaux institutionnels jusqu’aux petites communes. Les acteurs publics ont ainsi lancé diverses initiatives permettant de faire émerger des projets énergétiques et de soutenir le développement de l'ensemble des filières. La démarche mise en œuvre par les acteurs publics vise ainsi à faire de l’énergie un champ d’action transversal, permettant de répondre aux enjeux du territoire et de développer de nouveaux relais de croissance pour les filières telles que la domotique, l’automobile, l’agro-industrie… C’est un atout dont ne disposent pas les autres régions. La volonté du Conseil Régional et de Bretagne Développement Innovation de faire face à ces enjeux et de favoriser le développement d’une filière locale est de nature à donner une impulsion déterminante. Il faut pour cela mettre en œuvre des orientations stratégiques dans un contexte économiquement plus tendu. Celles-ci pourront concerner des secteurs variés tels que smart home, smart building, smart grids (électrique et gaz), smart mobilité, smart heating… D’autres pays n'ont pas attendu. L’Allemagne portée par la dynamique du développement des énergies renouvelables (un rythme mensuel de croissance de la puissance installée 8 fois plus important que celui de la France) est de ceux-là, tout comme les Etats-Unis ou encore la Chine qui investissent massivement dans les réseaux électriques et les smart grids.

Figure 58 - SWOT des smart grids en Bretagne



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3 Benchmark des politiques publiques

3.1 Etat des lieux des politiques publiques au niveau international

Le marché des smart grids fait l’objet d’une concurrence entre les états en raison du potentiel et des enjeux de développement économique qu'il représente. Plusieurs états déploient des programmes de soutien aux smart grids pour accompagner le développement de la filière. Les priorités assez différenciées selon les pays et les moyens mis en œuvre inégaux.

3.1.1 Etats-Unis

Traditionnellement, le marché de l’électricité est dominé par des monopoles locaux publics ou privés. Ces opérateurs, de petite taille, à la fois producteurs, transporteurs et distributeurs de l’électricité interviennent sur des territoires limités en tail. On dénombre plus de 3 000 utilités aux Etats-Unis. La régulation du marché de l’électricité s'effectue au niveau des Etats, par l'intermédiaire d'institutions appelées selon les cas : PUC (Public Utilities Commission), PSC (Public Service Commission), PEC (Public Energy Commission). Comme son nom l'indique la Federal Energy Regulation Commission (FERC) exerce sa compétence au niveau fédéral. L'éclatement du marché entre des acteurs de petite taille et des modalités de régulation différentes entre Etats n’ont pas favorisé les investissements de modernisation de l’infrastructure électrique, ni le déploiement de nouveaux services aux usagers. Conséquence, en 2003, près de 45 millions de personnes se trouvaient privées d’électricité dans le Nord-Est de l’Amérique du Nord. À l’origine de cette coupure, la défaillance d’une ligne de transport à la suite d'un pic de la demande. Pour répondre à l’évolution des enjeux du marché de l’électricité, le régulateur fédéral a encouragé la création de Régional Transmission Organizations (RTOs) et Independant System Operators (ISOs)51 dont l’objectif est d’encourager la concurrence entre les acteurs locaux et la baisse des prix, de favoriser les investissements dans le réseau et les innovations. A ce jour, on compte seulement 10 RTOs/ISOs opérant les 2/3 du réseau électrique américain. 22 Etats restent organisés sous la forme de monopoles locaux indépendants les uns des autres.

51 La différence entre RTO et ISO tient seulement à l’échelon territorial



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Figure 59 - cartographie des RTOs et des ISOs aux Etats-Unis (Source : ISO/RTO Council)

Les États-Unis ont adopté en 2007 un nouveau cadre législatif, l’Energy Independence and Security Act (EISA). Il fixe les smart grids au rang de priorité nationale dans le but notamment de limiter la dépendance énergétique du pays : développer les ENR, accroître la fiabilité et la sécurité de l’approvisionnement, gérer les pics de demande et promouvoir l’efficacité énergétique… En 2009, l’American Recovery and Reinvestment Act dotait la stratégie en faveur du développement des smart grids d’une enveloppe de 4,5 milliards de dollars de fonds publics. Auxquels sont venus s’ajouter 5,5 milliards de dollars d’investissements privés. Soit un total de 10 milliards de dollars répartis entre des projets d’investissement et des projets de démonstration :

- 100 projets d’investissement pour un montant de 8,1 milliards de dollars dont 3,4 milliards de dollars de financements publics ;

- 32 projets de démonstration pour un montant total de 1,6 milliards de dollars, o 16 projets de réseaux intelligents : 877 millions de dollars, 50 % fonds

publics, o 16 projets sur le stockage : 770 millions de dollars, 24 % fonds publics.

Les 100 projets d’investissement, se répartissent de la manière suivante :

Figure 60 - Répartition des projets d’investissement financés dans le cadre de l’ARRA (Source : DOE)



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Le financement de ces investissements est réparti de la manière suivante : Figure 61 - Répartition du financement des projets d’investissements soutenus dans le

cadre de l’ARRA (Source : DOE)

Les projets financés permettront de tirer des enseignements sur les technologies et méthodes les plus adaptées, et serviront de démonstrateurs pour convaincre les élus, les industriels et les consommateurs, souvent encore, réticents au développement des smart grids. L’administration Obama a procédé, dès 2007, à un effort de normalisation. Piloté par l’Institut National des Normes et de la Technologie (NIST) il est le préalable nécessaire pour instaurer la confiance des consommateurs et des investisseurs et encourager l’innovation. L'initiative progresse, mais très lentement. En 2009, le Smart Grid Policy de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) fixait le développement et l’implantation de standards dans les domaines suivants:

- sécurité (informatique et physique) ; - cadres sémantiques communs, modèles logiciels et protocoles de

communications ; - visualisation et monitoring des réseaux ; - gestion de la demande ; - stockage de l’énergie ; - électrification du transport.

En juin 2011, l’Administration Obama dévoilait un nouveau plan de relance reposant notamment sur quelques axes principaux :

- faciliter les investissements rentables en s’appuyant sur le secteur privé et en invitant les responsables politiques à prendre des mesures encourageant les investissements dans l’efficacité énergétique ;

- poursuivre la démarche de normalisation encadrée par le NIST ; - réduire les coûts associés à la production d’électricité en période de pointe en

associant les consommateurs à la gestion de leur consommation; - sécuriser le réseau.

Dans ce schéma, le gouvernement a annoncé plusieurs initiatives stratégiques:



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1. le lancement de « Grid 21 », organisme réunissant des fournisseurs d’électricité et des fabricants de compteurs électriques « intelligents » dans le but de promouvoir l’utilisation de nouvelles technologies et des services de gestion d’énergie auprès des consommateurs,

2. l’engagement du Département de l’Energie (DoE) à améliorer l’accès des consommateurs aux données les concernant, notamment de leur consommation électrique. Le DoE a annoncé que les investissements du plan de relance avaient déjà conduit à l’installation de 5 millions de compteurs intelligents,

3. le soutien indirect au secteur privé notamment dans le domaine de la production

et de la distribution,

4. la constitution d'une enveloppe de 250 millions de dollars de prêts fournis par le Département de l’Agriculture pour le déploiement des technologies Smart Grids et la transformation du réseau électrique en milieu rural,

5. la création d’un groupe de travail inter-agences sur les énergies renouvelables

(Renewable Energy Rapid Response Team), dans le but d’améliorer la coordination au sein de l’état fédéral,

6. le renforcement de la collaboration internationale, notamment avec la Région

Asie-Pacifique, sur les questions d’interopérabilité des normes smart grid. Le déploiement des smart grids vise principalement la fiabilité et la sécurité de l’alimentation en électricité, le ralentissement de la détérioration des réseaux et la surveillance des grandes infrastructures devenue très sensible depuis les attentats de 2001. L’expérience utilisateur est au centre de la stratégie des acteurs américains pour déployer un service de qualité. Le segment de la distribution automatisée devrait dominer le marché, largement devant celui des AMI aux États-Unis. L'étude de Pike Research52, confirme la prise de conscience des entreprises américaines de l’impact du secteur de l’énergie sur leur compétitivité, en raison notamment de la volatilité des prix. Le cabinet estime qu’aux États-Unis, le marché des logiciels et des services de gestion de l’énergie en milieu industriel porté par une croissance annuelle de 21,6%, pourrait passer de 960 millions de dollars en 2011 à 5.6 milliards en 2020.

3.1.2 Chine

La forte croissance économique de la Chine a pour contrepartie l'accélération de la demande en énergie. Premier consommateur au monde, devant les États-Unis, la Chine ne cesse de voir ses besoins augmenter. Sa dépendance énergétique s'accroît en conséquence. En juin 2011, le pays a connu une des plus fortes pénuries en électricité en raison notamment des pics de consommation et des déséquilibres régionaux entre offre et demande. Le transport énergétique obsolète entre les régions productrices et les régions consommatrices crée un goulet d'étranglement du nord-est et du nord-ouest vers l'est et les côtes. Dans ce contexte, la Chine a entrepris l'ambitieux effort de développer son système électrique tout en limitant son impact sur le changement climatique. Le gouvernement a ainsi souhaité mettre en œuvre un vaste programme de modernisation et d’autonomisation de son système électrique autour de cinq objectifs :

1. Développer l’utilisation des énergies renouvelables,

52 http://www.marketwatch.com/story/industrial-energy-management-software-and-services-market-to-reach-56-billion-by-

2020-forecasts-pike-research-2011-10-31



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2. Améliorer la gestion et l’utilisation des actifs du réseau, 3. Augmenter l’efficacité des opérations et les retours sur investissement en

limitant les pertes sur le réseau, 4. Déployer de nouvelles technologies pour soutenir le développement d’un système

énergétique intelligent, comprenant une plateforme intégrée de gestion de l’électricité, des compteurs intelligents et des capteurs, et un système automatisé de prévision, de contrôle, de détection, de suivi et de récupération.

5. Interagir avec les consommateurs pour optimiser le fonctionnement du système. La State Grid of China Corporation (SGCC), principale compagnie d'électricité en Chine, est responsable du développement des smart grids. Elle annonçait en 2011 un plan d'investissement de 250 milliards de dollars sur 5 ans dont 45 milliards dédiés aux smart grids, soit 18 % des investissements. Confirmant ces chiffres, le gouvernement chinois avait annoncé en octobre 2011 un plan d'investissement dans l'infrastructure électrique de 500 milliards de dollars d'ici 2020, dont 90 milliards alloués au développement des technologies smart grids, soit plus de 10 milliards par an. En parallèle, la Chine a annoncé un investissement de 70 milliards de dollars pour 90 projets de villes intelligentes qui comprennent des volets importants liés à l’énergie. Le programme chinois piloté par la SGCC en faveur du développement des smart grids s’organise autour de 3 grandes phases.

Figure 62 - Programme de la SGCC pour la création d'un réseau intelligent en Chine (Source : SGCC)

La SGCC a ainsi lancé plus de 238 démonstrateurs permettant d’étudier l’impact des technologies à tous les niveaux du réseau.



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Figure 63 - Exemple de démonstrateurs et de programmes réseaux intelligents en

Chine

Selon une étude du Cabinet Zpryme de 2011, le marché des smart grids en Chine pourrait représenter 61,4 milliards de dollars en 201553, dont plus de 35 % devraient être captés par les équipements de transport et de distribution. On peut ainsi citer l'exemple du projet de la ville de Chengdu, principal démonstrateur en Chine, pour renforcer et accroître la capacité du réseau de distribution. Lancé en 2011, ce projet est doté d'une enveloppe de 2,5 milliards de dollars jusqu'en 2015.

Figure 64 - Répartition du marché chinois des réseaux intelligents en 2015 (Source : Zpryme)

53 China : Rise of the smart grid, Zpryme's Smart Grid Insight, 2011



83

Le potentiel du marché chinois attire de nombreux acteurs issus du secteur de l'énergie et du numérique, mais sa pénétration reste difficile. Elle passe par le développement de partenariats ou de joint-venture avec des entreprises locales. C'est le cas, par exemple, d’Alstom Grid, Alcatel-Lucent, ABB, Cisco, General Electric, Echelon, Nokia Siemens Network, Telvent, A123 Systems, Honeywell, Better Place…

3.1.3 Japon

L'accident nucléaire de Fukushima a bouleversé le marché de l'électricité au Japon. Jusqu'à présent réputé pour disposer d'une infrastructure plutôt stable, le pays est désormais confronté à des pénuries chroniques en électricité et à des problèmes de fiabilité. La sortie du nucléaire annoncée par le gouvernement contraint le Japon à imaginer de nouveaux modes de production et d'organisation du système énergétique qui reposent, notamment, sur le développement des énergies renouvelables et des réseaux intelligents. Organisé sous la forme de monopoles régionaux, le marché japonais de l'électricité repose sur dix compagnies. Ces dernières cumulent les fonctions de production, de transport, de distribution et de fourniture. Ces dernières années, elles ont concentré leur effort d'investissement sur le réseau en les équipant de systèmes d'information. La compagnie d'électricité de Tokyo (TEPCO) prévoit également le déploiement de 17 millions de compteurs intelligents à l'horizon 2019 pour un coût estimé de 2,6 milliards de dollars. En 2010, le gouvernement avait lancé un plan de soutien au développement des smart grids doté d'une enveloppe de 143,6 millions d'euros. L'agence gouvernementale sur les nouvelles énergies (NEDO) a été la première à s'intéresser à la problématique des réseaux intelligents. Depuis le début des années 2000, le Japon a mené de nombreux démonstrateurs, sous l'angle notamment de la décentralisation de la production d'électricité et de la création de micro-réseaux intégrant une part élevée d'énergie renouvelable. Le concept de maison intelligente est central dans les projets japonais. Il couvre à la fois la production et le stockage de l'énergie, la maîtrise de la consommation et le déploiement des véhicules électriques.

Figure 65 - Principaux démonstrateurs de smart grids au Japon



84

Sous l’impulsion du du NEDO, les principales entreprises japonaises de l'énergie et de l'électronique ont lancé la « Japan Smart Community Alliance » pour promouvoir à l’international les systèmes de gestion et de pilotage de l'énergie. Plusieurs entreprises japonaises pilotent ainsi des projets à l’international.

Figure 66 - Exemples de démonstrateurs smart grids pilotés par des entreprises japonaises

(Source : NEDO)

Territoire Descriptif du projet

Grand Lyon (France)

Démonstrateur combinant au niveau d’un quartier bâtiment à énergie positive, système de gestion pour les véhicules électriques basé sur des ENR, système de suivi des consommations domestiques (électricité, gaz et eau), plateforme d’analyse énergétique à destination du Grand Lyon et de ses habitants

Etat du Nouveau Mexique (Etats-Unis)

Démonstrateur de smart grids dans une zone résidentielle produisant de l’énergie photovoltaïque à grande échelle, combinant gestion de la demande, batteries et accumulateur de chaleur

Iles Maui (Etats-Unis)

Construction d’un modèle de ville sobre pour les îles où la production d’énergie renouvelables et très élevée en utilisant un système de pilotage de la charge des véhicules électriques

A noter également que le Ministère de l’Economie, du Commerce et de l’Industrie (METI) anime le Japanese Industrial Standards Comitte (JISC), le comité de standardisation en charge de travailler sur les problématiques smart grids et d’assurer la coordination avec les initiatives et organismes internationaux. Dans le cadre de ses travaux, le JISC a ainsi identifié 26 points critiques en matière de standardisation.

Figure 67 - Priorités du JISC en matière de standardisation (Source : NEDO)

Wide-area Situational Awareness (WASA) Stationary Energy Storage Systems

Grid storage application Storage Cells Modules

Distribution network storage application Method for evaluating the residual value of energy storage for EV

Building/Community energy storage application

Quick EV charger-vehicle communications

High-efficiency inverters for energy storage Quick EV charger-vehicle connectors

Distribution automation systems Quick EV charger-vehicle unit design

Inverters for distributed energy resource Safety testing of lithium-ion batteries for vehicle

Power electronic devices for distribution network

Vehicle-to-EV charger infrastructure communications

Demand Response EV charging control from Grid

HEMS Wide-area meter communications

BEMS Local meter communications

FEMS Gas metering for AMI systems

EMS for the community Authentification method between meter communicators and higher level systems

Le cabinet Zpryme54 estime que les investissements dans les smart grids devraient littéralement exploser dans les prochaines années, passant de 1 milliard en 2011 à 7,4 milliards de dollars en 2016. Ils pourraient se répartir de la manière suivante.

54 Japan Tsunami Wakens the Smart Grid, Zpryme's Smart Grid Insights, Mars 2012



85

Figure 68 - Répartition du marché japonais des smart grids à l’horizon 2016 (Source : Zpryme)

Le potentiel de ce marché attire de nombreuses entreprises. Panasonic, qui propose des équipements de gestion de l'énergie, a ainsi fait l'acquisition de Sanyo qui travaille notamment dans le domaine de l'énergie solaire et du stockage. Toshiba a, quant à lui, racheter le leader mondial des compteurs intelligents Landis & Gyr. La multinationale ABB vient de lancer une division japonaise smart grids. IBM travaille en partenariat avec Takenaka, une entreprise leader dans la construction au Japon alors que General Electric s'est associé au géant Fuji Electric pour pénétrer ce marché.

3.1.4 Corée

Dépourvue de ressources naturelles, la Corée est aujourd'hui dépendante à plus de 96% des importations en énergie primaire et se place parmi les plus gros émetteurs de CO2 des pays de l'OCDE. Dès 2008, le gouvernement coréen a fait de la croissance verte, l'un des concepts phares de sa politique de développement économique. Dans le domaine de l'énergie, cela implique de :

- réduire la dépendance du pays aux importations pétrolière, - améliorer l'efficacité énergétique, - limiter les émissions de gaz à effet de serre.

Le gouvernement s'est fixé l'objectif de développer les énergies renouvelables pour atteindre 11% de l'énergie consommée en 2030 et 60% pour l'électronucléaire55. Forte de son industrie dans les nouvelles technologies et le numérique, la Corée a lancé une initiative dans le champ des réseaux intelligents pour répondre à ses enjeux énergétiques mais également développer une industrie exportatrice. Créé en 2009, l'Institut Coréen des smart grids a pour mission de conduire la stratégie nationale dans ce domaine. Celle-ci vise à réduire de plus de 30 milliards d'euros la facture d'importation d'énergie primaire d'ici 2030 et à faire de la Corée un leader mondial sur ce marché des smart grids.

55 Ambassade de France en Corée



86

Cette stratégie s'organise autour de cinq grandes thématiques de travail :

- le pilotage et le contrôle des réseaux, - la gestion de la consommation, - l'intégration des véhicules électriques, - le développement des énergies renouvelables avec en toile de fond le concept

d'autoconsommation, - le développement des services.

Elle prévoit trois étapes pour un déploiement complet en 2030.

1. 2010-2012 : valider les fonctionnalités techniques des smart grids au travers de projets pilotes,

2. 2012-2021 : étendre le déploiement des smart grids à l'ensemble des villes, 3. 2030 : déploiement au niveau national.

Figure 69 - Feuille de route pour le déploiement des réseaux électriques intelligents en

Corée (Source : Korea Smart grid Institute)

La mise en œuvre d'une telle stratégie a été évaluée à près de 5 milliards d'euros pour l'installation de ces technologies (dont 1,5 milliards de fonds publics) et plus de 14 milliards d'euros pour la construction de nouvelles infrastructures (dont 350 millions de fonds publics)56. L'île de Jeju a été sélectionnée en 2009 pour accueillir les expérimentations de smart grids dans les 5 champs d'actions identifiés. Le projet dispose d’un budget de plus de 158 millions d'euros (dont près de 40 millions de fonds publics). Ce projet a permis d'initier une véritable coopération entre acteurs publics et privés. 168 entreprises y participent, notamment la compagnie électrique publique Kepco et les grandes compagnies du secteur des télécommunications et des équipements électroménagers telles que LG, SKT, KT et Samsung.

56 Korea Smart grid Institute



87

Le cabinet Zpryme57 estime que les investissements dans les smart grids en Corée devraient croitre de 12,3% entre 2010 et 2015 pour atteindre 289 millions de dollars. Selon Zpryme, ils se répartiraient de la manière suivante :

Figure 70 - Répartition du marché coréen des réseaux intelligents en 2015 (Source : Zpryme)

3.1.5 Europe

L'Union européenne a très tôt pris conscience de la problématique énergétique pour répondre aux enjeux du changement climatique, mais également du formidable levier de développement économique qu'elle représente. Les Etats membres ont franchi un cap important en adoptant le paquet énergie-climat en 2008 qui fixe la régle des 3x20, portant notamment sur le développement des énergie renouvelable et l'efficacité énergétique. Les références aux smart grids sont nombreuses dans les textes européens :

- Dès 2006, la directive sur l'efficacité énergétique dans les utilisations finales et sur les services énergétiques58 préconisait que les compteurs mesurent avec précision la consommation réelle d'énergie du consommateur final et qu'ils fournissent des informations sur le moment où l'énergie est effectivement utilisée.

- En 2009, la directive " Électricité "59 imposait expressément aux États membres d'évaluer le déploiement de systèmes intelligents de mesure comme étape majeure de la mise en place de réseaux intelligents, et de déployer 80 % de ceux ayant donné lieu à une évaluation favorable. Les réseaux intelligents étaient également mentionnés comme un moyen, pour les États membres, de remplir leurs obligations en matière de promotion de l'efficacité énergétique.

- Le Conseil européen de février 2011 a reconnu le rôle important des réseaux

intelligents et invité les États membres, en liaison avec les organismes de normalisation européens et les entreprises du secteur concerné, " à accélérer

57 South Korea: Smart Grid Revolution, Zpryme, Smart Grid Insights, Juillet 2011 58 Directive 2006/32/CE 59 Directive 2009/72/CE



88

les travaux afin que des normes techniques soient adoptées d'ici mi-2011 pour les systèmes de charge pour véhicules électriques et d'ici la fin de 2012 pour les réseaux et compteurs intelligents ".

- La communication de la Commission intitulée " Feuille de route vers une

économie compétitive à faible intensité de carbone à l'horizon 2050 " définit les réseaux intelligents comme un facteur déterminant du futur réseau électrique à faible intensité de carbone car ils facilitent la maîtrise de la demande, permettent d'accroître la part des énergies renouvelables et de la production décentralisée et permettent l'électrification du transport.

Depuis le début des années 2000, plus de 5,5 milliards d'euros ont été investis dans environ 300 projets de réseaux intelligents. Ces projets pilotes ont démontré le rôle que peuvent jouer les smart grids dans l'efficacité énergétique et la réduction des émissions de CO2. Cependant, la Commission européenne a constaté un écart considérable entre le niveau effectif et le niveau optimal d'investissement en Europe, écart censé être supporté en grande majorité par les exploitants du réseau et les fournisseurs. Une réflexion sur le modèle optimal de partage des coûts et des bénéfices tout au long de la chaîne de valeur est donc nécessaire pour encourager les investissements dans ce domaine. Figure 71 - Aperçu des investissements dans les réseaux intelligents et de leur mise en

œuvre dans l'UE en 2011 (Source : JRC, IE)

Depuis 2010, le déploiement des smart grids fait partie des priorités fixées par la Commission européenne d'ici à 202060. Afin d'accélérer les investissements des opérateurs de réseau, la Commission a publié une communication en avril 2011 intitulée " Réseaux intelligents : de l'innovation au déploiement ". Elle fixe les défis à relever pour l'Europe :

- élaborer des normes techniques,

60 Priorities for 2020 and beyond, a blueprint for an integrated European energy network, November 2010



89

- garantir aux consommateurs la protection des données, - instaurer un cadre réglementaire favorisant le déploiement de réseaux

intelligents, - garantir l'ouverture et la compétitivité du marché de détail dans l'intérêt des

consommateurs, - apporter un soutien constant à l'innovation en matière de technologies et de

systèmes. L’état d’avancement des pays européens et les stratégies mises en œuvre varient considérablement. On peut prendre à titre d’exemple le cas de figure des compteurs intelligents dont le déploiement est achevé en Suède et pratiquement en Italie, alors que les autres pays européens restent encore au stade de l’expérimentation. Figure 72 - Etat d'avancement des politiques publiques et des acteurs du marché sur le

segment des compteurs intelligents en 2011 (Source : Smart Regions)

3.2 Etat des lieux des politiques publiques au niveau national

3.2.1 La stratégie nationale en faveur des smart grids

En France, le marché de l’énergie est resté jusqu’à 2000 dominé par des monopoles d’État, EDF pour l’électricité et GDF pour le gaz, qui intégraient les fonctions de producteur, transporteur, distributeur et fournisseur. La réglementation européenne a fait évoluer le système français dès le début des années 2000 avec notamment la dérégulation des marchés de l’énergie (production et fourniture) et la séparation des activités de transport et de distribution. Dans le secteur de l’électricité, le transport et la distribution d’électricité ont été confiés respectivement à RTE et ERDF (filiales du groupe EDF). Aux côtés d’ERDF, subsistent quelques distributeurs (non nationalisés en 1945) appelés aujourd’hui « Entreprises



90

locales de distribution » (ELD) : Gaz Electricité de Grenoble, Electricité de Strasbourg, Usine d’électricité de Metz, Sorégies de la Vienne, la régie des Deux-Sèvres, Colmar. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) est chargée en France de veiller au bon fonctionnement du marché de l’électricité. La France est l’un des pays de l’Union européenne où le niveau d’investissement dans le réseau de transport et de distribution est resté relativement élevé, ce qui le différencie fortement des autres pays. En l’état le réseau français est capable de répondre à l’augmentation de la demande jusqu’en 2020 environ. En progression constante, la consommation électrique en France n’est pas touchée par une augmentation des pics de consommation qui restent largement concentrés lors des grands froids d’hiver. À noter cependant que la France souffre de deux « presqu’îles » énergétiques, la Bretagne et la Côte d’Azur, reliées au réseau par une ligne haute tension sous-dimensionnée. Ces régions sont les premières victimes des coupures hivernales lors des pics de consommation. Si la situation française dans son ensemble ne souffre d’aucune urgence particulière à moderniser son réseau, les engagements du gouvernement en matière de développement des énergies renouvelables et d’efficacité énergétique et la volonté de la France de se positionner sur ces marchés à fort potentiel de croissance font des smart grids un enjeu stratégique. Dans ce sens, les services de l’État ont défini dans une feuille de route61 une vision stratégique du développement de cette filière et les fonctions auxquelles devront répondre les projets de réseaux électriques intelligents :

1. une meilleure insertion des productions d’énergies renouvelables dans le réseau, 2. une prise en compte de la maîtrise et de la gestion de la demande d’électricité,

afin de réduire le recours aux énergies fossiles et d’améliorer l’efficacité énergétique des usages,

3. l’anticipation des évolutions liées aux réseaux électriques telles que l’arrivée des bâtiments à énergie positive, des compteurs intelligents ou encore des véhicules électriques et/ou hybrides rechargeables,

4. l’expérimentation de nouveaux modèles d’affaires par une synergie entre les acteurs de l’énergie et d’autres secteurs d’activités tels que les télécommunications, les équipementiers…

La stratégie française en matière de smart grids est principalement portée par l’intégration des énergies renouvelables, des sources d’énergies réparties et des véhicules électriques. Cela implique de gérer le système électrique au plus proche des consommateurs désormais producteurs. Le réseau de distribution devient alors un élément complémentaire de l’optimisation des flux, en appui du gestionnaire de transport, à la fois gestionnaire des flux montants et descendants d’électricité et d’informations. Le projet le plus connu est le projet de compteurs intelligents Linky, porté depuis 2006 par ERDF. Après une phase de définition des objectifs et des fonctionnalités, le compteur Linky a été expérimenté en Indre-et-Loire et à Lyon entre 2010 et 2011, avec Atos Origin comme intégrateur logiciel. Après une phase d’évaluation de l’expérimentation, le gouvernement a publié en janvier 2012 un arrêté ministériel portant sur les fonctionnalités du compteur. Initialement programmé sur deux phases (2013-2015 : 7 millions, 2016-2020 : 28 millions), le déploiement opérationnel du projet a pris un peu de retard en raison notamment des recours déposés devant le Conseil d’Etat par le SIPPEREC, le SIEIL, UFC Que Choisir notamment. Principalement fondés sur les enjeux liés aux ondes électromagnétiques et aux services utilisateurs, ces recours ont été rejetés au mois de mars 2013. Il faut ici souligner que le compteur intelligent constitue un enjeu déterminant pour le déploiement des smart grids, des services et applications connexes. La CNIL a à ce titre

61 Feuille de route sur les réseaux et systèmes électriques intelligents intégrant les énergies renouvelables, Ademe, 2009



91

énoncé en janvier 201362 un certain nombre de principes pour encadrer l’accès de tiers aux données de consommation. Pour la CNIL, les destinataires de ces données sont les gestionnaires du réseau de distribution, les fournisseurs d’énergie pour la mise en place de tarifs adaptés à la consommation des ménages, des sociétés tierces pour la fourniture de services complémentaires. Parmi les grands principes, la CNIL recommande que la courbe de charge ne puisse être collectée qu’avec le consentement exprès des personnes concernées63. En parallèle, les Fonds démonstrateur de recherche mis en place par l’ADEME en 2008 pour répondre aux priorités du Grenelle de l’environnement ont permis de soutenir plusieurs projets de recherche. Dans le cadre des investissements d’avenir, l’ADEME s’est ainsi vu confier la gestion d’une enveloppe de 250 millions d’euros pour le développement des smart grids. La majorité des démonstrateurs français portent sur des systèmes complets avec gestion de la production locale, intégration des ENR, gestion de la consommation voir effacement de la demande.

Figure 73 - Projets smart grids retenus dans le cadre des AMI de l'Ademe

(Source : Ademe)

Les grands projets pilotes sont au centre des stratégies de marché de tous les acteurs. Ils sont majoritairement conduits par les opérateurs de réseaux électriques et les grands acteurs de l’énergie en laissant peu de place aux petits acteurs issus du monde de l’énergie. A noter également que les conditions réglementaires actuellement en vigueur laissent peu de marge pour tester de nouveaux modèles économiques.

62 http://www.cnil.fr/documentation/deliberations/deliberation/delib/279/ 63 « Ce consentement doit être libre, éclairé et spécifique. Il doit donc être recueilli pour chaque prestation fournie par les

fournisseurs d’énergie ou les sociétés tierces. Dans la mesure où la collecte de la courbe de charge est réalisée par les

gestionnaires de réseau, la commission recommande que ces derniers soient chargés du recueil de ce consentement

auprès des usagers ».

http://www.cnil.fr/documentation/deliberations/deliberation/delib/279/



92

3.2.2 Les stratégies régionales

Les européens et la France en particulier ont compris qu’avec le développement des énergies renouvelables, il faudrait passer d’un réseau centralisé à une gestion bien plus répartie, où les problématiques d’équilibre devraient être gérées au plus proche de la consommation. Il semble que les projets smart grids les plus stratégiques s’organisent à l’échelle locale élargie où se combinent tous les composants des smart grids de l’amont jusqu’à aval et en particulier la gestion du réseau et des échanges, la gestion de l’équilibre, les AMIs, la gestion de la distribution… Plusieurs Régions françaises ont pris la mesure de ces enjeux. Leurs stratégies varient en fonction de leur contexte spécifique, tant sur le plan économique qu’énergétique.

La Région Provence-Alpes-Côte d’Azur : l’intégration des énergies renouvelables

A l’instar de la Région Bretagne, l’est de la Région Provence-Alpes-Côte d’Azur souffre également d’une situation de péninsule énergétique qui nécessite la mise en œuvre de solutions innovantes pour répondre de manière pérenne aux besoins en électricité. La fragilité du territoire est aggravée par le fait que la production d’électricité est largement inférieure à la consommation. Dans ce contexte, les acteurs régionaux se sont engagés très tôt en faveur du développement des énergies renouvelables. On notera ainsi que le Schéma Climat Air Energie (SCRAE) réalisé par la Région Provence-Alpes-Côte d’Azur fixe des objectifs chiffrés pour chaque source de production d’électricité et prend en compte les aspects liés au réseau. Concernant le photovoltaïque l’objectif est d’atteindre 2 000 MW d’ici 2020 et 4 000 d’ici 2030 contre 300 MW aujourd’hui, soulevant ainsi la question de leur intégration sur le réseau. La mise en œuvre de solutions mixtes - reposant à la fois sur de l’efficacité énergétique, de l’effacement, le développement des ENR et de solutions de stockage… - constitue donc un enjeu fort pour la pérennisation de l’équilibre énergétique. Elles créent un nouveau champ d’intervention pour les collectivités. La Région PACA étudie ainsi la possibilité de créer un opérateur régional dont le champ d’action pourrait couvrir la production et les économies d’énergie. La Région PACA a été la première Région française à se positionner sur le marché des smart grids en soutenant en 2008 le premier démonstrateur de Smart grids, le projet PREMIO. Porté par le pôle de compétitivité Capenergies, l’objectif de PREMIO était d’expérimenter le pilotage de ressources électriques de différentes natures, réparties sur un territoire pour fournir à un opérateur du système électrique situé en amont de ce territoire une capacité d’effacement en fonction de ses besoins ou de ses contraintes. Achevé depuis 2012, la Région et Capenergies travaillent actuellement à la définition d’un nouveau démonstrateur. La Région a souhaité que le projet JANUS qu’elle cofinance, soit « PREMIO compatible ». Il porte sur le développement et la mutualisation d’un ensemble de systèmes énergétiques constitués de centrales solaires photovoltaïques et de solutions de stockage d’énergie basée sur hydrogène dans un objectif d’autonomie énergétique La Région anime également depuis 2007 un programme intitulé « AGIR ensemble pour l’énergie », dont l’objectif est de sensibiliser et d’impliquer tous les acteurs régionaux aux démarches d’économies d’énergie. Elle a dans ce cadre soutenu financièrement plus de 1000 projets. Les pôles de compétitivité Capenergies et SCS, qui couvrent les deux champs technologiques des smart grids, jouent un rôle moteur dans le développement de cette filière régionale. Pôle majeur du secteur de l’énergie, Capenergies compte parmi ses membres porteurs et ses adhérents des donneurs d’ordre puissants tels qu’EDF, ERDF, Dalkia, AREVA. Ils sont un atout majeur pour dépasser les obstacles liés à la concentration du secteur de l’électricité en France et la difficulté pour les petits acteurs



93

régionaux de se positionner sur ce marché. Ils permettent également de compenser en partie l’absence de grands groupes énergéticiens sur le territoire pour faire de PACA l’un des principaux territoires d’expérimentation des smart grids en France. SCS compte quant à lui parmi ses membres des grands groupes tels qu’IBM, Gemalto, Hager, ST/Ericsson, HP, Sagemcom, Schneider, Texas Instruments, Thales, Veolia… Depuis début 2011, les deux pôles de compétitivité Capenergies et SCS coopèrent sur la thématique des smart grids au sein d’un groupe de travail régional, « Smartsud » réunissant les deux pôles, la Région PACA, la Chambre de Commerce des Alpes Maritimes, des institutionnels et des industriels. Début 2012, les pôles ont signé une convention spécifique sur les smart grids renforçant ainsi leur coopération sur le territoire régional afin de développer les partenariats entre acteurs de l’énergie et acteurs du numérique sur le territoire régional. En effet, si de grands groupes internationaux du numérique sont implantés en PACA, ces derniers sont très peu impliqués dans les nombreuses expérimentations. Capenergies a été particulièrement active dans la constitution de Smart Grids France. La Région Provence Alpes-Côte d’Azur est la première région d’expérimentations en France. Au total, 10 expérimentations ont été recensées sur le territoire pour un budget total de près de 54 millions d’euros. S’ils couvrent tous les champs des smart grids, ils concernent plus particulièrement l’intégration des énergies renouvelables avec les systèmes d’agrégation et la gestion de l’équilibre par le pilotage et la maîtrise des consommations.

Figure 74 - Projets Smart Grids ou assimilés en PACA Nom du

projet Acteurs Impliqués Période Budget Détails

Premio

Capenergies, Cristopia,

Cyxplus, EDF, ERDF,

Giordano, SAED, Smart

Future, RTE, TransEnergie,

Watteco, Armines,

CERFISE,

2008

-

2012

8,1

millions €

pilotage de ressources électriques réparties sur

un territoire avec fourniture à l’opérateur

amont d’une capacité d’effacement en fonction

de ses besoins et de ses contraintes.

Smart Immo

Orange labs, Hager,

Vizelia, Keeneo, ARD,

TrustedLogic, Newsteo,

INRIA, CSTB,

2009

-

2011

6 millions

€

rendre le bâtiment tertiaire communicant afin

d'enrichir les services dans les domaines

variés, dont celui de l’énergie.

Smart City Nice Côte d'Azur, Orange

Labs, Véolia, CSTB

2010

-

2011

/

expérimentation sur le réseau d’éclairage

public d’une infrastructure réseau M2M

ouverte, sans fil et multiservices, interfacée

avec une plateforme mutualisée dans l’objectif

était de déployer des services de

développement durable aux collectivités

locales.

Ecoffices CSTB, Osmose, INRIA, ICT

Usage Lab

2010-2011

/

déploiement d’un réseau de plus de 400

capteurs permettant d’effectuer un suivi en

temps réel des consommations électriques

visualisables au travers d’interfaces

utilisateurs.

Grid Teams

Grid Pocket, WIT, Planète

OUI, Télécom Paristech /

Deixis Sophia, Institut

Télecom, Ecole des Mines

de Paris / CMA Sophia

Antipolis

2011

-

2012

300 000 €

déploiement de compteurs électriques

intelligents et de services en ligne dédiés à la

gestion de la consommation.

Ma ville est au

courant

Eco CO2, Fludia, Ma-

residence.fr,

2011

-

2012

300 000 € éco-concours sur la ville de St-Laurent du Var

Nice grid

ERDF, EDF, Alstom, Saft,

RTE, Watteco, RSW,

Daikin, Netseenergy,

Armines,

2011

-

2015

30 millions

€

fonctionnement d’une zone de consommation

autonome via l’optimisation de l’exploitation

d’un réseau avec l’insertion massive d’énergies

renouvelables et en tenant compte du

comportement des clients qui deviennent

producteurs et stockent de l’électricité.

Reflexe

Dalkia, Alstom,

Sagemcom, SupElec, CEA-

INES,

2011

-

2015

30 millions

€

dispositif d’agrégation permettant de simuler

un équilibre local avec le pilotage à distance,

au travers d’une centrale de gestion

informatisée reliée au parc de producteurs et

de consommateurs, des systèmes

d’effacement et d’intégration des ENR.

Tic Elec GREDEG UMR UNSA CNRS,

Ubinode, OFCE

2011

-

2013

180 000 €

déploiement de capteurs intelligents,

permettant de tracer et de suivre l’évolution de

la consommation électrique dans les foyers.



94

Sensomi

Ankama Play, O-Labs,

Sen.se, Université de

Provence

2011

-

2012

162 000 €

dispositif de mesure des données des

consommations et leur utilisation dans un

cadre ludique.

En parallèle, la Chambre de Commerce et d’Industrie Nice Côte d’Azur a été mandatée par la Communauté urbaine de Nice pour travailler sur la filière smart grids. La CCI Nice Côte d’Azur en collaboration avec la métropole Nice Côte d’Azur, NCA et l’EPA plaine du Var, a élaboré une Charte Smart Grids Côte d’Azur, qui constitue un cadre de référence pour les aménagements Smart Grids64.

La Région Rhône-Alpes : la gestion de la consommation et de la production au travers des interfaces homme-machine

La Région Rhône-Alpes est considérée comme le « berceau » de la production d’électricité en France. Elle dispose d’un héritage industriel et d’un tissu économique riche qui attire les acteurs privés des smart grids, désireux de trouver des territoires d’expérimentation de nouvelles technologies et de nouveaux usages. Afin d’accompagner le développement d’une filière régionale, Rhône-Alpes s’appuie sur le pôle de compétitivité Tenerrdis. Ce dernier se positionne comme le moteur du développement économique de la Région Rhône-Alpes, sur les domaines des nouvelles technologies de l’énergie, des énergies renouvelables, et de la maîtrise de l’énergie dans les domaines notamment du bâtiment et du transport. Le pôle compte actuellement 165 membres, dont les grands acteurs de l’énergie tels qu’ERDF, EDF, CNR, CEA, GEG, GDF-Suez, Schneider Electric, Siemens,… La filière Rhône-Alpine peut en outre s’appuyer sur deux plateformes technologiques, PREDIS sur la gestion intelligente de l’énergie et STEEVE pour le développement de batteries électriques. Cependant, dans le contexte actuel, la stratégie régionale en faveur du développement des smart grids reste peu visible. L’attention est plutôt captée par les villes de Grenoble et de Lyon qui ont fait des smart grids un des axes majeurs de leur développement économique et technologique, sans véritable synergie à l’échelle régionale Il faut ainsi souligner que le Grand Lyon entend devenir d’ici 2015 un leader européen dans le domaine des cleantechs. Pour cela, Lyon opère aujourd’hui une véritable reconversion industrielle en s’appuyant sur des segments industriels historiques avec des secteurs importants de l’économie lyonnaise comme la chimie, les transports, l’eau et le BTP. Le Grand Lyon se lance aujourd’hui dans une stratégie de ville intelligente avec un volet important consacré aux smart grids. La création de l’Institut d’Excellence en matière d’Energies Décarbonées (IEED) de Villeurbanne constitue en ce sens un atout majeur. Grenoble dispose de son côté d’une régie locale de distribution d’électricité et de gaz, Gaz Electricité de Grenoble (GEG), très active dans le domaine des smart grids. Ses métiers couvrent toute la chaine de valeur de l’énergie, de la production à la fourniture. Elle est également en charge d’activités annexes telle que l’exploitation des réseaux d’éclairage public communaux, dont celui de la ville de Grenoble. Le rôle des collectivités locales, et notamment des villes, est central dans les réflexions récentes autour des systèmes énergétiques et plus largement de la ville de demain. Le statut de société d’économie mixte de GEG permet à la ville de Grenoble d’insuffler une véritable dynamique d’innovation sur ces problématiques. Véritable technopole,

64 http://www.cote-azur.cci.fr/Actualites-CCI/Actualites-economiques/Premiere-en-France-Lancement-de-la-Charte-Smart-

Grid-Cote-d-Azur_1767

http://www.cote-azur.cci.fr/Actualites-CCI/Actualites-economiques/Premiere-en-France-Lancement-de-la-Charte-Smart-Grid-Cote-d-Azur_1767

http://www.cote-azur.cci.fr/Actualites-CCI/Actualites-economiques/Premiere-en-France-Lancement-de-la-Charte-Smart-Grid-Cote-d-Azur_1767



95

l’agglomération grenobloise dispose en outre d’une activité industrielle et d’une expertise pointue dans les technologies du numérique, et de l’énergie notamment. Plusieurs démonstrateurs ont été menés en Région Rhône-Alpes, autour de Lyon et Grenoble, avec une majeure liée à la gestion des consommations et de la production au travers d’interface homme machine notamment.

Figure 75 - Projets Smart Grids ou assimilés en Rhône-Alpes

Nom du

projet Acteurs Impliqués Période Budget Détails

Multisol CEA/INES, ARMINES, G2E-lab, G-

SCOP, Schneider Electric

2006

-

2009

/

Gestion de différentes sources d’énergie

électrique (photovoltaïque, batterie, groupe

électrogène, réseau électrique, etc.) dans les

bâtiments et les logements, par rapport aux

besoins.

Senscity

Gaz Electricité de Grenoble (GEG),

Régie des Eaux de Grenoble

(REG), Orange Labs, Alcion

Environnement, Azimut Monitoring,

BH, Coronis, DotVision, E-GEE,

NumTech, WebDyn, Grenoble INP

G-SCOP, Grenoble INP G2ELab,

Grenoble INP LIG et MIND

2011

-

2012

6,1

millions

€

plateforme de communication sans-fil M2M

permettant à 50 foyers de voir leur

consommation d’eau ou de gaz grâce à un

réseau de capteurs.

Smart

Community

NEDO, Toshiba, Bouygues

Immobilier, Veolia Transdev,

Peugeot-Citroën, Grand Lyon

2011

-

2015

50

millions

€

Analyse et pilotage en temps réel de la

production et des consommations

énergétiques à l’échelle du quartier de

Confluence à Lyon.

Greenlys ERDF, GDF Suez, Schneider,

Grenoble INP, GEG

2011

-

2015

39

millions€

test et déploiement des solutions innovantes

au niveau de la production d’électricité

décentralisée, des compteurs communicants,

de nouvelles offres d’effacement et de

solutions de gestion de l’énergie.

Smart

Electric Lyon

EDF, ERDF, Legrand, Atlantic,

Deltadore, Fagor, Schneider

Electric, CIAT, SOMFY

2011

-

2015

/

Expérimentation auprès de 10 000 clients

(résidentiels, sites tertiaires, service aux

collectivités) d’équipements et solutions liés

au suivi des consommations par usage, aux

pompes à chaleur ainsi que l’insertion d’ENR.

Ma Logibox Gaz Electricité de Grenoble (GEG),

Grenoble Habitat, Ijenko 2012 /

Déploiement d’une box énergie, de sondes,

de prises intelligentes et de thermostats

communicants pour permettre à 15 foyers

modeste de réduire leur consommation.

Watt & Moi ERDF, Grand Lyon Habitat 2012 /

la mise à disposition d’un site internet

sécurisé donnant accès aux données de

consommation électrique via le système

Linky.

ENR Pool Energy Pool, CEA-INES, Schneider

Electric

2012

-

2015

2,3

millions

€

Système de pilotage de la demande

électrique de clients industriels en lien avec

la production et l’insertion des énergies

intermittentes sur le réseau.

Transform Grand Lyon, Hespul, ERDF

2012

-

2015

/

diagnostic énergétique du site pilote de la

Part-Dieu et plan stratégique. Au niveau

européen, le Grand Lyon pilotera l’agenda de

transformation qui porte sur l’élaboration du

processus de transition vers une ville

énergétiquement intelligente.

SuperGrid

Alstom, Nexans, RTE, EDF, CNRS,

l’Université Claude Bernard Lyon 1,

l’INSA Lyon, Centrale Lyon,

Supélec et les quatre laboratoires

publics Ampère (Lyon), Laboratoire

Camille Jordan (Lyon), Signaux et

Systèmes (Gif-sur-Yvette),

CREMHYG (Grenoble)

2012

-

2022

210

millions

€

technologies à base d'électronique de

puissance et des moyens de stockage

flexibles permettant de gérer le caractère

intermittent des énergies renouvelables et

d'assurer la stabilité et la sécurité du réseau.

La Région Languedoc-Roussillon : outillage et pilotage des bâtiments et des environnements industriels

La Région Languedoc-Roussillon s’est impliquée sur le sujet des smart grids au travers du pôle de compétitivité DERBI, spécialisé dans le développement des énergies renouvelables dans le bâtiment et l’industrie. L’activité du pôle s’organise autour de trois grands domaines :

- Bâtiment producteur d’énergie en climat méditerranéen,



96

- Gestion des réseaux et stockage d’énergie, - Production d’énergie hors bâtiment.

Réunissant plus de 156 membres, le pôle DERBI a labellisé 194 projets depuis sa création en 2006, pour un investissement total de 556 millions d’euros. 3 grands démonstrateurs de smart grids ont été menés sur le territoire du Languedoc-Roussillon portant principalement sur l’outillage et le pilotage des dispositifs déployés dans les environnements des bâtiments et industriels.

Figure 76 - Projets Smart Grids ou assimilés en Languedoc-Roussillon

Nom du

projet Acteurs Impliqués

Pério

de Budget Détails

Monitoring

THPE

Pyrescom, PROMES CNRS,

CSTB, BP Solar

2006

-

2009

1,05 millions € Solution de monitoring énergétique des

bâtiments

RIDER

IBM, Pyrescom, Cofély,

EDF R&D, Coronis,

PROMES CNRS, LIRMM,

IES

2010

-

2013

5,16 millions €

système d’information fournissant les fonctions

nécessaires à l’obtention d’un niveau

d’optimisation intermédiaire, situé entre les

dispositifs existants au niveau d’un bâtiment

simple et ceux du gestionnaire du réseau de

distribution électrique.

PRIMERGI Pulsar innovation, PROMES

CNRS, Gemsol

2010

-

2013

742 000 €

outiller l'environnement de supervision et de

contrôle des activités industrielles de toute

société installatrice ou grande utilisatrice

d’équipements en énergies renouvelables, et

par la même de valoriser fortement son

activité de suivi et de maintenance des

installations industrielles.

Les Régions Centre, Limousin et Pays-de-la-Loire : l’analyse comportementale des consommateurs

Le pôle de compétitivité S2E2 intervient dans les domaines des technologies de l’énergie intelligente en Région Centre, Limousin et Pays-de-la-Loire. Le pôle a pour objectif d’optimiser la consommation de l’énergie de sa production jusqu’à son utilisation par le biais des Technologies de l’électricité intelligente. Dans cette optique, S2E2 adresse 3 marchés :

- les énergies renouvelables, - les bâtiments, - les équipements et produits nomades.

Le pôle S2E2 rassemble une centaine d’adhérents dont EDF, RTE, Inéo, Itron, Legrand, Philips. A noter que le pôle réunit de nombreuses entreprises spécialisées dans l’électronique et la domotique. Le pôle a défini avec ses membres la feuille de route technologique et les axes de recherche prioritaires. Ils s’organisent autour des thématiques suivantes :

- production d’énergie, - stockage de l’énergie électrique, - convertisseurs de puissance, interconnexions et composants électroniques, - systèmes communicants et intelligents, - systèmes et équipements, - comportement des usagers et design de produits.

Plusieurs projets pilotes ont été menés sur les Régions Centre et Pays-de-la-Loire dans le domaine des smart grids. Ils sont très axés sur l’analyse comportementale des consommateurs au travers d’équipements électroniques et numériques. A noter que l’industriel Legrand est particulièrement moteur dans l’écosystème régional.



97

Figure 77 - Projets Smart Grids ou assimilés en Régions Centre-Limousin et Pays de la

Loire

Nom du


Pério

de Budget Détails

Affiche Eco

Université d’Orléans - Pôle

Capteurs et automatismes,

Véolia R&I, Université de

Tours, CRESITT Industrie,

Legrand, Université

d'Orléans PRISME, ENERGIO

/ 1,4 millions

€

déterminer l’impact de l’affichage des

consommations énergétiques sur les

comportements en résidentiel

Ecolink

EDF, Edelia, NetSeenergy,

Legrand, Wirecom, Atlantic

Thermor, Delta Dore et

Daikin, HEC Paris, Ecole des

mines, l’université de Tours,

CNRS, Université

technologique de Troyes,

Laboratoire des applications

numériques du groupe

tourangeau HF Company

2010

-

2013

20 millions €

analyser le comportement des consommateurs

d’électricité via le déploiement de différents

capteurs sur les équipements (électroménager,

informatique, etc.) de 500 bâtiments déjà

équipés du système de comptage évolué Linky,

et les faire communiquer avec les centres de

production d’électricité pour piloter l’équilibre

du réseau.

Ecoza

AT&MIS, AGC de Loire-

Atlantique, Goubault, Sigma

Informatique, Laboratoire

Humeau SAS, Ubbink, Vif

SA, Adeclim, Astelia, Mismo

Informatique, Oléap

2012 / mesure collective des usages en matière de

consommation d'énergie

Smart grid

Vendée

SyDEV, RTE, ERDF, Actility,

Alstom, Legrand, CNAM,

Ineo

2013

-

2018

27,7 millions

€

instrumenter des centrales photovoltaïques et

éoliennes, des bâtiments publics et des postes

sources afin d’améliorer l’observabilité des

réseaux

La Région Nord-Pas-de-Calais : La troisième révolution industrielle

Si la Région Nord-Pas-de-Calais ne s’était pas impliquée jusqu’alors sur le sujet des smart grids, la mission confiée en 2012 à Jérémy Rifkin, auteur du concept de troisième révolution industrielle, est un signal fort concernant l’ambition régional de se positionner sur ce volet. Pour rappel, le concept de troisième révolution industrielle développé par Rifkin est né de la convergence du développement des énergies renouvelables et des technologies de la communication. Cette convergence rend désormais possible un modèle de gestion de l’énergie interactif et intégré que l’on peut qualifier d’internet de l’énergie. Ce modèle de troisième révolution industrielle repose sur le développement de 5 piliers complémentaires et nécessaires pour construire le système énergétique de demain :

- La transition d'un régime d'énergies carbonées ou nucléaire vers les énergies renouvelables,

- La transformation des infrastructures et bâtiments en mini-centrales électriques collectant in situ des énergies renouvelables, au profit d’une production décentralisée d’énergies, proche des lieux de consommation,

- Le déploiement dans tout bâtiment et infrastructure de technologies de

stockage pour conserver l'énergie renouvelable intermittente, - le développement d’un réseau unique et intelligent capable de relier toutes

les petites centrales et de connecter les réseaux énergétiques et électriques, - la transition des flottes de transport vers des véhicules hybrides ou à pile à

combustible, capables de participer à la gestion de l’équilibre sur le réseau.

La mise en œuvre d’un tel système repose nécessairement sur le développement conjoint d’innovations électroniques et numériques et d’un nouveau système de production.



98

La stratégie régionale est en cours d’élaboration. Elle devra déterminer les axes prioritaires pour que la Région Nord-Pas-de-Calais s’engage sur cette voie.

La Région Alsace : bâtiment et efficacité énergétique

La Région Alsace est une région particulièrement active dans le domaine de l’énergie et plus particulièrement de l’efficacité énergétique. Elle s’est engagée dès 2005, en signant une convention cadre avec l'Etat, portant sur le développement des énergies renouvelables et sur l'amélioration de l'efficacité énergétique des bâtiments. Cette convention s’inscrivait dans le cadre du programme global « Energivie » qui concerne la diffusion des bâtiments basse consommation et le développement des énergies renouvelables. La Région a également lancé en 2008 une démarche de partenariats public-privé (PPP) pour la mise en œuvre de contrats de performances énergétiques dans les lycées et les Centres de Formations d'Apprentis (CFA) d'Alsace. Les objectifs de réduction des consommations sont rendus possibles par une optimisation des travaux à la fois sur les bâtiments eux-mêmes (isolation, étanchéité à l'air), sur leurs équipements (ventilation avec récupération de chaleur, régulation thermique des réseaux pilotée à distance), un développement des énergies renouvelables et une maîtrise interactive des comportements énergivores. La stratégie régionale s’est confirmée en 2010 avec la création du pôle Alsace énergivie qui réunit près de 150 membres. Le pôle a pour mission de développer des solutions innovantes pour améliorer l’efficacité énergétique des bâtiments, en neuf et en rénovation et pour généraliser à l’horizon de 2020 les bâtiments à énergie positive dans la construction neuve. Près de 20 projets ont été labellisés par le pôle depuis 2010. En marge de l’action du pôle, deux entreprises locales de distribution, EBM (Alsace) et SOREA (Savoie), ont lancé en 2011 un projet pilote portant sur l’expérimentation d’un système de comptage communicant.

Figure 78 - Projets Smart Grids ou assimilés en Alsace

Nom du


Pério

de Budget Détails

A3M EBM, SOREA, Siemens, Atos

Worldline, Alsi / /

système de comptage communicant

permettant de développer de nouvelles

interfaces avec le système de facturation, les

processus métier et le consommateur.

La Région Ile-de-France : l’implication de System@&TIC et la localisation des grands donneurs d’ordre

La Région Ile-de France ne s’est pas directement impliquée en tant que tel dans les Smart Grids. Pourtant, c’est probablement la Région où il se passe le plus de choses concrètes.

1- Les grands centres de recherche et de développement des grands donneurs d’ordre s’y trouvent. C’est le cas d’EDF R&D qui est Clamart et qui va partir vers le plateau d’Orsay. C’est aussi les cas d’ERDF ou des activités principales de RTE.

2- De fait cette concentration francilienne des activités R&D d’EDF et de ses filiales fait que les projets AMI dans les régions françaises qui sont pour un part parfois très significative réalisées en Ile-de-France,

3- Les sièges des différentes structures du Groupe GDF-Suez s’y trouvent également avec notamment le CRIGEN, le centre de recherche issu de GDF qui se trouve à Saint-Ouen,

4- Il en va de même pour les grands industriels tels que Alstom ou Schneider Electric pilote la plupart de leurs activités Smart Grids à partir de la région parisienne. Dans le cas de Schneider, cette activité est partagée avec Grenoble,



99

5- Les grandes sociétés de services informatiques ont également leurs activités sur Paris de par la proximité avec les grands donneurs d’ordre. C’est le cas d’Atos, de Cap Gemini ou encore d’IBM qui tous travaillent sur des projets Smart Grids. Il est intéressant de noter que ces acteurs ne souhaitent généralement pas se positionner comme partenaires des AMIs dans les Régions (pour des raisons de complexité et de rentabilité) mais qu’ils interviennent pourtant dans un certain nombre de cas comme sous-traitants des grands donneurs d’ordre.

Ce constat n’est pas poser quelques questions sur l’implication des collectivités territoriales dans les Régions, lesquelles investissent parfois beaucoup d’argent dans la perspective d’un développement local alors même qu’une partie parfois significative des projets profite de fait indirectement à la filière Ile de France. La création du Groupe de Travail « Gestion Intelligente de l’Energie » mis en place au niveau du Pôle System@TIC a d’une certaine manière consacrée cette place. Il est intervenu de manière très active avec Capenergies dans la création de Smart Grids France.



100

4 Les opportunités et actions possibles en faveur du développement des réseaux Intelligents en Bretagne

4.1 Les potentiels de marché à l’échelle locale

Il n’existe pas aujourd’hui d’étude sur l’évaluation des potentiels de marchés locaux et même au niveau national, il est difficile d’avoir une vision d’ensemble de ce que ce marché pourrait représenter. Certaines données nous permettent cependant d’évaluer les potentiels de marchés sur différents segments des smart grids.

4.1.1 Réseaux de transport et de distribution

RTE consacrera 1,5 milliards d’euros par an pendant trois ans aux investissements pour les réseaux de transport. D’ici 2020, les investissements nécessaires pour adapter le réseau de transport aux nouveaux défis énergétiques sont estimés à 15 milliards d’euros par an65. En s’appuyant sur le ratio de superficie, les investissements en Bretagne pourraient représenter 4% des investissements programmés. Soit, 60 millions d’euros par an et 420 millions d’euros d’ici 2020. Les efforts de RTE en matière de smart grids porteront plus sur l’optimisation des infrastructures existantes avec des équipements de contrôle, de commande et sur le développement de logiciels innovants permettant d’utiliser ces infrastructures au maximum. RTE estime que ces investissements pourront être complétés pour répondre aux besoins nouveaux qui pourraient ressortir à l’issue du débat sur la transition énergétique et les Schémas régionaux de raccordement des énergies renouvelables. Les besoins d'investissement sur le réseau de distribution, sont estimés par les gestionnaires de réseaux à 5,5 milliards d’euros par an sur 10 ans66. Ces estimations sont basées sur le programme pluriannuel d’investissement. En s’appuyant à nouveau sur le ratio de superficie, la Bretagne pourrait capter 4% des investissements programmés. Soit, 220 millions d’euros par an. Les investissements cumulés en Bretagne sur 10 ans pourraient alors atteindre 2,2 milliards d’euros. Par ailleurs, ERDF prévoit d’investir 4,7 milliards d’euros pour le déploiement de Linky d’ici 2020. Sur la base du ratio de population, on peut estimer que près de 7% de ces investissements concerneront les foyers bretons. Soit près de 319 millions d’investissement. En ce qui concerne les besoins d’investissement dans les réseaux électriques liés au développement des énergies renouvelables, ces derniers sont plus élevés lorsqu’il s’agit de raccorder des parcs de production diffus. Ils sont estimés par ERDF en moyenne autour de 500 € par MWc67. 95 % des installations de production décentralisée sont aujourd’hui raccordées au réseau de distribution. Cette problématique du coût de raccordement est très forte en milieu rural où il y a peu de consommation, ce qui implique donc de faire un réseau spécifique pour le raccordement au poste source. La baisse des tarifs de rachat pourrait impacter l’équilibre financier de ces parcs. Afin de diminuer les coûts de raccordement, des contraintes de production pourraient être imposées. Elles nécessiteront alors de déployer sur le réseau des capteurs et des automates pour faire de l’effacement de production et de consommation.

65 Débat sur la transition énergétique 66 Débat sur la transition énergétique 67 Débat sur la transition énergétique



101

En ce qui concerne le gaz et le raccordement des producteurs de biométhane, GRT Gaz anticipe des investissements qui peuvent aller de 20 à 50 millions d’euros par an, en fonction du scénario de développement des injections de biométhane retenu. En réutilisant le ratio de population, les investissements en Bretagne pourraient représenter entre 1,36 et 3,4 millions d’euros par an.

4.1.2 L’efficacité énergétique active des bâtiments

Selon le rapport L’efficacité énergétique levier de la transition énergétique68, publié par les représentants des acteurs de la filière éco-électrique (FFIE, FGME, GIMELEC, IGNES, SERCE), la mise en œuvre de solutions d’efficacité énergétique active, centrées sur le pilotage de l’ensemble des consommations énergétiques du bâtiment, devrait générer en moyenne 17 milliards d’euros d’économies d’énergie annuelles (potentiel de 16 Mtep par an – en moyenne 37,5% d’économie d’énergie dans le tertiaire et 17,5% d’économie dans le résidentiel) sur l’ensemble du parc français (résidentiel et tertiaire). L’investissement nécessaire est estimé à 116 milliards d’euros sur 25 ans. Soit un retour sur investissement moyen de 7 ans (les temps de retour sur investissement varient entre 3 et 13 ans selon les bâtiments). Dans le secteur résidentiel, le rapport estime les coûts d’investissements à 30€ par m2 pour des économies d’énergie pouvant aller de 12 à 25%, soit un retour sur investissement compris entre 6 et 13 ans. Les investissements pour l’habitat communautaire sont plus élevés, 40€ par m2. Les économies d’énergie sont estimées à 35% soit un retour sur investissement en 11 ans. Dans le secteur tertiaire, les coûts d’investissement initiaux peuvent varier de 35 à 45 € par m2 pour des économies d’énergie pouvant aller de 30 à 60% et un retour sur investissement compris entre 3 et 7 ans. Il faut ajouter à cela le coût de service associé estimé à 0,5€ par m2 et par an. Le rapport estime que les progrès technologiques et les capacités d’innovation devraient permettre d’accroitre encore les économies d’énergie. Avec plus de 1,7 millions de logements (5,4 % des logements français) en 201169 et un parc immobilier tertiaire chauffé estimé à près de 47 millions de m2 en 2008, l’efficacité énergétique active représente un potentiel de marché particulièrement important. En l’absence d’élément plus précis sur la répartition du parc immobilier breton, on peut s’appuyer sur le ratio de population pour avoir un ordre d’idée de ce que ce marché pourrait représenter en Bretagne. On peut ainsi estimer qu’il représenterait 7,8 milliards d’investissement sur 25 ans, soit plus de 31 millions par an et qu’il générerait plus de 1,1 milliards d’euros d’économies d’énergie annuelles. Pour la partie tertiaire, en s’appuyant sur le chiffre de 47 millions de m2 l’investissement total pourrait atteindre alors entre 1,6 milliards et 2,1 milliards d’euros.

4.2 Agir sur le développement d’une filière smart grids par le soutien à la R&D et aux expérimentations

4.2.1 Le programme des investissements d’avenir (PIA)

On rappellera qu’au 1er janvier 2013 : « sur les 35 milliards d’euros de dotation initiale du PIA, 28 milliards d’euros sont déjà affectés à des projets et 4,4 milliards d’euros sont en cours d’attribution ou destinés à financer des priorités majeures du Gouvernement

68 http://www.fieec.fr/iso_album/merit_order_filiere_eco-electrique.pdf 69 Panorama de l’habitat en Bretagne

http://www.fieec.fr/iso_album/merit_order_filiere_eco-electrique.pdf



102

comme la rénovation thermique des logements et le déploiement du très haut débit (THD). 2,2 milliards d’euros font ainsi l’objet d’une réorientation »70. France Energies Marines est directement issu du PIA comme le décrit la publication71 sur la place des PIA en Bretagne réalisée par le Conseil Régional. Les réorientations fixées par le gouvernement en janvier 2013 ont notamment prévu des financements qui peuvent directement ou indirectement concerner les réseaux intelligents.

Figure 79 - Réorientation des investissements d'avenir au 1er janvier 2013

4.2.2 Les Appels à Manifestation d’Intérêt de l’Ademe

L’ADEME est devenue en 2010 l’opérateur de l’action « Réseaux électriques intelligents » du programme « Développement de l’économie numérique »72. Cette action est désormais dotée d’une enveloppe de 215 Millions d’Euros73. Des actions ont été menées depuis plus de deux ans en Bretagne pour sensibiliser les acteurs régionaux. Cependant, aucun projet n’a pu se concrétiser en Bretagne. La raison tient probablement à la taille des acteurs qui auraient pu se mobiliser sur la partie énergie. ERDF joue un rôle très moteur notamment en Provence Alpes Côte d’Azur et en Rhône-Alpes. Mais ces régions disposent d’acteurs forts dans l’énergie, ce qui n’est pas le cas en Bretagne. Avec les différents projets engagés, ERDF a été amené à se poser la question des zones de recouvrement entre ces projets et des éventuels manques par rapport aux différentes fonctions relevant des réseaux intelligents. Une cartographie fonctionnelle des projets smart grids a été réalisée à cet effet. Elle fait ressortir que les grandes fonctions sont couvertes et qu’il peut même il y a voir ici ou là des recouvrements. Le montage du projet SOLENN dans le Morbihan dans le cadre du dernier AMI clos à la fin 2012 montre la volonté d’ERDF d’identifier de nouveaux projets qui viennent compléter l’éventail des projets existants. Si le projet n’a pas été retenu, l’Ademe a cependant souligné « l’importance et la pertinence de la dynamique portée par les acteurs locaux du consortium autour des enjeux de la MDE ». Pourtant la qualification par l’ADEME de thèmes de recherches correspond bien à cette mise en évidence de fonctions pour lesquelles il existe des attentes en matière d’innovations. Force est cependant de constater que ces thèmes deviennent plus pointus et qu’ils peuvent présenter de ce fait une double difficulté : - le manque d’acteurs locaux pouvant s’investir sur des niches technologiques,

lesquelles ne sont pas en mesure d’offrir des perspectives de débouchés commerciaux,

- le manque de lisibilité des projets concernés pour les acteurs publics qui seraient amenés à soutenir les projets.

L’autre difficulté est liée aux modalités de financement. Le soutien de l’ADEME se répartit en effet : - subventions pour un maximum d’un tiers,

70http://investissement-avenir.gouvernement.fr/content/r%C3%A9orientation-du-programme-

d%E2%80%99investissements-d%E2%80%99avenir 71 http://www.bretagne.fr/internet/upload/docs/application/pdf/2013-04/pia_def.pdf 72 http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000022896873 73 http://www2.ademe.fr/servlet/getBin?name=0E4BE07DD6E98E65C02029F30CB776E1_tomcatlocal1332430004609.pdf

http://investissement-avenir.gouvernement.fr/content/r%C3%A9orientation-du-programme-d%E2%80%99investissements-d%E2%80%99avenir

http://investissement-avenir.gouvernement.fr/content/r%C3%A9orientation-du-programme-d%E2%80%99investissements-d%E2%80%99avenir

http://www.bretagne.fr/internet/upload/docs/application/pdf/2013-04/pia_def.pdf

http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000022896873

http://www2.ademe.fr/servlet/getBin?name=0E4BE07DD6E98E65C02029F30CB776E1_tomcatlocal1332430004609.pdf



103

- avances remboursables et interventions en capital pour au moins deux tiers. « Ces interventions poursuivent un objectif systématique de retours financiers pour l'Etat. » Ce mode de financement est jugé complexe par les PME qui doivent gérer des contraintes administratives pour des montants qu’elles jugent limités. A cela se rajoutent les contraintes de trésorerie dans la mesure où ces entreprises considèrent que le paiement des aides est trop tardif. Parmi les projets récemment retenus par l’ADEME, il faut citer le cas de Smart Grid Vendée74. Ce projet d’un montant de 27,7 Millions d’Euros sur 5 ans est soutenu à hauteur de 9,5 millions d’Euros par l’ADEME. Il associe le Syndicat Départemental d’Energie et d’Equipement de la Vendée, (SyDEV), ERDF, Actility, Alstom, Colély Inéo, Legrand et le Cnam. Le SyDEV investit pour sa part 3,5 millions dans ce projet. Le projet vise à déployer les Smart Grids à l’échelle d’un département en s’appuyant sur la production d’énergies renouvelables réalisée dans le cadre de la Régie d’Electricité de Vendée (REVe) créée dès 2002. Le SyDEV vise à terme jusqu’à 30 % d'économie sur la consommation départementale. Ce projet tend à démontrer le caractère positif et moteur d’un montage associant l’initiative locale et le soutien de l’Etat au travers de l’Ademe.

4.2.3 Le financement de projets collaboratifs

dans le numérique

Le Pôle Images et Réseaux instruit régulièrement des dossiers qui relèvent également des Investissements d’Avenir. Il labellise des projets qui portent sur des thèmes en relation avec les télécommunications fixes et mobiles ou avec les technologies liées au secteur vidéo. Les financements sont généralement issus des investissements d’avenir75. On voit cependant désormais apparaître l’énergie comme un champ technologique sur lequel intervient « Images & Réseaux ».

Figure 80 - énergie dans les thèmes couverts par le

Pôle Images & Réseaux76

74 http://www2.ademe.fr/servlet/doc?id=87287&view=standard 75 http://www.images-et-reseaux.com/sites/default/files/medias/pages/files/financement_des_projets.pdf 76 http://www.images-et-reseaux.com/

Ce qu’il faut retenir Le positionnement de la Bretagne sur les appels à manifestation de l’Ademe ne pourra désormais se faire que sur des niches. Plusieurs sujets de recherche appliquée sur lesquels la Bretagne dispose de compétences, restent encore peu explorés. Le raccordement des énergies marines pourrait également constituer une voie à explorer avec France Energies Marines. Bretagne

http://www2.ademe.fr/servlet/doc?id=87287&view=standard

http://www.images-et-reseaux.com/sites/default/files/medias/pages/files/financement_des_projets.pdf

http://www.images-et-reseaux.com/



104

Trois projets financés comportent le mot énergie dans leur intitulés : Capnet (Etude d'un réseau radio autonome en énergie équipé de capteurs de différentes natures) / FUI 2008, Greencomm (Amélioration de l’efficacité énergétique des technologies de connectivité du Réseau Local Domestique) / FUI 2012, Paprica (Optimisation de la consommation énergétique des stations d'émission de TNT de deuxième génération) / FUI 2011. Un projet portant sur les technologies Smart Grids a été déposé en 2012. Considéré comme innovant par plusieurs acteurs, il associait les technologies d’optimisation de la consommation locale, de gestion de services sur mobiles, de traitement des services et des données en cloud computing. Il était porté par Awox, l’Institut Mines Telecom, le CEA, GDF-Suez, ITRON, Archos … et un acteur régional Kerlink. Ce projet insuffisamment préparé au regard des critères de sélection d’Images et Réseaux n’avait pas été labellisé par le pôle.

4.2.4 Les actions de la Région dans la perspective des politiques européennes

En octobre 2011, la Commission européenne a adopté des propositions législatives qui définiront la politique de cohésion de l’Union européenne pour la période 2014-2020. Le projet de règlement portant dispositions communes relatives au Fonds européen de développement régional, au Fonds social européen et au Fonds européen agricole pour le développement rural qui sera soumis au Conseil et au Parlement comporte des politiques européennes de cohésion pour 2014 – 2 020. Dans ce cadre, chaque région sera tenue de se doter d’une stratégie de spécialisation intelligente, dite SRI3, comme condition préalable à l’adoption des Programmes opérationnels FEDER pour la période 2014-2020. La Région a inscrit le secteur de l’énergie et des réseaux intelligents comme thème de spécialisation. Elle a également inscrit le secteur des énergies marines renouvelables et celui des véhicules et des mobilités serviciels durables comme des domaines d’innovation stratégique.



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4.2.5 Les fonds OSEO et la Banque Publique

d’Investissement

Bretagne Développement Innovation est le partenaire naturel d’OSEO dans l’accès des entreprises aux mécanismes d’Oséo innovation (ex-ANVAR), Oséo financement (ex-BDPME) et Oséo garantie (ex-Sofaris). Oséo fera partie de la future "BPI" (Banque publique d'investissement) aux côtés du FSI (Fonds Stratégique d'Investissement) et de CDC Entreprises. Les Régions demeureront des partenaires centraux. L'État et la CDC seront actionnaires de la holding à 50/50.

4.2.6 Outils décentralisés

Certaines collectivités disposent d’outils de soutien à l’innovation. C’est principalement le cas des grandes collectivités bretonnes disposant de technopôles77. Plusieurs technopôles se sont d’ores et déjà montrées très au fait des problématiques liées aux Smart Grids et de l’intérêt de développement d’une filière dans ce secteur.

4.2.7 Synthèse sur le soutien à la R&D et les expérimentations

Les outils existent pour faciliter l’innovation et ils peuvent être mobilisés pour le développement des réseaux intelligents. Ils ne le sont manifestement pas suffisamment en Bretagne mais ce n’est pas dû au fait qu’ils seraient moins accessibles en Bretagne que dans d’autres régions. Faut-il chercher à les faire croître ? C’est une option qu’on ne peut éluder et que nous examinerons plus en avant. On peut simplement relever que le contexte économique et les contraintes liées aux finances publiques ne peuvent qu’inciter à la prudence.

4.3 Agir indirectement sur le développement des smart grids par le soutien aux filières existantes en Bretagne

4.3.1 L’efficacité énergétique des bâtiments

Solutions passives et solutions actives

Les économies d’énergies peuvent prendre plusieurs formes. Historiquement, il s’est agi depuis les années 70 d’améliorer le bâti et notamment les échanges de chaleur. Ce sont les solutions dites passives. Les économies d’énergies font désormais de plus en plus appel à des « solutions actives » mobilisant les technologies d’immeubles intelligents. La partie électrique - que l’on désigne par « l’aval compteur » - est aujourd’hui, par extension, considérée comme une composante des réseaux intelligents. « Des systèmes de chauffage électrique intelligents intègrent par exemple un système de régulation électronique détectant l’ouverture de fenêtres (économie d’énergie de 4% à ce poste) ou les présences dans l’habitat (gain potentiel de 12% à ce poste). Ces solutions intelligentes pourraient réduire de 10 à 20% la consommation d’énergie globale d’un immeuble »78.

77 http://www.tech-brest-iroise.fr/files/436/maquette7technopolesV10.pdf 78 http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/efficacite-energetique-et-batiments

Ce qu’il faut retenir Malgré la rentabilité des projets d’efficacité énergétique active, le montage de ces derniers reste aujourd’hui encore très compliqué en raison notamment des moyens financiers qui doivent être mobilisés. Ils offrent cependant de nombreuses opportunités en rejoignant les problématiques de la Maîtrise de la demande.

http://www.tech-brest-iroise.fr/files/436/maquette7technopolesV10.pdf

http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/efficacite-energetique-et-batiments



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Plusieurs industriels comme Schneider, Siemens79 … estiment qu’on pourrait prochainement atteindre des chiffres plus importants sur la partie thermique et sur la partie électrique. Si on peut attendre beaucoup de la rénovation passive en matière d’économies d’énergies, le retour sur investissement est cependant bien plus favorable dans le cas des solutions actives.

« Les solutions d’efficacité énergétique active affichent des temps de retour sur investissement compris entre 3 et 13 ans (suivant le bâtiment), contre 8 à 15 ans pour l’investissement dans des équipements à rendement amélioré (remplacement de chaudière, installation de pompe à chaleur, etc.), et 6 à 45 ans pour l’efficacité énergétique passive (ex. isolation thermique). »

Fonds régional

La Région a mis en place un Fonds régional de maîtrise de l’énergie en 201280. Il est abondé par un mécanisme de consolidation, à l’échelle régionale, des certificats d'économies d'énergie (CEE)81. Cela représente une "recette" d’environ 1 Million d’euros par an. C’est ce fond qui finance le programme Vir’volt Par ailleurs, Fin 2012, la Bretagne a été retenue par l’Etat parmi 8 régions pilotes82, comme partenaire du Plan bâtiment durable national. Elle est aujourd’hui la première à s’être engagée concrètement sur un plan d’actions partagées avec les acteurs de la filière qui sera opérationnel dès 2014. En 2013, la Région a également lancé un Appel à Projets pour les Bâtiments à Basse consommation énergétique en partenariat avec l’ADEME et les Conseils Généraux83.

Actions auprès de l’habitat social

L’habitat social représente un potentiel important en matière d’efficacité énergétique. En effet, les bailleurs sociaux ont intérêt à faire baisser les charges des locataires et ils sont de fait très sensibles à ces questions. Des actions ont été menées à l’échelle régionale84. Ces actions ciblent principalement les solutions de rénovation passive. L’Union Sociale pour l’Habitat (USH) réfléchit aux sujets liés aux réseaux intelligents et est notamment active dans le programme PREBAT285. Un appel à projets a été lancé en 2012 entre l’USH et l’ADEME.

Les CPE

Le contrat de performance énergétique est un dispositif permettant aux collectivités d'améliorer l’efficacité énergétique dans les bâtiments publics. Il a été institué, en France en 2009 en application du Grenelle I. La Région Alsace a engagé un Partenariat Public Privé dans le cadre d’un CPE appliqué à l’ensemble de ses lycées.

79http://w1.siemens.ch/buildingtechnologies/ch/fr/efficacite-

energetique/energieeffizienzklassen/Documents/CM110854fr_02_6-CH_03_22_klein.pdf 80 http://www.bretagne.fr/internet/jcms/preprod_167697/creation-du-fonds-regional-de-maitrise-de-l-energie 81 http://www.developpement-durable.gouv.fr/-Certificats-d-economies-d-energie,188-.html 82 Aquitaine, Basse-Normandie, Bretagne, Centre, Franche-Comté, Île-de-France, Nord-Pas-de-Calais, Rhône-Alpes. 83 http://www.bretagne.fr/internet/jcms/preprod_147814/appel-a-projets-batiments-basse-consommation-2012 84 http://www.arohabitat-bretagne.org/fichiers/Panorama%20de%20lhabitat%20en%20Bretagne%20Congres%202012.pdf. 85 http://www.prebat.net/

http://w1.siemens.ch/buildingtechnologies/ch/fr/efficacite-energetique/energieeffizienzklassen/Documents/CM110854fr_02_6-CH_03_22_klein.pdf

http://w1.siemens.ch/buildingtechnologies/ch/fr/efficacite-energetique/energieeffizienzklassen/Documents/CM110854fr_02_6-CH_03_22_klein.pdf

http://www.bretagne.fr/internet/jcms/preprod_167697/creation-du-fonds-regional-de-maitrise-de-l-energie

http://www.developpement-durable.gouv.fr/-Certificats-d-economies-d-energie,188-.html

http://www.bretagne.fr/internet/jcms/preprod_147814/appel-a-projets-batiments-basse-consommation-2012

http://www.arohabitat-bretagne.org/fichiers/Panorama%20de%20lhabitat%20en%20Bretagne%20Congres%202012.pdf

http://www.prebat.net/



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En Bretagne, l’exemple le plus connu est probablement celui du contrat passé par l’association des hôpitaux de Bretagne et Schneider Electric. Ces équipements permettront à l'hôpital de Plouguernével de réduire de 14% sa facture énergétique sur cinq ans. Une économie garantie par le contrat: "si on réduit davantage la facture, on partage les bénéfices avec Schneider à 50/50; si on n'atteint pas l'objectif, ils payent une pénalité. Dans tous les cas, l'AHB est gagnante", souligne Jacques Harran (Directeur Technique de l ‘Association). Le retour sur investissement de ce type d'installation – financé intégralement grâce aux économies réalisées – est de cinq ans, alors qu'une rénovation comme celle entreprise à Poitiers n'est rentable qu'après une vingtaine d'année. "A la fin du contrat avec Schneider, l'équipement nous appartiendra et nous continuerons à faire des économies", souligne Jacques Harran. Le CPE comporte un volet de transfert de compétences entre les salariés de Schneider Electric et ceux de l'hôpital.

Mais les économies d'énergie ne nécessitent pas forcément un contrat ou des investissements importants. Le CPE de Plouguernével est ainsi présenté par l'AHB comme "un phare" pour les autres sites de l'association, où des mesures d'économies d'énergies différentes ont été mises en place. http://www.directhopital.com/

La plateforme mise en place dans le cadre de ce contrat (Vizelia86), est le type de système informatique intelligent placé au cœur des problématiques de la gestion aval de l’énergie dans les bâtiments.

La Directive efficacité énergétique

La Directive sur l’efficacité énergétique (2012/27/UE) a été publiée le 14 novembre dernier au terme de longs débats marqués par un recul de plusieurs états. Les objectifs climatiques de long terme pour lesquels l’UE s’est engagée dans la feuille de route « Energie 2050 » ne pourront probablement pas être atteints. La Commission a dû composer avec la position du Conseil (dont la France). Les États membres ont jusqu’à juin 2014 pour transposer cette directive en droit national et démarrer la phase de la mise en œuvre. Or la mesure qui impose aux États membres de rénover 3 % des bâtiments de l’administration va probablement soulever de nombreuses questions. Cette obligation s’applique-t-elle seulement à ceux de l’administration centrale, comme le prévoit le texte européen, ou aussi à ceux des collectivités locales, comme s’y est engagée la France en juin 2012 ?

4.3.2 Les énergies renouvelables

86 http://www.vizelia.com/

http://www.vizelia.com/



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La Bretagne est avant tout très impliquée dans le développement des énergies marines. La création de France Energies Marines basée à Brest témoigne de cet engagement. On peut imaginer que la présence d’un tel acteur favorisera l’émergence de projets Smart Grids. La Région entend également fortement s’impliquer dans le programme national "Énergie Méthanisation Autonomie Azote"87 en s’appuyant notamment sur la filière agricole (la surface agricole utile occupe 60% du territoire en 2013) et l’industrie agro-alimentaire. Certaines régions décident de s’engager délibérément dans la production électrique. Le cas le plus emblématique est probablement celui de la région Poitou-Charentes avec la création d’une SEM, la société Ester dédiée à la création de parcs solaires. Solairedirect et la Région Poitou-Charentes ont créé une société d'économie mixte, Ester (Electricité solaire des territoires), détenue à 65 % par la région et à 35 % par l'entreprise, afin de "promouvoir la création de parcs solaires, donner accès à une électricité décentralisée, propre et compétitive et contribuer au développement industriel de la région. La SEM investira notamment dans les parcs solaires construits sur le territoire régional." La production d'électricité d'Ester sera revendue à Sorégies pendant 30 ans, dans un "contrat de gré à gré", avec un prix de revente "aux alentours de 108€/MWh, soit un tarif d’ores et déjà inférieur au prix

payé par les particuliers en France pour leur électricité (120€/MWh)". http://www.energie2007.fr/actualites/fiche/3647

4.3.3 Les véhicules électriques

La France a adopté en octobre 2009 le plan Véhicules électriques et hybrides rechargeables qui fixe l’objectif de 2 millions de véhicules électriques à l’horizon 2020. Pour alimenter ces véhicules, le plan prévoit d’ici 2015 la création de 900 000 points de recharge privés et 75 000 points de recharge accessibles au public (voiries, parkings, autoroutes, etc.). A l’horizon 2020 ce seront 4 millions de prises dans le secteur privé, à domicile ou en entreprises, et 400 000 prises mises à disposition en voirie ou en parkings publics. Pour accompagner le développement de ce marché, l’Etat accorde un bonus de 7 000 € à l’achat d’un véhicule électrique. Les entreprises et les acheteurs publics sont également éligibles à ce bonus. Les projets de déploiement à grande échelle de bornes de recharge des agglomérations de plus de 200 000 habitants, ou ceux portés par une région sont de leur côté éligibles aux fonds du Programme des Investissements d’avenir. Le déploiement des véhicules électriques pourrait faire peser un risque majeur sur le fonctionnement du réseau en augmentant lourdement la consommation électrique. En parallèle, les véhicules électriques ont été identifiés comme un moyen de gérer l’équilibre offre-demande. Il s’agit alors de réinjecter sur le réseau l’électricité contenue dans les batteries lors des périodes de stationnement et en fonction des besoins du réseau. Que ce soit pour limiter l’impact des véhicules électriques sur les pointes, ou pour participer à la gestion de l’équilibre du réseau, les TIC constitueront des technologies

87http://www.bretagne.fr/internet/jcms/prod_178655/un-plan-national-de-production-denergie-par-methanisation-lance-en-

bretagne

Ce qu’il faut retenir La Bretagne dispose d’atouts majeurs pour la production d’énergie renouvelable au travers de la production éolienne, des filières énergies marines renouvelables, de la méthanisation et de la gazéification. La combinaison de ces différentes sources d’énergies ouvre un vaste champ de recherche qui pourrait s’avérer très porteur pour la Bretagne.

http://www.bretagne.fr/internet/jcms/prod_178655/un-plan-national-de-production-denergie-par-methanisation-lance-en-bretagne

http://www.bretagne.fr/internet/jcms/prod_178655/un-plan-national-de-production-denergie-par-methanisation-lance-en-bretagne



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centrales dans le développement de ce marché pour piloter notamment la recharge et la décharge. Forte de son industrie dans le secteur automobile et dans le secteur des TIC, la Région Bretagne a engagé une action en faveur du développement des véhicules décarbonnés en Bretagne. Elle a adopté en 2011 le Plan Véhicule Vert suite au travail mené sous le pilotage de Bretagne Développement Innovation avec l’ensemble des acteurs du développement économique du territoire, i.e. les 3 niveaux de collectivité (Région, Conseil général, Rennes métropole), l’Etat, les CCI, l’UIMM, le pôle de compétitivité (ID4Car) et les associations au contact des industriels (Auteo) pour définir des orientations stratégiques et coordonner les actions de soutien. Le plan intègre un volet Energie. Il s’adosse aux leviers de sécurisation du réseau électrique identifiés dans le cadre du Pacte Electrique Breton. Rennes Métropole en relation avec la CCI d’Ille et Vilaine est également pionnière sur ce sujet, puisqu’elle fait partie des groupements de communes pilotes pour le déploiement des infrastructures de recharge. Elle accueille notamment, ainsi que la commune de Ploufagran, le démonstrateur EGUISE sélectionné dans le cadre des AMI de l’ADEME et qui intègrera un volet vehicle-to-grid. Des projets commencent à voir le jour dans ce domaine. Sur le plan national, la création de GIREVE, composé par les grands acteurs de l’industrie automobile, les principaux acteurs de l’énergie et la Caisse des Dépôts, va travailler à la mise en œuvre de solutions opérationnelles d’intermédiation contractuelle entre les acteurs. Ces dernières sont un élément indispensable au développement d’offres innovantes de services intégrés permettant par exemple de piloter les périodes de recharge des véhicules électriques pour limiter leur impact sur les pics de consommation, ou encore, pour utiliser les batteries des véhicules électriques comme un moyen de stockage permettant de lisser l’équilibre production / consommation. Il y a là un enjeu pour les opérateurs de réseaux, mais également les producteurs d’énergie renouvelables et les futurs agrégateurs.

4.4 Agir sur la structuration et l’animation de la filière

4.4.1 L’animation et la promotion de la filière

L’animation est un sujet central dans le développement d’une filière. Les régions les plus actives sur les Smart Grids sont celles qui disposent d’un Pôle de Compétitivité autour de l’énergie. Les deux régions leader, PACA et Rhône-Alpes, disposent chacune d’un tel pôle (respectivement Capenergies et Tenerrdis) et d’un pôle numérique (SCS et Minalogic). Ces quatre pôles sont membres de Smart Grids France. Le cas de l’Ile de France est intéressant dans la mesure où le sujet « Gestion intelligente de l’énergie » est porté par le Pôle Numérique Systematic. A l’instigation d’Alstom, un groupe de travail spécifique a été constitué. Il est animé par un permanent du Pôle. En Bretagne, il paraît à ce stade difficile de constituer un Pôle: les acteurs de l’énergie n'étant pas en nombre suffisant et aussi faute d’acteurs majeurs à fort rayonnement international.

Ce qu’il faut retenir La Bretagne réunit des acteurs majeurs de la filière automobile qui pourraient jouer un rôle actif dans la mise en œuvre de solutions innovantes pour répondre aux enjeux énergétiques régionaux.



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L’animation est, à ce stade, du seul ressort de BDI en relation avec les Technopôles (dont plusieurs se sont d’ores et déjà emparées du sujet), la MEITO, Cap’tronic, les CCI, le pôle Images et Réseaux et les autres acteurs du développement économique intervenant dans le champ des smart grids. Ils ne peuvent, dans cette configuration, traiter des activités de soutien et d'accompagnement de projets significatifs dans les réseaux intelligents. Le développement de la filière pose la question cruciale des ressources. Le modèle retenu par Systematic (lancement d’un groupe de travail spécifique) est probablement le modèle à suivre. On notera également que des liens existent avec le Pôle ID4CAR qui a d’ailleurs suivi les travaux de cette présente étude. Il n’y a pas véritablement de liens avec les pôles traitant des sujets énergies. Le rapprochement d’Images & réseaux avec Smart Grid France devrait favoriser des synergies à l’échelle nationale. 88

4.4.2 La formation

Plusieurs formations ont pu être identifiées en Bretagne, en lien avec les problématiques smart grids mais elles restent plutôt orientées techniques. Les aspects réglementaires, économiques et sociologiques sont identifiés par tous les acteurs comme des compétences nécessaires au déploiement massif des smart grids. Des villes telles que Grenoble ou Paris ont su développer des formations adaptées89 à la thématique smart grids, aussi bien sur ses aspects techniques, qu’économiques et réglementaires. On peut citer les formations proposées par Science-Po Paris (Master en énergie international), Paris-Dauphine (Le centre de recherche géopolitique de l’énergie et des matières qui anime le Master Energie, finance, carbone et la Chaire Economie du Climat), l’école ENSE3 du groupe INP Grenoble (Master de science en génie électrique pour les smart grids et les bâtiment, Master en génie électrique, Master Systèmes énergétiques et marchés associés, Master contrôle automatique, systèmes et technologies de l’information…), et l’Ecole de Management de Grenoble (Master Management de l’énergie et marketing et Master Filière et acteurs du photovoltaïque). Il faut par ailleurs ouvrir le véritable chantier de la formation professionnelle. Le changement des architectures et des technologies dans les réseaux électriques va amener les techniciens de tous niveaux à une adaptation profonde de leurs compétences. Le CRIJ Bretagne a recensé les formations en énergie90. On peut constater que tout ce qui relève des systèmes intelligents y est encore très peu présent. Un tour d’horizon de l’action des différentes régions montre que bon nombre d’entre-elles se sont penchées sur la formation à l’efficacité énergétique passive mais aucune ne

88 www.lea-valley.fr 89 Formations du groupe INP à Grenoble, Master Management de l’énergie et marketing et Master Filière et acteurs du

photovoltaïque de l’Ecole de Management de Grenoble, Science-Po Paris, Université Paris Dauphine 90 http://www.crij-bretagne.com/IMG/pdf/2826.pdf

Ce qu’il faut retenir Les structures d’animation que sont BDI, les technopôles, la MEITO, Cap’Tronic … se sont d’ores et déjà emparées du sujet Smart Grids. Elle y voient un potentiel de développement. Le Pôle Images et Réseaux est prêt à s’investir pour l’animation de la filière smart grids. Le pôle doit cependant constituer un noyau dur d’acteurs pour engager un travail de réflexion, d’accompagnement et de représentation des entreprises bretonnes dans ce domaine.

Ce qu’il faut retenir L’évolution des réseaux soulève des enjeux en terme d’adaptation de la filière professionnelle. La formation professionnelle doit dès à présent s’approprier le sujet des réseaux intelligents amont et surtout aval.

http://www.lea-valley.fr/

http://www.crij-bretagne.com/IMG/pdf/2826.pdf



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traite véritablement des solutions actives. C’est également la tonalité de l’accord passé entre le Ministère de l’Égalité des territoires et du Logement, le Ministère de l’Écologie, du Développement durable et de l’Énergie, les professionnels du bâtiment et EDF, sur la formation professionnelle91.

4.4.3 Structuration de la filière et laboratoire

Plusieurs laboratoires travaillent actuellement sur les réseaux intelligents.

Figure 81 - Les structures de R&D intervenant sur les Smart Grids

Si on considère France Energies Marines comme ayant un statut particulier, tout comme B-Com, aucun de ces laboratoires, à l'exception de l'Effipole, ne dispose d’une spécialisation dans l’énergie. Le mot énergie lui-même n’apparaît pas dans les intitulés. L’Effipole, pole lorientais de l'efficacité énergétique, est une plateforme technologique qui regroupe des compétences issues des laboratoires de l'UBS et de lycées professionnels. Le centre de compétence entre l’Institut Mines-télécom, ITRON et Texas Instrument apparaît comme fortement marqué Energie du fait de la présence d’ITRON. L’Institut Mines Telecom possède désormais, et notamment avec l'existence de ce centre, une expertise internationale sur la fonction clé du routage des données de compteurs. Ce sujet fait débat à l’échelle internationale notamment entre CISCO et EDF. L’éventualité de la création d'un vrai laboratoire commun entre les acteurs de la recherche en Bretagne a été évoquée par plusieurs interlocuteurs. C’est un point clé dans la structuration d’un écosystème de filière et qui donnerait beaucoup de visibilité au niveau national et international.

4.5 Focus sur les intégrateurs de services locaux

Le premier type d’agrégateurs apparu en France, dans le monde de l’énergie, est celui d’opérateur d’effacement. Le champ couvert par les agrégateurs est potentiellement plus vaste : il pourrait couvrir les fonctions de production, de distribution, de stockage, les services d’efficacité énergétiques. Il laisse entrevoir la possibilité pour les acteurs tiers de proposer de nouveaux modèles tarifaires.

91http://ademe.typepad.fr/files/2013.05.14---cd-db-nouvel-accord-formation-professionnelle-secteur-du-

b%C3%A2timent.pdf

Ce qu’il faut retenir Plusieurs laboratoires bretons travaillent sur des problématiques liées aux smart grids, mais aucun n’est véritablement marqué smart grids ou énergie. Il faut développer les coopérations entre les structures existantes en lien avec les structures des régions périphériques.

http://ademe.typepad.fr/files/2013.05.14---cd-db-nouvel-accord-formation-professionnelle-secteur-du-b%C3%A2timent.pdf

http://ademe.typepad.fr/files/2013.05.14---cd-db-nouvel-accord-formation-professionnelle-secteur-du-b%C3%A2timent.pdf



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Il pose des questions de nature technique, économique mais également stratégiques et politiques par rapport à notre système français de péréquation tarifaire qui prévaut dans le secteur électrique. Fruit de notre histoire et d’une recherche permanente d’équilibre entre intérêts économiques et responsabilités sociales, ce modèle doit être préservé. La Contribution au service public de l'électricité (CSPE)92 est par exemple l’un des mécanismes de régulation qui a des incidences en cascade sur le modèle tarifaire et sur la responsabilité des acteurs dans la chaîne de valeur. Toutefois, il devra prendre en compte des réalités liées aux changements induits par : 1) un mix énergétique intégrant de plus en plus d’énergies instables et décentralisées, 2) les contraintes d’efficacité énergétiques et les nécessités de responsabiliser les utilisateurs. Il est ici utile de revenir sur quelques évolutions possibles auxquelles la réglementation fait ou devra faire face.

4.5.1 Autoconsommation

Le marché de l'autoconsommation est relativement inexistant en France. Son principe peut pourtant permettre de réels gains énergétiques :

- en valorisant le bénéfice qu’il peut procurer d’un point de vue patrimonial, - en activant des mécanismes qui impliquent naturellement une auto-

responsabilisation des consommateurs.

En cas de vente du bâtiment, le propriétaire vend la centrale avec. Elle est d'autant valorisée » assure Philippe Pflieger. Conergy a ainsi expérimenté une autoconsommation à 100% sur la caserne militaire Carnot à Chalons-sur Saône. La caserne s'est dotée d'une centrale photovoltaïque de 26 kWc intégrée en toiture. « L'ensemble de la production est injectée sur les

équipements de la caserne pour répondre aux besoins de consommation durant la journée. Le 1er avril dernier, la centrale à produit 164 kWh (sur 12 heures) pour des besoins avoisinant les 400 kWh.sur la même période. Ainsi, sur une année, la centrale solaire, raccordée depuis l'automne 2011, produira un peu plus de 30 000 kWh, soit environ 10% des besoins annuels du bâtiment dont la consommation totale s'élève à 350 000 kWh » indique Laurent Cuzzaini. Sur un coût de rénovation de 2,5 millions d'euros, le solaire pèse moins de 10% de l'investissement. Soutenable. Un exemple à suivre ! D'autant que dans le cas d'une activité tertiaire ou industrielle, c'est en pleine journée que les besoins sont à leur maximum, à l'inverse du résidentiel où le climax de consommation se situe plutôt en soirée. Source tecsol.blog.com

Le photovoltaïque n’est plus, dans ce cas, perçu comme une source de revenus déconnectée des objectifs de réduction de la consommation. L'installation photovoltaïque donne alors une vraie plus-value patrimoniale au bâtiment. De tels mécanismes sont encouragés en Allemagne ou encore en Espagne. La tarification relativement basse du KWh, qui reste en fort décalage avec le tarif de rachat, n’incite pas ceux qui décident d’investir dans des équipements à l’autoconsommation. En Allemagne, le coût de l'électricité solaire photovoltaïque produite par les nouvelles installations est inférieur à tous les tarifs résidentiels de l'électricité provenant du réseau et représente donc un levier puissant d'incitation. En novembre 2012, il était de 12,39 à 17,90 cts/kWh (prix d'achat réglementé ou feed-in tarif) au lieu de 23,74 à 39,17 cts/kWh (ttc) (tarif réseau selon consommation). Le tarif "résidentiel" concerne tout ce qui n'est pas industriel : habitations, professions libérales, commerces, bureaux, tertiaire, écoles, hôpitaux, administrations93 , … Figure 82 - Tarif d'achat de l'électricité solaire photovoltaïque en Allemagne

(Source : Deutsche Bank - En noir, prix moyen (croissant) de l'électricité "classique" à usage résidentiel achetée sur le réseau. - En rouge et bleu, tarifs d'achat dégressifs de l'électricité solaire photovoltaïque. Des

valeurs plus récentes sont très voisines)

92 http://www.cre.fr/operateurs/service-public-de-l-electricite-cspe/mecanisme 93 http://energeia.voila.net/solaire/parite_allemagne.htm

http://www.cre.fr/operateurs/service-public-de-l-electricite-cspe/mecanisme



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Le GIMELEC dans le livre blanc94 produit en 2011 sur les Smart Grids recommandait d’établir un tarif pour l’autoconsommation. Celui-ci n’existe pas encore. Le déploiement du compteur intelligent pourrait en faciliter l’adoption.

4.5.2 Effacement

L'article 6 de la loi NOME impose aux fournisseurs d'électricité, de disposer de garanties de capacité d'effacement de consommation et de production d'électricité, afin de mieux équilibrer la production et la consommation d'électricité. L'effacement consiste à reporter sur les périodes « creuses » la consommation d'électricité qui aurait pu être effectuée en période de pointe. C’est un des dispositifs parmi les plus cités en exemple dans la mise en œuvre des Smart Grids. La rémunération des effacements a suscité de virulentes controverses entre les fournisseurs d'électricité et les opérateurs d’effacements diffus, les premiers considérants que les seconds leur ponctionnaient des revenus potentiels et qu’ils devraient, de ce fait, bénéficier d’une compensation en retour. En juillet 2009, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a pris position en faveur des fournisseurs. A la suite d’un recours de Voltalis, le Conseil d’Etat a annulé cette décision tout en soulignant l’existence d’un vide juridique. Après quelques méandres législatifs, une nouvelle loi (Loi Brottes du 11 Avril 201395) a été adoptée. Elle consacre la fonction d’effacement et sécurise juridiquement les opérateurs. De nouveaux dispositifs apparaissent. Ils améliorent progressivement la richesse, la souplesse et la flexibilité des mécanismes disponibles.

Figure 83 : Valorisation de l'effacement sur le marché de l'électricité en France96

94 http://www.smartgrids-cre.fr/media/documents/GIMELEC_Livre_Blanc_Reseaux_intelligents.pdf 95 http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000027310001&dateTexte=&categorieLien=id 96 Source RTE : http://clients.rte-

france.com/htm/fr/journalistes/telecharge/communiques/salon2012/4_Integration_des_effacements_dans_le_systeme_electrique.pdf

http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000027310001&dateTexte=&categorieLien=id

http://clients.rte-france.com/htm/fr/journalistes/telecharge/communiques/salon2012/4_Integration_des_effacements_dans_le_systeme_electrique.pdf

http://clients.rte-france.com/htm/fr/journalistes/telecharge/communiques/salon2012/4_Integration_des_effacements_dans_le_systeme_electrique.pdf



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Le NEBEF (Notifications d’Echanges de Blocs d’Effacement) qui fait partie de ces nouveaux mécanismes pourrait jouer un rôle important. Il permet de réaliser des effacements sans l’accord du fournisseur et de le vendre à un autre fournisseur ou à responsable d’équilibre97.

4.5.3 Stockage

Le stockage est associé de manière étroite aux mécanismes de fonctionnement des Smart Grids. Il permet, par exemple, au niveau d’une zone limitée (maison, immeuble, quartier, petit territoire) de participer au lissage de la production d’énergies renouvelables. L’explication qui suit est issue du site éditorial smart grids-CRE. « L’article L. 314 1 du code de l’énergie dispose que les seules installations de production d’électricité qui utilisent des énergies de source renouvelable ou les installations qui mettent en œuvre des techniques performantes en termes d’efficacité énergétique, telles que la cogénération, peuvent bénéficier d'un contrat d’obligation d’achat. Dans ces conditions, les dispositifs de stockage ne peuvent entrer dans ce cadre tarifaire dès lors que, s’ils injectent de l’électricité sur les réseaux publics d’électricité, ils ne produisent pas à proprement parler d’électricité. Il faut ajouter qu’en cas d’association d’un dispositif de stockage et d’une unité de production d’électricité dans un but d’autoconsommation, l’énergie ainsi consommée n’est pas prise en compte par le contrat d’achat d’électricité. En effet, ce point est confirmé par les dispositions de l’article 4 du décret n° 2001-410 du 10 mai 2001 modifié, relatif aux conditions d’achat de l’électricité produite par des producteurs bénéficiant de l’obligation d’achat, lesquelles prévoient qu’ « en dehors, le cas échéant, de l’électricité qu’il consomme lui-même […] un producteur d’électricité bénéficiant de l’obligation d’achat […] est tenu de vendre la totalité de l’électricité produite par l’installation considérée à Electricité de France ou au distributeur non nationalisé […] qui exploite le réseau public auquel est raccordée l’installation de production […] ». Le projet de nouvelle directive sur l’efficacité énergétique résultant d’un compromis entre le Conseil de l’Union européenne et le Parlement européen, a été formalisé par ce dernier le 11 septembre 2012.

97 http://www.cre.fr/documents/consultations-publiques/principes-structurant-le-projet-de-proposition-de-decret-relatif-a-la-

valorisation-des-effacements-de-consommation-d-electricite-sur-les-marches-de-l-electricite-et-le-mecanisme-d-ajustement

http://www.cre.fr/documents/consultations-publiques/principes-structurant-le-projet-de-proposition-de-decret-relatif-a-la-valorisation-des-effacements-de-consommation-d-electricite-sur-les-marches-de-l-electricite-et-le-mecanisme-d-ajustement

http://www.cre.fr/documents/consultations-publiques/principes-structurant-le-projet-de-proposition-de-decret-relatif-a-la-valorisation-des-effacements-de-consommation-d-electricite-sur-les-marches-de-l-electricite-et-le-mecanisme-d-ajustement



115

Ce projet de directive fait explicitement mention du stockage de l’électricité et prévoit que les régulateurs nationaux devront s’assurer que les tarifs de réseaux n’empêchent pas les gestionnaires de réseaux ou les fournisseurs d’offrir des services d’efficacité énergétique comme le déplacement de la consommation des périodes de pointe aux périodes creuses, les effacements de consommation, le développement de la production décentralisée ou encore le stockage d’énergie. »98 Il faudra donc surveiller la manière dont ce sujet sera transposé. En l’état, les dispositifs de stockage ne peuvent être raccordés directement au réseau.

4.5.4 Le monopole de la distribution

La loi « NOME » du 7 décembre 201099 a fixé un nouveau cadre pour le marché de l'électricité en France. Elle touche très peu l’organisation de la distribution de l’électricité. L’organisation de la distribution s’appuie sur le droit français du service public (dont le principe du droit d’accès au réseau est un corollaire), appliqué à la distribution d’électricité. Le marché de la distribution est placé sous le régime de la concession locale confiée à un opérateur désigné, par la loi, au niveau de la métropole, à savoir ERDF, filiale d’EDF créée en 2006. A ses côtés, subsistent quelques Distributeurs Non Nationalisés appelés plutôt aujourd’hui « Entreprises locales de distribution » : Gaz Electricité de Grenoble, Electricité de Strasbourg, Usine d’électricité de Metz, Sorégies de la Vienne, la régie des Deux-Sèvres, Colmar.

Ces dispositions sont, aujourd’hui, reprises dans l’ordonnance n°2011-504 du 9 mai 2011 établissant le « Code de l’énergie » et transposant la directive 2009/72/CE en son article L 111-52. Le marché de l’électricité est divisé depuis 2006 (par transposition de la Directive de 2003) en quatre secteurs distincts : Production, Transport, Distribution, Fourniture. EDF s’est alors scindée en plusieurs structures distinctes. Seules les activités de production et de fourniture (commercialisation) ont été ouvertes à la concurrence par la loi de 2011. Les autres correspondent aux « infrastructures essentielles » et demeurent sous le régime du monopole. Il s’agit des activités de transport et de distribution de l’électricité. Toutefois, dans le cas de la distribution, il existe deux exceptions :

- les lignes directes dédiées notamment à l’autoconsommation, telles que prévues par le décret 2001-366 du 26 avril 2001. Leur établissement nécessite une consultation d'ERDF. Il est nécessaire de démontrer « le caractère complémentaire aux réseaux publics de transport et de distribution de la ligne directe, lorsque les ouvrages des réseaux publics, existants ou en cours de réalisation, ne permettent pas de remplir, dans des conditions équivalentes ou meilleures au regard du bon fonctionnement du service public de l'électricité, les mêmes fonctions que la ligne directe projetée ».

- les réseaux fermés de distribution normalement prévus par la directive 2009/72/CE (article 28). De tels réseaux permettent la distribution de l'électricité à l'intérieur d'un site industriel, commercial ou de partage de services, dans une zone géographique restreinte. Optionnelles, ces dispositions n'ont pas été transposées en France.

Le régime français, tel qu'il est construit, ne permet pas de constituer en France un agrégateur local hors d’ERDF ou des distributeurs locaux, que ce soit dans un mode fermé qui dérogerait au régime général de monopole, ou dans un mode ouvert au public qui supposerait une abrogation du régime de monopole. Il reste potentiellement la possibilité pour les collectivités de sortir du mode de concession en créant de nouvelles « Entreprises locales de distribution », ce qui, à ce stade, semblerait plutôt aventureux.

98 http://www.smartgrids-cre.fr/index.php?p=stockage-cadre-juridique 99 http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000023174854&dateTexte=&categorieLien=id

http://www.smartgrids-cre.fr/index.php?p=stockage-cadre-juridique

http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000023174854&dateTexte=&categorieLien=id



116

Les syndicats d’électricité qui s’impliquent progressivement dans des projets « Smart Grids » sont au cœur de ces débats. La FNCCR qui les rassemble est l’interlocuteur au niveau national des pouvoirs publics et également d’ERDF sur tous les sujets qui concerne l’évolution des réseaux de distribution. La Cour des Comptes s’est penchée récemment sur l’organisation du système français100. Tout en militant pour une clarification de cette organisation, elle ne prône pas une remise en cause du modèle de concessions tel qu’il existe aujourd’hui. Le modèle existant oblige à séparer notamment les modèles de rachat de l’électricité produite et les services d’efficacité énergétique. Or il paraît incontournable qu’un acteur puisse à terme proposer les deux au niveau local avec des mécanismes innovants de facturation procurant des avantages à celui qui adapterait ses usages de consommation afin de permettre à l’intégrateur de limiter ses appels aux ressources du réseau. Cela signifie également que les démonstrateurs qui sont sensés travailler sur les modèles économiques, ne peuvent le faire en pratique que dans le cadre réglementaire actuel sans pouvoir imaginer des montages qui s’en affranchiraient. Cette limitation n’est cependant plus de mise dès lors que l’on n’empiète pas sur le domaine public. Ce peut être un bâtiment ou un campus (Université, ensemble de bâtiments industriels sur un parc privé, Hôpital …).

4.5.5 Les îlots énergétiques

L’ADEME travaille depuis des années sur le concept d’ilots énergétiques. Un appel à manifestation d’intérêts sur les îlots à énergie positive a été lancé en 2011 puis un autre en 2012101. L’ADEME a édité une feuille de route dans laquelle les contraintes réglementaires sont évoquées de manière très prudente102. Elle souhaiterait que des expérimentations puissent être possibles sur un périmètre restreint. Des acteurs du marché se sont également exprimés en ce sens durant l’étude.

4.6 De réseaux intelligents à villes et territoires intelligents

Le Commissariat Général au Développement Durable a publié en octobre 2012 une étude sur le concept de ville intelligente103 en le positionnant à la croisée des chemins entre réseaux intelligents, bâtiments intelligents, transports intelligents. Cette publication fait cœur avec une tendance qui tend à établir des liens de plus en plus étroits entre réseaux intelligents et villes et territoires intelligents. Ces derniers sont en effet confrontés de manière conjointe :

- à une complexité croissante des infrastructures et des services disponibles

100 http://www.ccomptes.fr/content/download/53104/1415264/version/1/file/2_1_concessions_distribution_electricite.pdf. 101 http://www2.ademe.fr/servlet/getDoc?id=82466&cid=96&m=3&p1=1 102 http://www2.ademe.fr/servlet/getBin?name=E07F9E411F4690AFCD0E250CB66FA6B31295944832348.pdf. 103 http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/ED73.pdf

Ce qu’il faut retenir Les ilots énergétiques constituent des cibles privilégiées dans le développement des smart grids. Les contraintes réglementaires ne permettent pas d’envisager des modèles permettant d’associer des moyens de production locale et services de maîtrise de la demande. Avec le Pacte, la Bretagne a une bonne expérience de la relation avec le régulateur. Elle pourrait être mise à profit pour être force de proposition sur le thème des ilots énergétiques.

http://www.ccomptes.fr/content/download/53104/1415264/version/1/file/2_1_concessions_distribution_electricite.pdf

http://www2.ademe.fr/servlet/getDoc?id=82466&cid=96&m=3&p1=1

http://www2.ademe.fr/servlet/getBin?name=E07F9E411F4690AFCD0E250CB66FA6B31295944832348.pdf

http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/ED73.pdf



117

sur les territoires, - au développement des systèmes de mesure et de contrôle sur ces

infrastructures. Ces équipements et systèmes permettent à la fois de mieux gérer en temps réel les infrastructures mais aussi de fournir des services plus avancés aux citoyens ou consommateurs.

Si l’électricité a toujours constitué un champ à part des infrastructures et services en France, ce n’est pas le cas dans plusieurs pays dont notamment l’Allemagne et les Etats-Unis. Dans ces pays, les structures dénommées « utilities » qui sont soient détenues par le secteur public ou soit par le secteur privé vont souvent opérer à la fois des réseaux d’électricité, de gaz, d’eau ou de télécommunications. Or tous les réseaux sont entrés en phase de modernisation en intégrant les technologies numériques. Ainsi dans toute la sphère des infrastructures publiques on assiste au déploiement :

- de capteurs, - de compteurs, - de systèmes de communications adaptés à ces capteurs et compteurs, - de systèmes de gestion et de contrôle commande temps réels, - de plateformes d’agrégation et de traitement des données, - d’applications et de services aux utilisateurs …

Ce qui pose aux « utilities » la question de la cohérence et de l’interopérabilité entre les systèmes. Ainsi lorsqu’il est question de plateformes d’agrégation et de traitement de données, les utilities ne peuvent envisager de devoir en gérer de plusieurs fournisseurs différents. Les syndicats d’électricité sont également confrontés à la mise en cohérence des systèmes. Et plus encore, à la rationalisation des investissements qu’ils vont devoir consentir sur les différentes infrastructures dont ils ont la charge et selon la nature des compétences qui leur sont transférées par leurs mandants. Ainsi sur la question des compteurs, les syndicats s’inquiètent de devoir financer des réseaux de comptage distincts alors qu’ils préféreraient miser sur une mutualisation.

Figure 84 - les thèmes des villes et territoires intelligents



118

Maisons intelligentes

Immeubles Intelligents Transports

Intelligents

Supervision

Performance Energétique

des bâtiments publics

Services Numériques

Cloud Computing

Gestion Intelligente

des déchets

Gestion de l’eau

Sécurité

Territoire sans contact

Eclairage - Signalisatio

n

Pilotage

Communications

ITEMSInterna onal

Plusieurs collectivités ont décidé d’engager des réflexions stratégiques sur ces questions. On y trouve pêle-mêle les questions d’énergie, de gaz, d’eau, de gestion des déchets, de signalisation, de parking, d’éclairage public … et aussi des transports et de la qualité de l’air. On retiendra que les deux pays les plus représentatifs du modèle des utilities, l’Allemagne et les Etats-Unis, disposent également d'industries intervenant sur le marché des villes et des territoires intelligents. Ce faisant, ces acteurs dessinent le paysage d’un marché porté par des filières en recherche et développement, ne vont pas s’arrêter aux frontières de l’énergie. Ils vont sauf exception, chercher à valoriser le fruit de leurs travaux sur l’ensemble des champs couvert par le sujet des villes ou territoires intelligents. Conscient de cette évolution, la Commission Européenne a engagé une grande réflexion commune à trois directions : la DG ENERGY, la DG MOVE (Transport) et la DG CONNECT (Numérique). Un groupe de haut niveau (Smart Cities High level Group) a été constitué dont font partie des groupes comme Orange, Siemens … Des conclusions devraient être rendues en octobre 2013 et une communication de la Commission est prévue pour Décembre.

4.7 Etat des lieux des sources de financement

4.7.1 Les financements européens

Le Programme Horizon 2020104

104 http://www.eurosfaire.prd.fr/7pc/doc/1323350891_com_2011_811final_fr.pdf

Ce qu’il faut retenir Les smart grids rejoignent pour la partie aval le thème des villes et territoires intelligents. En terme de filière, on retrouve les mêmes acteurs. Cela signifie que la cible en terme de filière ne peut se limiter à l’énergie mais qu’elle doit viser l’ensemble des services du territoire, des villes, des quartiers et des immeubles. Cette orientation est d’autant plus pertinente qu’elle rejoint les compétences de la filière bretonne sur les objets et équipements de l’habitat de demain.



119

L’Europe a adopté le Programme Horizon 2020 pour le financement de la Recherche et de l’Innovation sur la période 2014-2020. Doté d’une enveloppe de 80 milliards d’euros, le programme regroupera les fonds du Programme Cadre européen pour la recherche et développement (FP7), le programme pour la compétitivité et l’innovation (CIP) et l’institut européen de l’innovation et la technologie. Les principaux supports sont :

- 24 598 millions d’euros pour renforcer l’excellence scientifique de l’Europe - 17 938 millions d’euros pour renforcer la primauté industrielle de l’Europe,

avec pour objectif notamment d'assurer dans toute l'Union un soutien à l'innovation dans les PME

- 31 748 millions d’euros pour aider l’Europe à surmonter les grands défis de société face à elle et notamment : o Les énergies sûres, propres et efficaces o Des transports intelligents, verts et intégrés

Les enveloppes par programme spécifique ne sont pas encore connues.

Figure 85 - Les énergies sûres propres et efficaces

Priorités Orientations

Réduire la consommation d'énergie et l'empreinte carbone en utilisant l'énergie de manière intelligente

et durable

Mettre à la disposition du grand public des technologies et des services pour une consommation d'énergie intelligente et efficace

potentiel de systèmes de chauffage et de refroidissement efficaces et utilisant des énergies renouvelables

Promouvoir des villes et des communautés intelligentes en Europe

Approvisionnement en électricité à faible coût et à faibles émissions de carbone

Développer pleinement le potentiel offert par l'énergie éolienne

Développer des systèmes d'énergie solaire efficaces, fiables et compétitifs

Développer les énergies utilisant les ressources géothermiques, hydrauliques

Combustibles de substitution et sources d’énergie mobiles

Rendre la bioénergie compétitive et durable

Accélérer la mise sur le marché des technologies utilisant l'hydrogène et les piles à combustible

Un réseau électrique européen unique et intelligent

nouvelles technologies et systèmes de production d'électricité infrastructure de communication numérique bidirectionnelle

Des transports intelligents, verts et intégrés Cet axe de travail prévoit dans la priorité « Des transports économes en énergie et respectueux de l'environnement », orientation « Rendre les avions, les véhicules et les bateaux plus propres et plus silencieux pour améliorer leurs performances environnementales et diminuer les niveaux de bruit et de vibration perçus » de développer de nouvelles approches globales englobant les véhicules, les infrastructures de stockage et d'approvisionnement énergétiques, y compris les interfaces entre véhicules et réseau électrique et de nouveaux modes d'utilisation des carburants de substitution.

NER300105

Dans le cadre du Paquet Energie-Climat adopté en 2008, l’Union européenne a adopté une mesure relative au système communautaire d’échange de quotas d’émissions de gaz à effet de serre qui prévoit la création d’un mécanisme de financement destiné aux démonstrateurs de taille commerciale de captage et stockage du CO2 (CSC) et de démonstrateurs d’énergies renouvelables innovantes.

105 http://www2.ademe.fr/servlet/getDoc?cid=96&m=3&id=87301&p1=1

http://www2.ademe.fr/servlet/getDoc?cid=96&m=3&id=87301&p1=1



120

Un deuxième appel à projet est en cours. Les Etats membres devront transmettre aux instances européennes, avant le 3 juillet 2013, les dossiers de candidature présélectionnés. Le Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l’Energie a ainsi lancé début mai 2013 un appel à manifestation d’intérêt destiné à identifier les projets français de démonstrateurs de captage et de stockage du CO2 et d’énergies renouvelables susceptibles d’être financés dans le cadre du deuxième appel à projets du fonds européen NER300.

European Energy Efficiency Fund106

L’EEEF est un fonds européen lancé par la Commission Européenne en Juillet 2011 dans le but d’aider les autorités locales et régionales (ou leur délégataire) à atteindre l’objectif des 3x20. Il repose sur un fonds d’investissements fourni en partie par la Banque européenne d’investissement (BEI), la Cassa Depositi e Prestiti (CDP) et la Deutsche Bank dont l’objectif est d’atteindre 800 millions d’euros. Sa cible principale consiste en des projets d’efficacité énergétique qui utilisent les TIC et des projets de production d’énergies renouvelables raccordées au réseau de distribution. Les projets subventionnés utilisent des technologies prouvées et doivent être de préférence situés entre 5 et 25 millions d’euros.

Information Technology for European Advancement107

Le dispositif ITEA s’intègre dans le cadre de l’initiative Eureka de soutien à la coopération technologique européenne. Il fonctionne comme un catalyseur de financements pour les fonds nationaux. En France c’est le Ministère de l'Économie, de l'Industrie et de l'Emploi qui est en charge de la gestion de ce fond. Le dispositif ITEA travaille notamment autour des problématiques de smart grids et de smart building et de transport.

Les fonds structurels européens

Dans sa politique d’attribution des fonds structurels pour 2014-2020, la commission européenne désire renforcer la coordination entre le fonds social européen (FSE), le fonds européen de développement économique régional (FEDER), le fonds européen agricole de développement rural (FEADER) et le fonds européen pour les affaires maritimes et la pêche (FEAMP). Leurs actions devront s’articuler autour de la Stratégie Europe 2020108 et l’objectif d’une croissance intelligente, durable et inclusive. A partir des objectifs thématiques européens, chaque état membre doit cibler ses actions et élaborer un Accord de Partenariat. Afin d’élaborer ce dernier, la France a lancé une concertation publique et des séminaires thématiques, les enseignements des contributions seront rendus devant un comité national en Juillet 2013. Les règles définitives d’attribution des fonds structurels seront rendues publiques en Octobre 2013.

4.7.2 Les financements nationaux

Les sources de financement au niveau national ont été évoquées dans la partie portant sur la Recherche et développement, à partir de la page 100.

106 http://www.eeef.eu/ 107 http://www.itea2.org/about_itea2 108 http://ec.europa.eu/europe2020/index_fr.htm

http://www.eeef.eu/

http://www.itea2.org/about_itea2

http://ec.europa.eu/europe2020/index_fr.htm



121

5 Recommandations

5.1 Recommandations structurelles

Les réseaux intelligents représentent un secteur majeur d'investissement pour de nombreux pays dans le monde. A l’échelle française, les régions PACA ou Rhône-Alpes ont acquis historiquement un positionnement incontournable dans le domaine de l'énergie. De son côté l’Ile-de-France est la région d'accueil des centres de R&D et des centres décisionnels des donneurs d’ordre. La Bretagne pourrait elle aussi jouer un rôle de référence dans le contexte de transformation actuel.

5.1.1 En amont du compteur

Les projets relatifs aux technologies en amont du compteur sont directement visés par tous les grands programmes nationaux. Ils focalisent l'attention des grands acteurs de l’énergie, qu'ils soient opérateurs ou industriels. Positionner la Bretagne comme région de référence sur l'ensemble de la filière ne semble pas réaliste. En revanche elle tirerait profit d'un positionnement sur des niches à forte valeur ajoutée. L’intégration des systèmes éoliens off-shore dans le réseau en est une illustration. Le sujet n’est pas nouveau pour les énergéticiens, mais les fermes d’éoliennes off-shore qui seront construites au large de la Bretagne vont permettre à France Energies Marines d'acquérir de solides compétences dans ce domaine. Des partenariats utiles pourront être établis sur ce sujet avec des centres comme le NAREC en Grande-Bretagne109. La Région Nord-Est de l’Angleterre pourrait être intéressée à un rapprochement avec la Bretagne dans ce domaine. Très impliquée dans l’exploitation pétrolière en Mer du Nord cette région a décidé de développer des compétences sur l’éolien offshore pour compenser la diminution des réserves. Le NAREC (National renewable Energy Centre) comparable à France Energies Marines est basé dans cette région. On notera également que la Région est historiquement très présente dans le secteur de la Défense, dans l’automobile et qu’elle a créé une dynamique dans le secteur du numérique depuis 15 ans.

Les échanges avec France Energies Marines (FEM) ont montré l’intérêt de travailler sur l’apport du numérique dans le raccordement des fermes éoliennes ou des hydroliennes. FEM pourrait nouer des collaborations avec B-Com, son équivalent dans le numérique en Bretagne. S'il n’appartient pas à l'étude de définir les priorités de recherche et développement d’une telle collaboration, les deux organisations gagneraient à s’inscrire en cohérence avec les initiatives émergentes dans les autres filières telles que le véhicule électrique ou la production décentralisée de biogaz… Recommandation 1 : Un programme de recherche commun pourrait être mis sur pied entre France Energies Marines et B-Com. Cette collaboration, à vocation exploratoire dans un premier temps, pourrait constituer le point d’ancrage d’une spécialisation de niche de la Bretagne sur les réseaux intelligents appliqués à la production énergétique marine et à ses spécificités. Dans cette logique, des collaborations internationales devront être encouragées.

L’AMI publié par l’ADEME en 2012 mettait en avant quelques sujets clés sur lesquels une mobilisation de la Bretagne pourrait être pertinente :

109 http://www.narec.co.uk/

http://www.narec.co.uk/



122

- Les systèmes avancés de communication dans les réseaux résilients,

- Les systèmes électroniques de pilotage, combinant des fonctions de

capteur, d’intelligence embarquée et de communication, adaptés à l’environnement et aux contraintes opérationnelles du réseau électrique,

- La modélisation et la simulation multi-échelles du système électrique

pour le dimensionnement, le diagnostic et la conduite des réseaux,

- Les outils logiciels d’intelligence répartie, multi-échelles et sûrs pour la gestion optimisée du réseau électrique…

L'analyse des champs couverts par les différents démonstrateurs installés en France fait apparaître une insuffisance des projets de recherche appliquée (voir la liste précédente). Les acteurs semblent préférer les sujets plus opérationnels. C’est compréhensible dans la mesure où il y a manifestement une certaine impatience à vouloir basculer dans le déploiement. Pourtant, les sujets précédemment évoqués nécessitent encore des travaux de recherche. La Bretagne dispose de compétences incontestables qui pourraient être mises à profit sur les sujets précédemment mentionnés. C’est notamment le cas avec l’IRISA, l’Institut Mines Télécom / Telecom Bretagne (on pourrait y ajouter les Mines de Nantes qui travaillent également sur plusieurs projets dans l’énergie110), Supelec, ENS Cachan Bretagne. Concernant les Universités, il existe également d’autres laboratoires dont l’expertise pourrait être mobilisée dans des projets de recherche :

- L’Institut d'électronique et de télécommunications de Rennes (IETR) qui intervient notamment dans l’énergie, l’environnement, l’informatique …

- L’Institut de recherche mathématique de Rennes (IRMAR), - Le LAB-STICC associant Telecom Bretagne, UBO, UBS, l’ENSTA Bretagne et

l’ENIB, - L’UMR de Mathématiques de l’UBO en association avec l’UBS.

Recommandation 2 : La Bretagne doit se positionner dans le domaine de la recherche sur l’adaptation des réseaux électriques aux nouvelles contraintes liées à l’intégration des énergies fatales, en s’appuyant sur les structures de recherche académiques compétentes dans les technologies fondamentales associant mathématiques, informatique et communication.

Les forces existantes sont cependant très dispersées. Le thème de l’énergie ou des réseaux intelligents n’apparaît pas de manière explicite dans les différents laboratoires ou unités. Pourtant les entretiens menés avec des acteurs de plusieurs laboratoires confirment leur volonté de collaboration et le souci de donner plus de visibilité de la Bretagne sur ces sujets. La réussite du positionnement de la Bretagne repose sur l’identification de priorités tenant compte des points forts des structures de recherche et sur une forme de pilotage pour coordonner le travail et répondre aux sollicitations des acteurs du marché, de l’ADEME ou d'autres porteurs de besoins.

110 1-Stockage et déstockage d’électricité renouvelable sur méthane de synthèse, 2-eXergie, eMergie et bilan CO2, 3-

Production d’hydrogène et de méthane par co-digestion anaérobie, 4-Hydrogène, Production à partir d’alcool pour des

applications de type stationnaires, 5-Carburants alternatifs issus du craquage thermique/catalytique des déchets …



123

Recommandation 3 : Une réflexion sur la création d'une structure de recherche commune pourrait être lancée. A minima elle pourrait démarrer sur une instance de concertation/coordination entre les laboratoires intéressés par la recherche appliquée aux réseaux intelligents d’énergie. Cette structure devrait assurer un leadership dans le positionnement sur les projets nationaux et européens, dans le domaine des réseaux intelligents et dans les sujets connexes qui pourraient s’y rapporter.

A côté des éoliennes, la Bretagne est engagée sur la méthanisation des déchets organiques111 et sur d'autres procédés de gazéification. Ces nouvelles sources de production décentralisée constituent une piste de travail crédible pour renforcer la compétitivité des acteurs de l’industrie agro-alimentaire. L’injection de nouvelles sources de gaz dans les réseaux, adresse le monde du gaz, et en particulier l’opérateur GRT Gaz. Des travaux ont été menés112 dans ce secteur mais le processus est encore dans sa phase initiale. On soulignera que cinq projets de bio-méthane sont en préparation et que cette filière devrait poursuivre un développement accéléré. GRT Gaz a planifié le déploiement d’une artère dans le sud de la Bretagne. D’environ 100 kilomètres, elle reliera Saint-Avé (56) à Pleyben(29) : « Cet ouvrage s’inscrit dans le cadre du pacte électrique breton et vise à sécuriser l’approvisionnement énergétique de la région. À ce titre, il permettra l’alimentation en gaz naturel de la future centrale à cycle combiné gaz de Landivisiau. Les nouvelles capacités de transport de gaz naturel offriront des perspectives de développement pour les industriels et de nouvelles alternatives énergétiques pour les particuliers de la région. Le projet a été approuvé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) »113. Recommandation 4 : Une concertation pourra être utilement engagée avec GRT Gaz afin de qualifier des thèmes de recherche sur l’injection de gaz issus des différents procédés et notamment sur le traitement des aléas d’injection. Une réflexion sur un « Pacte Gazier Breton » faciliterait la mise en perspective d'une vision industrielle de la filière répondant aux enjeux bretons.

5.1.2 L’aval compteur

Au travers du Pacte Electrique Breton, la Région a fait de l’efficacité énergétique une priorité. Des initiatives ont été lancées afin de promouvoir les solutions d’efficacité énergétique en direction des consommateurs. Les projets régionaux de boucle énergétique locale intègrent tous un volet efficacité énergétique. L’aval compteur croise le champ de l’efficacité énergétique dès lors qu’il concerne des solutions actives. Ce domaine est déjà couvert par plusieurs acteurs dans les technologies ou dans les services. Les perspectives du marché sont considérables notamment dans les bâtiments professionnels114 ou sur le secteur résidentiel115. A la différence de l’amont, plus industriel, ce secteur repose sur l'innovation vers les utilisateurs et les consommateurs. Il devra s’adapter en permanence aux innovations technologiques.

111 http://www.ademe.fr/bretagne/actions_phares/dechets_agriculture/dechets_organiques.asp 112 http://www.injectionbiomethane.fr/outils.html 113 http://www.grtgaz.com/grands-projets/bretagne-sud/presentation.html 114 http://finance.yahoo.com/news/commercial-building-automation-market-top-170600126.html 115 http://www.marketwire.com/press-release/home-energy-management-systems-market-expected-to-reach-85-billion-by-

2015-1575389.htm

http://www.ademe.fr/bretagne/actions_phares/dechets_agriculture/dechets_organiques.asp

http://www.injectionbiomethane.fr/outils.html

http://www.grtgaz.com/grands-projets/bretagne-sud/presentation.html

http://finance.yahoo.com/news/commercial-building-automation-market-top-170600126.html

http://www.marketwire.com/press-release/home-energy-management-systems-market-expected-to-reach-85-billion-by-2015-1575389.htm

http://www.marketwire.com/press-release/home-energy-management-systems-market-expected-to-reach-85-billion-by-2015-1575389.htm



124

Son impact est encore sous-évalué dans les plans d’efficacité énergétique comme cela a été montré précédemment. Il fait beaucoup appel aux technologies de l’information pour les dispositifs et les services aux consommateurs. Or, la Bretagne a dans ce domaine un savoir-faire de qualité. Il s’agit d’un secteur majeur sur lequel la Bretagne doit miser dans le cadre du développement des réseaux intelligents. Ce secteur sera de plus en plus en interaction avec l’amont, afin d’échanger des données d'optimisation de l’alimentation et de lissage de la production. C’est le marché de la Maîtrise de la Demande (MDE). Recommandation 5 :

L'aval compteur associe de plus en plus le secteur de l’énergie avec celui des services à domicile, comme le présente la société Vity basée à Caudan.

Figure 86 - Positionnement type d'un acteur sur l'aval compteur (Vity)

D’autres études confirment qu’à quelques exceptions près, les acteurs du marché aval n'entendent pas seulement se positionner sur l’énergie mais veulent profiter de leur savoir-faire pour occuper le marché de l’ensemble des technologies et/ou services de la maison ou des immeubles intelligents. Dans le cas de Vity, la cible est le marché professionnel. Un Groupe comme Schneider qui vise le marché professionnel entend également s’attaquer au marché résidentiel et à celui du Home Automation.



125

Figure 87 - Elargissement de l'offre d'un acteur de l'énergie vers la domotique (Schneider)

La conclusion est que s’il y a un développement de la filière sur l’aval compteur, cette filière dont le moteur principal est l'énergie, ne peut lui être entièrement dédiée. Recommandation 6 :

Pour la Bretagne, le rapprochement entre Services Multimédias, Services Domotique et Services d’Energies est au cœur des débats posés par plusieurs acteurs à propos de la future « Box » à domicile. Une compétition est déjà engagée entre acteurs venus du monde des télécommunications, de l’énergie, du multimédia ou de l’internet. La santé fait clairement partie des secteurs déjà impactés par ces nouveaux services. Plusieurs sociétés (dont Vity précédemment citée) s'y sont positionnées. Autre caractéristique du développement de ces services : la collecte, l’agrégation et l’analyse des données. Le sujet des services aval compteur est une voie prometteuse pour ce qu’il convient d’appeler le « Big Data », domaine sur lequel les grands acteurs de l’énergie entendent établir des positions. L’intérêt de ce sujet est qu’il s’agit à la fois d’un domaine dans lequel la recherche fondamentale est très présente et pour lequel des multiples applications sont envisagées. L’IRISA116 ou Telecom Bretagne travaille notamment sur un projet de vêtement intelligents soutenu par OSEO (Cityzen117) et que va rejoindre Mathias Herberts (Premier prix Big Data aux trophée de l’innovation)118 sur la partie Big Data. Une société est crée en ce sens à Brest. Recommandation 7 : La partie de traitement et d’agrégation des données va prendre une importance stratégique dans les années à venir. La Bretagne devrait se positionner sur le thème du Big Data dans l’énergie au travers de ses structures de recherche et en particulier en s’appuyant sur les appels à projets dans le secteur du numérique ou de l’énergie.

En matière de réseaux et de données, la cybersécurité prend une place croissante. Les observateurs internationaux s’accordent à considérer le secteur de l’énergie comme une

116 http://www.irisa.fr/kerdata/bigdatacloud/ 117 http://www.oseo.fr/a_la_une/actualites/innovation_strategique_lancement_du_programme_isi_smart_sensing 118 http://www.telecom-bretagne.eu/lexians/2013/diplomes/mathias-herberts-1er-prix-big-data/

http://www.irisa.fr/kerdata/bigdatacloud/

http://www.oseo.fr/a_la_une/actualites/innovation_strategique_lancement_du_programme_isi_smart_sensing

http://www.telecom-bretagne.eu/lexians/2013/diplomes/mathias-herberts-1er-prix-big-data/



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des cibles sensibles. Le Pentagone y est de plus en plus attentif 119 et, en France, EDF aussi. Bien qu'encore relativement peu traité - le Ministre de la Défense Jean-Yves Le Drian a récemment fait état du retard de la France en matière de cybersécurité - la prise de conscience semble désormais établie. La concertation avec la DGA devrait amener à considérer l’énergie comme un sujet à traiter spécifiquement dans le cadre de la réflexion engagée au niveau national. Aussi la présence à Rennes d’une forte compétence dans ce domaine liée au secteur de la défense (avec notamment la DGA « Maitrise de l’Information » ex-CELAR) constitue un avantage que n’ont pas d’autres régions. La DGA vient d’ailleurs d’accroître ses effectifs sur Rennes et dans le même temps elle a triplé ses budgets120. Recommandation 8 : Une réflexion pourrait être engagée avec la DGA afin d'examiner les formes d'une collaboration avec les acteurs bretons sur le sujet de la cybersécurité. Un laboratoire commun entre des structures de recherche en Bretagne et la DGA serait une voie à explorer.

5.1.3 L’effacement : une action déjà exemplaire qu’il convient de poursuivre

Les actions engagées par la Région en faveur de l’effacement ont été exemplaires durant ces dernières années. Menées sous des formes diverses avec des acteurs privés que sont Voltalis, Actility, Dalkia, EDF, Energy Pool, Novawatt, elles ont eu un double effet :

1- légitimer la démarche des acteurs privés auprès du grand public et des acteurs institutionnels, ce qui est essentiel pour ce type de service qui peut apparaître complexe au prime abord,

2- mobiliser une capacité d’énergie disponible à l’échelle de la Région et diminuer ainsi le risque.

Le second point étant la conséquence du premier, il y a tout lieu de prolonger les actions déjà engagées afin de renforcer la visibilité régionale de ce type d’offre. La Bretagne ayant acquis une sorte de leadership sur le sujet, elle pourra tirer bénéfice en terme d’image des offres d’effacement. Recommandation 9 : La Région pourra renouveler avec intérêt des campagnes de communication en faveur de l’effacement afin de renforcer la visibilité de ce type d’offre et la compréhension de son intérêt tant pour le secteur résidentiel que professionnel.

5.1.4 Agrégateurs locaux et territoires intelligents

Le développement d’agrégateurs intervenant sur des îlots énergétiques correspond à une autre voie très prometteuse du développement des réseaux intelligents. Malgré les freins réglementaires, des propositions faites au régulateur pourraient rencontrer un écho favorable dans l’administration et auprès de l’Ademe. Il conviendrait pour cela d'identifier des zones présentant un intérêt particulier comme les nouveaux quartiers, les grands projets d’aménagement urbains ou encore les îles. A propos des nouveaux quartiers, les villes comme certains autres territoires ont pris des mesures pour inciter voire même imposer aux aménageurs la prise en compte des contraintes énergétiques dès la phase de conception. Une mesure indispensable pour que les programmes des bâtiments incluent des dispositions appropriées qu'il serait

119 http://www.google.com/hostednews/afp/article/ALeqM5hHieSeV8R5C0V6U-

NkiOtG9Whpsw?docId=CNG.321b1a52db35446000a5fef76ada1708.2d1 120 http://www.usinenouvelle.com/article/le-budget-r-d-cybersecurite-de-la-dga-multiplie-par-trois.N190482

http://www.google.com/hostednews/afp/article/ALeqM5hHieSeV8R5C0V6U-NkiOtG9Whpsw?docId=CNG.321b1a52db35446000a5fef76ada1708.2d1

http://www.google.com/hostednews/afp/article/ALeqM5hHieSeV8R5C0V6U-NkiOtG9Whpsw?docId=CNG.321b1a52db35446000a5fef76ada1708.2d1

http://www.usinenouvelle.com/article/le-budget-r-d-cybersecurite-de-la-dga-multiplie-par-trois.N190482



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coûteux d'intégrer par la suite. La CCI de Nice a ainsi travaillé sur une charte dans la perspective de l’Aménagement de la Plaine du var. Un travail similaire pourrait être mené auprès des acteurs intervenant dans l'habitat existant. Mais le secteur est plus complexe. Souvent les barrières réglementaires s'accompagnent de barrières contractuelles. Ainsi, certains contrats intègrent l’énergie dans les services fournis forfaitairement si bien qu'il n’existe aucune variable tarifaire susceptible d'encourager les investissements en faveur des économies d’énergie. Les territoires insulaires constituent des cas particuliers intéressants dans le déploiement des réseaux intelligents. Ils gagnent beaucoup à entreprendre des actions visant à l’autonomie énergétique. Des projets sont déjà engagés en Corse, à la Réunion et en Guadeloupe121. En Europe, ce sont les Canaries, les îles Aland entre la Finlande et la Suède et les ïles Féroé … D’une manière générale, les Iles sont à la pointe sur ces sujets122. Mais, à la différence de la France, on n'y parle plus de projets ou d’expérimentation, mais de déploiement. Il conviendrait en effet de considérer que dans les nouveaux quartiers comme dans les îles, le temps n’est plus à l’expérimentation puisque les solutions techniques existent. Seuls les modèles économiques constituent encore un frein puisqu'ils ne peuvent être viables sans aides publiques du fait des contraintes réglementaires et du tarif de l’électricité en France. L’ADEME (avec les AMI) et aussi l’Europe, dans le cadre de la programmation des fonds FEDER pour la période 2014-2020 semblent en mesure de contribuer a des financements de nature à impliquer des acteurs locaux. Sans prétendre ici boucler un montage qui demanderait des travaux plus poussés sur l'analyse du plan d’affaires, on peut raisonnablement considérer que les collectivités (communes, Conseil Généraux et Conseil régional) avec ou au travers des Syndicats pourraient compléter une partie du financement. L’exemple de Smart Grids Vendée confirme la faisabilité de ce type de montage. Recommandation 10 :

5.1.5 Trouver un mécanisme opérationnel innovant pour enclencher une

dynamique vertueuse

A ce stade de l'analyse, plusieurs constats peuvent être établis : Constat #1 : la "chaîne amont" est bien couverte par les projets existants en France pour les expérimentations relatives à l’intégration des énergies renouvelables et au lissage des pics de consommation. Il reste cependant des sujets critiques nécessitant des travaux de recherche pointus et innovants. Constat #2 : Le déploiement issu des projets existants ne se fera pas avant plusieurs années. Les opérateurs de réseaux auront préalablement à tirer les enseignements des expérimentations et les industriels à développer à une échelle industrielle les procédés issus de la recherche. Constat #3 : Les AMI ne peuvent constituer un objectif de la politique régionale. Certes, les mécanismes d’appels à manifestation d’intérêt de l’ADEME seraient potentiellement importants pour une filière de recherche qui se structurerait en vue

121 http://www.electriclove.info/2011/des-iles-pour-tester-les-smart-grids/ 122http://www.eurelectric.org/media/38999/eu_islands_-_towards_a_sustainable_energy_future_-_eurelectric_report_final-

2012-190-0001-01-e.pdf

http://www.electriclove.info/2011/des-iles-pour-tester-les-smart-grids/

http://www.eurelectric.org/media/38999/eu_islands_-_towards_a_sustainable_energy_future_-_eurelectric_report_final-2012-190-0001-01-e.pdf

http://www.eurelectric.org/media/38999/eu_islands_-_towards_a_sustainable_energy_future_-_eurelectric_report_final-2012-190-0001-01-e.pdf



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d’intervenir sur des sujets pointus et innovants. Ils pourraient également jouer un rôle significatif dans le montage d’un projet local d’agrégateur. Les AMI constituent bien un levier de développement des Smart Grids, mais ils ne peuvent pas constituer l'armature d'une politique territoriale et à fortiori celle d'une politique régionale :

- ils ne sont pas prévus pour cela, - ils visent à favoriser le développement de projets innovants et non à financer

des déploiements de technologies déjà expérimentées par ailleurs, - ils ne favorisent pas spécialement les PME (trop de décalages dans les

avances remboursables par rapport aux trésoreries) qui constituent la cible privilégiée de la Région dans le domaine de l’énergie et du numérique,

- ils donnent lieu, de la part des grands acteurs impliqués, à une centralisation des travaux de R&D (principalement en Ile de France) et ne bénéficient pas particulièrement au développement du tissu local,

- ils peuvent conduire à un éparpillement des budgets entre de nombreux partenaires et se traduire pour certains par des budgets limités qui les obligent de plus à investir des sommes équivalentes.

D'autres mécanismes de financement existent. C'est notamment le cas des Certificats d’Economie d’Energie. Ce mécanisme d'agrégation a été mis en place en Bretagne. Les montants en jeux, de 1 Million d'euros par an, permettent de financer Vir-Volt, mais ne sont pas à la hauteur des enjeux d'une politique énergétique ambitieuse. Une action plus volontariste de la Région pourrait être envisagée, avec un engagement financier conséquent dans l’énergie et les réseaux intelligents. Mais le risque serait élevé, au moment ou les contraintes et les incertitudes réglementaires pèsent sur la chaîne amont. Constat #4 : "L’aval compteur" se complexifie et devient innovant en matière d’efficacité énergétique sans véritable intervention des mécanismes de soutien. Le développement de Schneider Electric ou de Delta Dore comme celui d’entreprises très innovantes comme Actility, Vity, Kerlink, Ijenko témoignent de cette évolution. Constat #5 : Efficacité énergétique active, domotique et MDE se rejoignent dans un même marché. Entre l’efficacité énergétique active et la Maîtrise de la demande (MDE) qui est la composante des Smart Grids du côté des utilisateurs, il n’y a qu’un pas. Seule différence, dans un cas, on utilise des technologies qui ne renvoient aucun signal vers le réseau électrique alors que dans le second, le signal est une fonction essentielle. Ces différences, n'empêchent pas les deux filières de se rapprocher au point que les acteurs, demain, seront probablement les mêmes. Ils sont engagés sur les technologies domotiques avec l'ambition de devenir un jour l’acteur de référence de la gestion des services de l’habitat moderne. Constat #6 : La Bretagne dispose aussi de compétences connexes au monde de l’efficacité énergétique et de la domotique. Les technologies développées dans le monde du multimédia à domicile sont pour beaucoup les mêmes, ou de nature similaire. Constat #7 : les Contrats de Performance Energétique (CPE) à l'image de celui mis en place par l’Association des Hôpitaux de Bretagne confirment l'existence de modèles économiques sur l’efficacité énergétique active. L’investissement est couvert au bout de quelques années dans un montage ou l’exploitant ne gagne de l’argent au delà de l’investissement initial, que si le client en gagne également. La solution mise en place devient propriété du client. Constat #8 : Le développement du mécanisme des CPE est freiné pour plusieurs raisons :

- il semble complexe à initier et à mettre en place, - il nécessite une mise de départ pour l’investissement initial même si celui-ci

est rentabilisé au terme de quelques années,



129

- il oblige les techniciens locaux à remettre en cause des habitudes généralement éloignées de la problématique des économies d’énergies,

- il amène, pour les solutions actives, ces mêmes techniciens à s’adapter à de nouvelles techniques éloignées de leur culture professionnelle.

Constat #9 : Les opérateurs de l’efficacité énergétique seront les agrégateurs de demain. Constat #10 : les activités liées à l’efficacité énergétique, la domotique et la MDE débouchent sur des activités de services. En conséquence elles profiteront directement à l’emploi local. Ainsi, en permettant des montages rentables économiquement, en ouvrant des perspectives de marchés aux entreprises bretonnes et en préparant les conditions de mise en œuvre des smart grids, les projets de performance énergétique active constituent un vecteur dynamique de promotion des réseaux intelligents au niveau régional. Toutefois ils ont besoin d'un déclencheur que la Région pourrait mettre en œuvre, selon deux modalités distinctes : - soit mettre en place une organisation et des processus d’animation et de sensibilisation dans le but de favoriser le développement des projets. On peut toutefois douter que le modèle incitatif fasse sauter les freins évoqués précédemment. - soit mettre en place un "véhicule" opérationnel chargé d'assurer lui même le montage des opérations pour le compte des collectivités. Cette seconde voie est la plus prometteuse. Le "véhicule" pourrait être piloté par une Agence Régionale de Transformation Energétique en Bretagne (ARTEB). L’Agence, serait créée dans le cadre d’un partenariat entre la région, les Conseils généraux, les Syndicats départementaux et tous les EPCI souhaitant la rejoindre. Chaque collectivité adhérente donnerait, par convention, mandat d’assistance à Maîtrise d’Ouvrage à l'ARTEB pour le pilotage des dossiers et leur financement (partiel). Toujours par convention, la collectivité bénéficiaire - voire même le prestataire- reverserait une partie des gains réalisés. Illustration du mécanisme: soit un contrat de performance énergétique sur un des établissements, propriété d'une collectivité ou d'un acteur public s'acquittant d'une facture globale d’un million d’Euros en électricité. Le CPE nécessiterait un investissement de 500 000 €, par exemple, couvert par une participation de la collectivité à hauteur de 60% (300.000 €), le reste étant financé par l'ARTEB. Le CPE serait conçu pour dégager 20% d'économies, soit 200.000 € / an. Le propriétaire serait facturé à hauteur de 900.000 € par le prestataire, lequel serait rémunéré par la différence entre ce montant et le nouveau montant de la facture de l’électricité. Les 100.000 € économisés par le propriétaire conduiraient celui-ci à reverser une part de 40% à l’ARTEB.

Figure 88 - Modèle envisagé pour le financement de l’Agence Régionale



130

Quels seraient les avantages d’une telle structure ?

- Sa simple existence donnerait l'impulsion permettant de concrétiser des dossiers de CPE déjà existants,

- L'Arteb faciliterait le montage et le traitement des dossiers et capitaliserait des compétences au fil des projets

- L'agence pourrait acquérir une expertise lui permettant de traiter dans les meilleures conditions avec les prestataires,

- Elle faciliterait le montage financier initial en s’appuyant sur des fonds accessibles à l’échelle nationale ou européenne,

- Elle répondrait non seulement aux sollicitations des acteurs publics mais aurait également mission de promouvoir le modèle afin de favoriser la signature de nouveaux projets,

- Elle pourrait mettre au point d’autres mécanismes au fil des évolutions réglementaires,

- En contribuant au développement des projets de CPE elle participerait à une dynamique vertueuse de développement de prestataires locaux et contribuerait à inverser une tendance qui fait encore la part belle aux grands prestataires …

Les inconvénients d’une telle structure seraient : - L'investissement initial, mobilise des fonds dont le montant pourrait s’avérer

significatif si les projets se multiplient. - les économies sur lesquelles sont basées le modèle ne sont que des

prévisions qui devront être confirmées dans la réalité, - l’ARTEB deviendrait une nouvelle structure permanente dont il faudra

financer le fonctionnement. En réponse à ces derniers points, on pourra relever que :

- L'existence de l’ARTEB répond précisément aux blocages induits par l’investissement initial à fournir. La rentabilité des projets n'est pas en cause, mais la mise de fonds de départ est potentiellement un frein. La mutualisation assurée par l’organisation est précisément là pour réduire les investissements, donc le risque et au final facilite le montage,

- la création de l’ARTEB permettra de réunir les fonds disponibles et d'envisager des partenariats pour en mobiliser d'autres (BPI, Caisse des Dépôts),

- le fait que le prestataire soit rémunéré, constitue normalement une garantie sur le risque de rémunération du propriétaire et de l’ARTEB,

- le financement de la structure peut être envisagé selon plusieurs voies :



131

o via les mécanismes d’accès à des fonds publics qui viendraient subventionner les investissements initiaux,

o via la facturation d’une prestation d’assistance à maîtrise d’ouvrage dans des conditions s’appuyant sur un modèle proche des coûts réels,

o via une rémunération dépassant pour une durée à déterminer, la période contractuelle avec le prestataire …

La création de l’ARTEB constitue le moyen le plus adapté pour la Bretagne de mettre en place un processus vertueux incitant les acteurs publics à s’engager réellement dans des politiques d’efficacité énergétique active. Recommandation 11 : La Région pourra étudier la création d’une agence régionale ayant pour objectif d’assister de manière opérationnelle les collectivités et les acteurs publics à mettre en place des Contrats de Performance Energétique visant les systèmes actifs.

La proposition ainsi formulée concerne avant tout l’efficacité énergétique active directement en lien avec le thème des Smart Grids. Il appartiendra à la Région d’examiner le périmètre réel de ses compétences sur la partie passive qui, elle, impliquerait des investissements beaucoup plus importants. Au delà de l’avantage qu’il y aurait à globaliser la démarche en réunissant solutions actives et passives, cette dernière option présenterait plusieurs risques

- Un alourdissement dans le montage des dossiers - Le changement d’échelle dans les investissements imposant notamment un

modèle d’amortissement très différent, sur une durée plus longue. - Le déplacement du centre de gravité des préoccupations de l’agence qui

risquerait de marginaliser les problématiques liées aux solutions actives.

5.1.6 Vers un Smart Grid Breton

Le constat #2, d'un processus de transition assez long, contraint à réfléchir aux questions d'agenda et de planification auxquelles le réseau électrique breton sera confronté dans le cours de son évolution. Il est impossible de repousser des projets du type centrale à gaz de Landivisiau de 422 MW. Cette centrale répond avant tout à des impératifs de gestion des pics de consommation, qui mettent, jusqu'à présent, la situation énergétique de la Bretagne en situation précaire voire dangereuse. La puissance de cette nouvelle centrale représente environ 5% du pic estimé lors du 9 février 2012 autour à 18000 MW pour l’Ouest123. Le Pacte électrique breton prévoit un développement des capacités de production permettant de mieux équilibrer le réseau. Cette centrale répond à cet objectif. Il reste que pour répondre à des pics de consommation, d’autres technologies existent. Elles nécessitent encore d’être consolidées. Mais, sachant que la consommation croît plus vite en Bretagne que dans le reste de la France, si rien n’est entrepris, la question des pics de consommation se reposera même peut-être, dès 2015.

Figure 89 - Prévisions RTE de consommation en Bretagne124

123http://www.rte-france.com/uploads/media/pdf_zip/presse/dp-

2012/2012_03_27_DP_RTE_Ouest_Bilan_electrique_et_projets_2012.pdf ,

http://www.bretagne.pref.gouv.fr/Faq/FAQ-Electricite-en-Bretagne/La-situation-de-fragilite-actuelle/1.-Quelle-est-la-

situation-en-Bretagne-en-termes-de-consommation-electrique 124 http://www.rte-

france.com/uploads/media/pdf_zip/presse/dp2013/2013_04_02_DP_RTE_Ouest_bilan_annuel_Bretagne.pdf

http://www.rte-france.com/uploads/media/pdf_zip/presse/dp-2012/2012_03_27_DP_RTE_Ouest_Bilan_electrique_et_projets_2012.pdf

http://www.rte-france.com/uploads/media/pdf_zip/presse/dp-2012/2012_03_27_DP_RTE_Ouest_Bilan_electrique_et_projets_2012.pdf

http://www.bretagne.pref.gouv.fr/Faq/FAQ-Electricite-en-Bretagne/La-situation-de-fragilite-actuelle/1.-Quelle-est-la-situation-en-Bretagne-en-termes-de-consommation-electrique

http://www.bretagne.pref.gouv.fr/Faq/FAQ-Electricite-en-Bretagne/La-situation-de-fragilite-actuelle/1.-Quelle-est-la-situation-en-Bretagne-en-termes-de-consommation-electrique

http://www.rte-france.com/uploads/media/pdf_zip/presse/dp2013/2013_04_02_DP_RTE_Ouest_bilan_annuel_Bretagne.pdf

http://www.rte-france.com/uploads/media/pdf_zip/presse/dp2013/2013_04_02_DP_RTE_Ouest_bilan_annuel_Bretagne.pdf



132

Doit-on attendre que cette situation se manifeste et envisager une solution traditionnelle ? Ou bien faut-il plutôt miser sur les réseaux intelligents en proposant une solution radicalement différente à l’échelle de la Bretagne ? Une étude menée récemment par Ernst & Young pour le compte de SmartGB125 pose la question du coût de modernisation auquel le réseau va devoir faire face du fait de la croissance des énergies renouvelables. Elle montre que le différentiel des investissements entre une modernisation du réseau menée par des technologies traditionnelles et une modernisation fondée sur des technologies de réseaux intelligents peut atteindre un différentiel de 40% en faveur du second (Respectivement 49 milliards de livres et 23 milliards de livres). Le réseau électrique breton sera probablement confronté au même type de questions. Certes RTE s’attaque véritablement à ce sujet et la Région peut s'attendre à ce que la Bretagne bénéficie d'un déploiement de la centrale, dans un calendrier établi nationalement. On peut aussi imaginer une solution alternative aux investissements en cours (en référence aux 420 millions de la centrale et aux 40 millions de fonctionnement annuels) par exemple un montage dans lequel la Région serait partie prenante. Le Pacte électrique Breton permettant d’envisager de nouveaux types de collaboration avec RTE. Dans ce cas quels seraient les nouveaux modèles ? Les réseaux intelligents, en introduisant des fonctions de communication à tous "les étages" du réseau, vont agir sur l’organisation des flux électriques ainsi que sur l’organisation des flux économiques entre les différents types d’acteurs. Ce faisant, il sera par exemple possible d’agréger contractuellement des flux de production répartis sur un territoire, d’en assurer le stockage à des endroits différents des sites de production, de revendre l’énergie selon des engagements contractuels adaptés aux besoins "temps réel" de consommation … Pourquoi alors ne pas envisager, dans le cadre de la poursuite du Pacte Electrique Breton, un tel montage à l’échelle de la Bretagne en partenariat avec RTE ? Pourquoi ne

125 http://www.perfectpowerinstitute.org/sites/default/files/Investing%20in%20Grid%20Modernization.pdf

http://www.perfectpowerinstitute.org/sites/default/files/Investing%20in%20Grid%20Modernization.pdf



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pas y associer ERDF126 puisque la décentralisation des sources de production renouvelables impacte fortement l’opérateur de distribution127. Affranchissons-nous des contraintes réglementaires et imaginons le champ des possibles d’une structure qui résulterait d’un tel montage : Figure 90 - Fonctions possibles d’un Smart Grid breton, hors contraintes réglementaires

Précisons que « les responsables d'équilibre sont des opérateurs qui se sont contractuellement engagés auprès du gestionnaire de réseau de transport d’électricité, RTE, à financer le coût des écarts constatés a posteriori entre électricité injectée et électricité consommée, au sein d'un périmètre d'équilibre contractuel »128. La Compagnie Nationale du Rhône, qui opère les barrages sur le Rhône, est aujourd'hui le plus important « responsable d’équilibre » national tout en intervenant en production au niveau régional. Les risques électriques dont un projet d’agrégateur électrique régional pourrait être intrinsèquement porteur ne sont pas négligeables. En n’étant pas suffisamment bien conçu techniquement, il pourrait faire porter le risque des déséquilibres locaux sur RTE et ERDF. On ne ferait alors que déplacer le risque en perdant la maîtrise des équilibres plus globaux. Pour répondre à cette objection l'implication de RTE semble nécessaire et le montage devra être global au niveau de la Région afin de réguler finement les équilibres.

126 Le pacte électrique breton étant orienté transport, il n’inclut pas ERDF à ce stade. 127 Rappel : 95% des raccordements se font sur ERDF 128 http://www.cre.fr/operateurs/responsables-d-equilibre

Les coûts proviendraient du stockage et de la nouvelle architecture de réseaux à mettre en place. Il s’agirait en effet de concevoir un ensemble d’unités de stockage à l’échelle de la région auxquelles seraient raccordées des boucles locales, elles-mêmes équipées le cas échéant de leur système de stockage. L’ensemble serait mis en réseau par RTE au niveau régional avec en option le raccordement de grandes unités ou parc d’énergies renouvelables. Le lien avec les boucles locales pourrait nécessiter le renforcement des infrastructures de moyenne ou de basse tension dans le cadre du partenariat avec ERDF et des Syndicats d’Electricité. Les réseaux seraient conçus de manière à fonctionner en mode bidirectionnel. Rappelons qu'il s'agit de pistes susceptibles d'être examinées par les partenaires du projet.

http://www.cre.fr/operateurs/responsables-d-equilibre



134

Figure 91 : Vers un Smart Grid breton

ITEMSInterna onal

L'agrégation des énergies renouvelable à une grande échelle n’est pas un sujet nouveau puisque des projets sont en cours de réalisation en France. Ce qui serait proposé pour la Bretagne va plus loin, puisqu'on introduit aussi une logique de collecte en relation avec des partenaires publics et privés. Il ne s'agirait pas de faire concurrence aux acteurs censés eux-mêmes dynamiser le marché de l’agrégation mais au contraire de favoriser les initiatives décentralisées publiques ou portées par des acteurs du marché. La démarche s'inscrirait notamment dans le cadre de la réalisation d'une « centrale virtuelle » à l’échelle régionale. Plusieurs pays ont engagé des projets d’envergure dans ce domaine. C’est le cas de l’Allemagne129 qui mène, avec l'appui de l'Institut Fraunhofer130, plusieurs projets menés dans le cadre de eEnergy (programme lancé en 2009131). Un des projets est déjà opérationnel dans la Région du Harz132. Des montages de centrales virtuelles existent également en différents endroits du globe133 et suscitent l’intérêt croissant des industriels et des opérateurs du marché. Le projet envisagé à l’échelle de la Bretagne pourrait viser des objectifs plus ambitieux que la simple agrégation d’énergies renouvelables. Il pourrait couvrir en outre les fonctions mentionnées précédemment de stockage décentralisé, de collecte d’effacement ... Certes le contexte réglementaire ne permet pas aujourd'hui de réaliser un tel projet qui touche à des sujets complexes notamment celui de la Contribution au service public de l'électricité (CSPE). L’expérience montre toutefois que la réglementation sait s’adapter et trouver des schémas innovants, dès lors que des projets sont portés avec force et consensus par des acteurs publics et les acteurs du marché. Il ne s’agit pas ici de donner une vision simpliste d’un montage à ce stade théorique. Il faut, parce que c’est une nécessité pour la Bretagne, encourager les acteurs du Pacte électrique breton - auquel il conviendrait d’associer ERDF et les syndicats électriques – à engager une réflexion ambitieuse sur ce sujet. On notera que la fonction d’agrégation de l’effacement diffus concernerait notamment les projets engagés dans l’efficacité énergétique active et la Maîtrise de la demande (MDE). Cela ferait le lien avec l’ARTEB qui pourrait être aussi "le bras armé" de la participation de la Région dans un futur montage.

129 https://www.deutschland.de/fr/topic/economie/technique-innovation/centrale-virtuelle 130 http://www.iwes.fraunhofer.de/en/abteilungen/energy-economy-and-grid-operation/virtual_power_plants.html 131 http://www.sems-project.eu/global/download/%7BWUQRHIXNNW-9222009153922-VDJHXGLBSS%7D.pdf 132 http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/71246.htm 133 http://www.papers.itc.pw.edu.pl/index.php/JPT/article/download/284/492

https://www.deutschland.de/fr/topic/economie/technique-innovation/centrale-virtuelle

http://www.iwes.fraunhofer.de/en/abteilungen/energy-economy-and-grid-operation/virtual_power_plants.html

http://www.sems-project.eu/global/download/%7BWUQRHIXNNW-9222009153922-VDJHXGLBSS%7D.pdf

http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/71246.htm

http://www.papers.itc.pw.edu.pl/index.php/JPT/article/download/284/492



135

Recommandation 12 : Considérant les enjeux énergétiques mis en évidence dans le Pacte électrique breton et les enjeux financiers qui en découlent, la Bretagne devrait engager une concertation avec les partenaires du Pacte, notamment RTE, en y associant ERDF et les Syndicats départementaux d’électricité en vue de mettre sur pied un projet ambitieux de Smart Grid Breton pouvant à terme jouer à l’échelle de la Région, le rôle de centrale électrique virtuelle, opérateur de stockage réparti sur le territoire régional, collecteur régional d’agrégation d’effacement local …

La troisième révolution industrielle que nous promet Jérémy Rifkin n’est pas éloignée de cette vision. La comparaison avec Internet a ses limites. Certes les énergies renouvelables et leur décentralisation vont induire des changements profonds dans l’organisation et la gestion des infrastructures électriques. Mais il existe d’autres caractéristiques structurantes notamment la gestion de l’équilibre entre l’offre et la demande et le facteur temps. Plus les puissances sont importantes, plus le réseau doit gérer des temps incompressibles qui sont bien éloignés de la réactivité temps réel des réseaux de communication. Jeremy Rifkin veut voir dans la « main invisible134 » le moteur des comportements humains dont l’internet serait le produit le plus abouti. L’énergie devrait suivre la même voie, estime-t-il. C’est peut-être s’affranchir un peu rapidement des contraintes déjà évoquées. A la différence de l’internet, l’énergie a besoin de grands horlogers. Les opérateurs de réseaux de transport et les opérateurs de distribution également. C’est la raison pour laquelle le partenariat avec RTE et ERDF est essentiel dans le cadre d’une telle réflexion.

5.1.7 Un lien avec la politique en faveur du Haut et du Très Haut Débit

Le raccordement haut débit des infrastructures électriques (en particulier par la fibre optique) a d’ores et déjà été identifié comme essentiel pour la gestion du réseau et des évolutions à venir :

- Les 2 200 postes sources HTB/HTA de France sont ainsi raccordés en fibre optique. Le déploiement de fibre optique sur le réseau de distribution est cependant limité : Arteria, filiale à 100% de RTE, n’est pas mandatée pour les utiliser afin d’y déployer un réseau de fibre optique,

- Des câbles hybrides énergie/fibre optique permettent de profiter du déploiement de réseaux électriques pour constituer des artères de fibre optiques,

- Certains équipements actifs développés par des industriels pour le contrôle des éoliennes, des transformateurs électriques ou la connexion de compteurs communicants utilisent des transmissions optiques.

Le déploiement massif de compteurs communicants (Linky avec 35 millions d’unités) dans les années à venir devrait participer à la multiplication des données générées par le réseau électrique dans son ensemble. De même va-t-on vers le déploiement de compteurs intelligents pour le gaz (Compteurs Gazpar) ou pour l’eau avec, en l’état actuel des réflexions en France, une dissociation des réseaux de collecte de ces différents équipements. La Bretagne s’est engagée dans un plan d’envergure du déploiement du très haut débit en Bretagne. En lien avec le plan national, e-Megalis aura en charge la gouvernance et coordination du programme « Bretagne Très Haut Débit135 ».

134 http://fr.wikipedia.org/wiki/Main_invisible 135 http://www.bretagnetreshautdebit.com/

http://fr.wikipedia.org/wiki/Main_invisible

http://www.bretagnetreshautdebit.com/



136

Les syndicats départementaux d’électrifications vont être fortement impliqués dans ce programme à l’échelle départementale. Plusieurs d’entre eux se sont exprimés en faveur d’une rationalisation des investissements afin que le Programme Bretagne Très Haut Débit prenne en compte les futurs besoins liés au développement des réseaux intelligents. Les sous-stations de distribution pourraient, de ce point de vue, constituer un point clé de cette rationalisation :

- du fait qu’elles devront faire face à de nouveau besoins de par leur modernisation au sens « Smart Grid »,

- elles pourraient devenir un lieu possible de concentration d’une collecte – à ce stade théorique - multi-compteurs,

- elles pourraient également favoriser la collocation d’équipements de télécommunications et héberger des équipements de l’architecture Très Haut Débit.

Ce ne sont à ce stade que des hypothèses. Elles doivent cependant être prises en considération, eu égard aux montants des investissements en jeu. Recommandation 13 : Considérant les enjeux financiers liés à l’évolution inéluctable des besoins en matière de smart grids (modernisation des équipements et collecte des données de comptage) d’une part et du Programme Bretagne Très Haut Débit d’autre part, il conviendra de faire en sorte que ce dernier prenne en compte le raccordement potentiel des sous stations électriques.

5.1.8 L’animation

La recommandation précédente a des conséquences sur l’organisation de l’animation. En effet, la création d’une Agence Régionale amènerait à confier à cette dernière un rôle d’animateur. Si l’animation vers les acteurs publics peut s'envisager assez naturellement, il n'en est pas de même pour les acteurs privés. Pourtant il y aura également un travail de sensibilisation à mener auprès de ces publics, notamment pour promouvoir les projets de CPE. Dans cet esprit l'Agence pourra s'appuyer utilement sur un réseau de relais intervenant dans les territoires, comme celui des agences de l’énergie et des Chambres de commerce et d'industrie. Recommandation 14 : L’ARTEB mènera dans le cadre des prérogatives qui lui seront confiées, des missions de sensibilisation en vue de favoriser l’émergence de contrats de performance énergétique locaux. Elle tissera également des liens avec les agences locales et autre relais comme les chambres consulaires afin de favoriser le développement de montages économiques comparables dans le secteur privé.

Concernant l’innovation et la recherche, le modèle de création d’un groupe de travail « Smart Grids » ou « Smart Energy » au sein du Pôle Images et Réseau semble l’option la plus adaptée. Ce modèle, qui s'inspire de celui du Pôle System@TIC, devrait favoriser l’éclosion de projets de recherche sur des sujets pour lesquels existe aujourd’hui une demande. La présence d’EDF, d’ERDF et de RTE y serait incontournable. Les grands groupes disposant d’implantations en Bretagne comme Schneider Electric, GDF-Suez … seront invités à y participer de même que l’ensemble des PME actives dans ce secteur dont le développement sera précisément recherché. Le rôle des structures d’animation que sont les technopôles, la Meito ou encore Cap’Tronic devient central. Il est essentiel que leurs stratégies et plan d’actions ciblent le développement de la filière Smart Grids afin de faire jouer à plein les relais de la



137

dissémination des enjeux et du potentiel de développement économique dont elle est porteuse. Recommandation 15 : Le pôle Images & Réseaux se dotera d’un groupe de travail sur les réseaux intelligents d’énergie. Il pourra s’appuyer au démarrage sur les projets de recherche en cours, menés par les structures existantes, en y associant France Energies Marines, B-COM, les acteurs de l’énergie et les entreprises du secteur privé. L’animation de la filière pourra alors se faire en coopération avec Bretagne Développement Innovation en y associant les Technopôles, la MEITO et Cap’Tronic au regard de leurs compétences respectives.

5.1.9 La Formation

La Région dispose de formations d’enseignement supérieur capables d’évoluer vers les réseaux intelligents. Une action en direction des formations professionnelles dans le secteur de l’efficacité énergétique active semble déjà à priori indispensable. A la fois pour que la Bretagne dispose d’un vivier de compétences capable de répondre à la montée en charge des projets menés par l’ARTEB et ses partenaires. Et parce que dans l’évolution des cultures techniques de secteurs intermédiaires se situant entre le bâtiment et l’énergie, ce type d'intervention apparaît comme essentiel. Une partie des freins viennent en effet de l’appréhension des personnels techniques à acquérir des compétences qui peuvent apparaître complexes. Recommandation 16 : La Région pourra mener une réflexion sur l’adaptation du réseau de formations professionnelles aux technologies des réseaux intelligents en particulier dans le domaine de l’efficacité énergétique active

5.1.10 Accompagnement aux changements dans les usages

Le développement des réseaux électriques intelligents va de pair avec une évolution des usages et des comportements. Des études sont menées dans plusieurs pays sur un secteur encore assez nouveau en France. Plusieurs laboratoires en sciences humaines s’y intéressent et EDF dispose d’une équipe de sociologues mobilisés sur ces questions. Dans le secteur du numérique, la Bretagne fait figure de région de pointe dans la réflexion sur les usages. Le laboratoire M@rsouin136 (Môle Armoricain de Recherche sur la Société de l'information et les Usages d'internet), porté par Télécom Bretagne, en relation avec les Universités bretonnes et soutenu par le Conseil Régional est de ce point de vue exemplaire. Il bénéficie d’une reconnaissance nationale comme le Laboratoire d’Observation des Usages des TIC de l’Université de Rennes 1 (LOUSTIC137) qui alimente notamment Marsouin en données. Recommandation 17 : La Région pourrait tirer profit des travaux menés dans le secteur des usages numériques soit pour étendre les dispositifs existants, soit pour en constituer de nouveaux, centrés sur les usages et la modification des comportements des usagers dans le secteur de l’énergie.

136 http://www.marsouin.org/ 137 http://www.univ-rennes2.fr/loustic

http://www.marsouin.org/

http://www.univ-rennes2.fr/loustic



138

5.2 Pistes de projets de R&D

Les premières pistes de projets proposées - à ce stade théoriques - sont le fruit d’échanges avec des acteurs rencontrés, de réflexions internes et d'éléments liés à l'actualité des débats sur les smart grids. Ces propositions sont des pistes de travail à partir desquelles des projets plus complexes pourraient être envisagés. La taille des projets étant très variable, aucun budget n'est présenté à ce stade.

5.2.1 Smart Building as a service

Cadre général Dans la perspective du développement du concept de bâtiments à basse consommation (BBC) ou à énergie positive, il serait utile d’examiner la fonction d’agrégateur. Peut-on envisager l’ensemble des services sous la forme d’un service global proposé par un tiers qui assurerait en outre les échanges de flux énergétiques et de flux financiers attenants à cette activité. Partenariats types Un consortium pourrait mettre en relation les gestionnaires techniques d’immeubles avec des sociétés d’ingénierie familières de ce même secteur, des acteurs de l’efficacité énergétique, des sociétés intervenant sur la production d’énergies renouvelables, et des sociétés fournissant des solutions numériques adaptées à la gestion de l’énergie locale. On touche également des services informatiques en mode distribué (en cloud ou non) qui nécessiteraient la présence de représentants de ce type d’activités.

5.2.2 L’îlot énergétique rural

Cadre général L’intensité énergétique du secteur agriculture et pêche est deux fois plus élevée en Bretagne que la moyenne nationale. Ce secteur dispose d’un potentiel important de production d’énergie décentralisée grâce aux sources de production de type éolien et photovoltaïque d’une part et au développement des procédés de méthanisation ou de gazéification. Dans cette perspective, pourrait être étudié le concept d’îlot énergétique rural associant les diverses sources de production décentralisées (éolien, solaire, méthanisation, gazéification) et la gestion de l’équilibre consommation/production au travers des technologies de stockage de l’énergie et d'une gestion consommation/demande. Partenariats types La réalisation du projet reposerait sur un consortium mettant en relation les acteurs gestionnaires des réseaux de gaz et d’électricité, des sociétés d’ingénierie familières du secteur agricole, des acteurs de l’efficacité énergétique, des sociétés intervenant sur la production d’énergies renouvelables, et des sociétés fournissant des solutions numériques adaptées à la gestion de l’énergie locale. On touche également des fonctionnalités informatiques permettant de gérer l’échange de données entre les acteurs et de superviser les scénarios de consommation / production à l’échelle de l’îlot. Parmi les partenaires cibles, on peut imaginer d’associer au projet un syndicat d’énergie ayant activé la double compétence gaz et électricité tel que le SDE22 ou le SDEF.

5.2.3 La gare intelligente

Cadre général Alors que le concept de gare intelligente se développe au niveau national, celui-ci ne porte pas pour le moment d’attention particulière à la problématique énergie. La SNCF témoigne cependant d’un intérêt croissant pour le sujet de la facture énergétique des



139

gares qui représente un budget de plusieurs centaines de millions par an. Elle avait ainsi lancé en 2011 deux démonstrateurs portant sur la production locale d’énergie au travers de panneaux photovoltaïques, de micro-éoliennes, de production d’eau-chaude solaire… Pour aller plus loin, les aspects de type « gare automation » relatifs au pilotage temps réel des équipements de la gare pourraient être étudiés. Partenariats types Constitution d'un consortium mettant en relation la SNCF, des sociétés d’ingénierie, des acteurs de l’efficacité énergétique, des sociétés intervenant sur la production d’énergies renouvelables, et des sociétés fournissant des solutions numériques adaptées à la gestion de l’énergie locale. Un acteur tel que Schneider Electric pourrait constituer un partenaire privilégié.

5.2.4 Le roaming du véhicule électrique

Cadre Général Sur l'axe développement des filières automobile et TIC, la Région Bretagne s’est engagée sur les véhicules verts. Rennes Métropole est également très active sur ce sujet. Elle accueille notamment le projet EGUISE retenu dans le cadre de l’AMI de l’ADEME qui prévoit le déploiement d'infrastructures de recharge pour les véhicules électriques et hybrides rechargeables. Dans le contexte actuel du "mix électrique français", de nombreux acteurs soulèvent la question du bilan environnemental des véhicules électriques. Dans la perspective du développement de ce marché, il pourrait être intéressant d’examiner les services de roaming de recharge du véhicule électrique et les fonctionnalités de pilotage de la recharge. L’enjeu ici est de permettre aux automobilistes de recharger leur véhicules quel que soit l'endroit, avec de l’électricité verte tout en apportant aux producteurs/fournisseurs d’électricité les outils pour mieux gérer l’intermittence des énergies vertes. Partenariats types Un consortium devrait mettre en relation les gestionnaires d’un réseau de stations de recharge et au moins un producteur/fournisseur d’électricité verte. On pourrait également imaginer d’associer à ce projet, un acteur tel que Bolloré qui déploie le service Autolib' dans les villes de France. On touche également aux fonctionnalités informatiques pour gérer les échanges de données entre les acteurs du projet et aus fonctionnalités de contrôle-commande.

5.2.5 La plateforme de modélisation des îlots énergétiques

Cadre général Le concept d’îlot énergétique va immanquablement se concrétiser par le développement d’une gamme de services associant gestion de la consommation active, de l’effacement, de la production décentralisée et du stockage de l’énergie…. Avec en toile de fond des modèles optimaux tels que ceux qui sont à l’œuvre dans les grands immeubles, dans les campus … Ils restent à construire à l’échelle de l’îlot ou du quartier notamment du fait des contraintes réglementaires, des complexités de gouvernance et de la méconnaissance des usages des consommateurs producteurs. Le pôle Images et réseaux dispose d’une expérience importante dans les plateformes d’expérimentation avec Imagin’Lab, la « plateforme régionale destinée aux tests d'intégration, d'interopérabilité et d'expérimentation des usages, des services et des technologies innovantes sur réseaux fixes et mobiles. ». La plateforme Imagin’Lab repose sur trois plaques techniques complémentaires réparties sur le territoire et reliées en haut débit. Une « plaque technologique » dédiée à l’énergie pourrait être développée dans le cadre d’Imagin’Lab ou sur la base de la plateforme existante.



140

Partenariats types La modélisation de l’îlot énergétique passera par une approche transversale mêlant aspects technologiques, économiques, sociologiques et réglementaires. Des acteurs tels que Télécom Bretagne, Supélec ou l’ENS Cachan seraient incontournables.

5.2.6 L’interconnexion des sous-stations en très haut débit

Cadre général La mise en œuvre d’un tel projet bénéficierait du dynamisme des projets très haut débit pour l’interconnexion des sous-stations. Ce type de projet intéresse particulièrement les syndicats d’électricité.



141

6 Annexe 1 : Note de synthèse sur le raccordement haut et très haut débit des infrastructures de distribution électrique

Note réalisée par TACTIS

6.1 Enjeux du raccordement haut et très haut débit des réseaux de distribution électrique

Le réseau électrique devient plus « intelligent », en intégrant les nouvelles technologies de

l’information et de la communication, pour favoriser la circulation d’information

bidirectionnelle en temps réel. Ces échanges de données permettent d’apporter (à court,

moyen ou long terme) divers avantages pour les différents acteurs concernés :

une gestion et maintenance plus efficace du réseau électrique, grâce à une

meilleure connaissance du réseau (potentiellement en temps réel). Cette

connaissance permet une adaptation plus précise à la demande, ainsi qu’une

planification améliorée des dépenses d’investissement ou d’entretien du réseau.

la mise en œuvre de services évolués à destination des usagers, par l’intermédiaire

d’un dispositif de comptage communicant (visualisation de la consommation,

dispositif d’effacement permettant des économies pour les foyers, etc.) ;

l’intégration de sources décentralisées et intermittentes, enjeu primordial pour le

développement des énergies renouvelables dans les territoires ;

d’autres usages pourront émerger à moyen ou long terme et nécessiter des

échanges de données entre les différents éléments du réseau.

Le déploiement massif de compteurs communicants (Linky avec 35 millions d’unités, ou

autre) dans les années à venir devrait participer à la multiplication des données générées

par le réseau électrique dans son ensemble.

Cette transformation nécessite l’intégration de systèmes de communication dans les points

de flexibilité du réseau (postes sources, transformateurs de distribution publique, etc.). Ces

systèmes de communication peuvent reposer sur diverses technologies filaires ou radio, afin

de permettre l’échange des données nécessaires à l’adaptation des maillons du réseau

électrique en fonction des données reçues.

Le raccordement haut débit des infrastructures électriques (en particulier par la fibre

optique) a d’ores et déjà été identifié comme essentiel pour la gestion du réseau et des

évolutions à venir :

Les 2 200 postes sources HTB/HTA de France sont ainsi raccordés en fibre optique. Le

déploiement de fibre optique sur le réseau de distribution est cependant limité :

Arteria, filiale à 100% de RTE, n’est pas mandatée à utiliser les postes sources afin de

déployer un réseau de fibre optique.

Des câbles hybrides énergie/fibre optique permettent de profiter du déploiement

de réseaux électriques pour constituer des artères de fibre optiques.

Certains équipements actifs développés par Nexans138 pour le contrôle des

éoliennes, des transformateurs électriques ou la connexion de compteurs

communicants permettent d’utiliser une interface optique.

Le raccordement en haut débit n’est, par ailleurs, pas un sujet annexe : dans le cadre du

projet SmartGridCity Boulder (Etats-Unis), le porteur du projet, Xcel Energy, a déjà engagé

138 Série Nexans iSwitch



142

plus de trois fois la somme initialement prévue, notamment à cause du coût sous-estimé de

la pose de fibre optique. Le budget du projet a ainsi dépassé les 100 M$.

6.2 Modalités de raccordement des infrastructures

Les données générées par les différents équipements peuvent être transmises grâce aux

réseaux de communications électroniques traditionnels, qu’ils soient mobiles ou fixes, ou par

des réseaux ad hoc (CPL sur le réseau basse tension, réseaux radio sur fréquences basses).

Ces différents réseaux ne présentent pas des caractéristiques équivalentes (coûts, débits,

caractéristiques de propagation, etc.) : un arbitrage pourra être requis selon les besoins

exprimés par l’exploitant du réseau, et son propriétaire (collectivités, syndicats).

6.2.1 Raccordement mobile (3G/4G)

Cette solution est celle qui est la plus largement utilisée par les gestionnaires de réseaux.

Ainsi, l’ARCEP note qu’il existe 5,3 millions de cartes SIM M2M en France139. Il s’agit à la fois

de connexions destinées à connecter des équipements grand public (alarmes, systèmes de

domotique) et de systèmes professionnels connectés (SCADA, pour Supervisory Control And

Data Acquisition), tels que certaines canalisations équipées de capteurs, la surveillance de

processus industriels, etc.

Les réseaux mobiles peuvent être sollicités pour la collecte de données, en utilisant de

façon générale la technologie GPRS aujourd’hui, et 3G/4G/LTE à l’avenir. La technologie

GPRS est aujourd’hui éprouvée, mais ne permet que des débits limités (débit maximal

théorique de 171,2 kbit/s) et présente une latence élevée (en pratique entre 500 ms et 1 s).

La technologie 3G, et plus tard 4G, devrait supplanter l’utilisation du GPRS pour la collection

des équipements par les réseaux mobiles. Si cela permet de profiter des améliorations

permises par ces nouvelles générations, cela pose également la question de la pérennité

de la collecte des équipements connectés. Ainsi, l’opérateur mobile AT&T a prévu

d’interrompre la 2G d’ici 2017 aux Etats-Unis, afin de réutiliser le spectre.

Les couvertures 2G et 3G des départements bretons sont détaillées dans le tableau ci-

dessous : Figure 92 : Couverture 2G et 3G des départements bretons

2G 3G

Territoire Population Territoire Population

Côtes-d'Armor 99,99% 100% 99,61% 99,94%

Finistère 99,95% 100% 99,86% 100%

Ille-et-Vilaine 100% 100% 99,96% 100%

Morbihan 99,99% 100% 99,93% 99,99%

Source : Rapport ARCEP sur la couverture et la qualité de service mobiles en France

métropolitaine, novembre 2012

Par ailleurs, à l’occasion des licences 4G, les pouvoirs publics ont exigé pour la première fois

des taux de couverture minimum par département, à savoir à hauteur de 95%. Toutefois,

l’échéance de l’atteinte de ce niveau de couverture est relativement lointaine (90% à

horizon 2024, 95% à horizon 2027). Le coût du raccordement des équipements par des

réseaux cellulaires est essentiellement constitué de l’achat et de l’installation du matériel

nécessaire. Selon les applications, les modems 2G/3G industriels présentent un coût situé

entre 300 € et 1 200 €. La tarification liée aux abonnements M2M dépend essentiellement

du volume de données échangées.

139 Chiffres de mars 2013



143

A titre d’exemple, les tarifs pratiqués par Orange Business Services sont consignés dans le

tableau suivant :

Figure 93: Tarifs M2M d'Orange Business Services

Offre

(GPRS, EDGE,

3G)

Frais de mise

en service

Engagement 24

mois

(€ HT/mois)

Engagement 36 mois

(€ HT/mois)

Forfait 500 ko

Gratuit

4,25 3,75

Forfait 5 Mo 5,5 5

Forfait 50 Mo 15 14,5

Forfait 250 Mo 24 23,5

Source : Orange Business Services

6.2.2 Le raccordement par fibre optique

Une connexion par support de fibre optique permet un débit largement supérieur

(virtuellement illimité) à celui permis par les technologies sans fil, ainsi qu’une latence très

faible. Ils nécessitent cependant la mise en place d’équipements actifs, et les coûts

associés au déploiement de ces réseaux sont plus importants que pour les réseaux sans fil,

particulièrement lorsque des travaux de génie civil sont nécessaires.

Les autorités publiques propriétaires de ces infrastructures pourraient néanmoins maîtriser la

chaîne de collecte des données, sans avoir recours à un prestataire externe.

Estimation du raccordement des transformations de distribution publique sur le territoire de

la Communauté de Communes du Pays de Châteaugiron

Afin d’estimer le coût nécessaire pour le raccordement en fibre optique des transformateurs

de distribution publique, une analyse a été réalisée sur la Communauté de Communes du

Pays de Châteaugiron, en Ille-et-Vilaine. Cet EPCI, composé de 8 communes, comprend de

l’ordre de 23 000 habitants (9 000 logements) pour une superficie d’environ 130 km², soit une

densité de 178 hab. /km². Ce territoire présente des caractéristiques relativement proches

de la moyenne des territoires bretons (130 habitants au km²).

Le réseau électrique de cet EPCI est composé de 264 km de liaisons HTA, et de 336 km de

liaisons BT. 372 points de distribution publique sont présents sur le territoire : leur

raccordement est étudié dans cette analyse.

Le raccordement des 372 points de distribution publique représente un linéaire de 211 km

d’artères de fibre optique à installer. Le coût de mise en œuvre de ce déploiement est

estimé à 8,5 M€, soit 23 000 euros par point de distribution. Une économie substantielle

pourrait être obtenue en cas de possibilité de réutilisation des fourreaux de France Télécom-

Orange à cet usage. Le coût serait alors à hauteur de 5,4 M€, soit 14 515 euros par point de

distribution. On signale à ce titre qu’actuellement cette possibilité ne semble pas offerte au

raccordement des points de distribution publique du réseau électrique, mais peut être

envisagée à court-moyen terme, des acteurs tels que la FNCCR s’étant saisis de la

problématique.



144

Figure 94 : Simulation du raccordement des sous-stations électriques du Pays de

Chateaugiron

Il convient de préciser que le raccordement des points de distribution électrique pourrait

bénéficier d’une forte synergie avec le déploiement des réseaux d’initiative publique sur le

territoire. En effet, dans le cas de la modélisation effectuée sur la CC du Pays de

Châteaugiron, de l’ordre de 92,5% du linéaire de réseau optique recouperait le réseau

d’initiative publique, engendrant ainsi des économies conséquentes.

6.2.3 Autres solutions envisageables

Le raccordement ADSL des transformateurs permettrait, dans l’éventualité où ceux-ci sont

desservis par des lignes téléphoniques, de fournir une connectivité à coût limité et de façon

rapide. Le coût des routeurs ADSL est en effet compris entre 100 € et 200 €, et la mise en

place d’une ligne ADSL dépasse rarement un délai d’un mois. La mise en œuvre d’une

solution de ce type permettrait de confirmer la compatibilité des besoins exprimés avec

une architecture « grand public », facilitant ainsi une transition ultérieure sur des réseaux

FttH.

Les réseaux cellulaires utilisant des fréquences basses (opérateur Sigfox, Ondeo Systems,

Homerider Systems). Grâce aux caractéristiques de propagation des bandes de fréquence

utilisées, un nombre réduit de sites d’émission peut permettre une couverture du territoire.

Ces réseaux sont adaptés à une collecte de dispositifs nécessitant des débits faibles. Aussi, il

s’agira de déterminer si les débits proposés par ces réseaux sont bien compatibles avec les

besoins de l’exploitant de réseau. Les opérateurs de ces réseaux annoncent des coûts

d’accès à ces services à hauteur de quelques dizaines d’euros puis un abonnement

mensuel inférieur à 1 € par mois par station.

Les réseaux radio non opérés (Wifi, Zigbee…) peuvent être déployés en propre et utilisés

pour la collecte de données sur des surfaces réduites. Le point d’accès peut par la suite

être raccordé à un système central grâce à d’autres technologies. Une collecte de ce type

engendrerait naturellement des charges d’exploitation pour la maintenance des

infrastructures, mais ne ferait pas l’objet d’une tarification sous forme d’abonnement par

objet raccordé.



145

6.3 Points d’attention

Au-delà des différences des montants d’investissements ainsi que des charges

d’exploitation, il convient de saisir la solution technologique adéquate, en termes de

services (débit et latence) ainsi que de gouvernance.

6.3.1 En termes de débits et de latence

La collecte des données par les réseaux mobiles peut être mise en œuvre dans des délais

plus courts et pour des montants d’investissement moins important que par le

raccordement en fibre optique des équipements. L’évolution de ces technologies

permettra également, avec le développement de la 4G, la collecte de flux de données

plus importants que ce qui est permis aujourd’hui par la 2G et la 3G (débit théorique de la

4G supérieur à 100 Mbit/s).

Les réseaux mobiles peuvent néanmoins présenter une qualité de services variable, en

fonction du nombre d’utilisateurs simultanés dans la zone de couverture de l’antenne

concernée, ainsi que d’autres facteurs (conditions météorologiques par exemple). Selon la

criticité des données à échanger et leur volume, il pourra être nécessaire de s’orienter vers

d’autres solutions, comme un raccordement en fibre optique.

6.3.2 Evolution du marché

Certaines évolutions en termes de services associés au réseau de distribution électrique

pourraient modifier les besoins exprimés pour la collecte de données. En effet, la présence

d’un compteur électrique communicant dans chaque foyer pourrait en effet être mise à

profit : il serait ainsi envisageable que cet équipement agrège divers flux de données,

générés par des objets communicants.

Il est estimé que le nombre d’objets connectés dépassera les 50 milliards à horizon 2020140.

La multiplication de ces équipements connectés, notamment au sein des foyers, permet

d’imaginer de nouveaux usages, non exclusivement cantonnés à l’exploitation des réseaux

électriques. La mutualisation des collectes de données autour d’un équipement au sein des

foyers permettrait la mise en place de synergies. Cela engendrerait néanmoins un surcroît

important de données à véhiculer par le compteur électrique communicant, ce qui

pourrait être incompatible avec une collecte de données par les réseaux mobiles au

niveau des transformateurs.

6.3.3 Synergies avec le programme Bretagne Très Haut Débit (BTHD)

La France a engagé un plan de déploiement du Très Haut Débit avec pour objectif la

desserte Très Haut Débit de l’ensemble des foyers à l’horizon 2022. Pour la grande majorité

des utilisateurs, cela passera par le déploiement de la fibre optique jusqu’aux habitations.

Cet objectif sera atteint par l’action combinée des acteurs publics et privés.

La mise en œuvre de ce programme est déclinée à l’échelle locale : en région Bretagne,

l’ensemble des acteurs sont fédérés au sein du programme BTHD dont le pilotage est assuré

par le syndicat mixte eMegalis.

Sur la Bretagne, la cartographie suivante illustre la répartition de l’intervention entre les

acteurs (en jaune le périmètre d’intervention de l’initiative publique, en dégradé de rouge

les zones déployées par l’initiative privée).

140 Jean-Luc BEYLAT, Président d’Alcatel Lucent Bell Labs France, en mai 2012



146

Figure 95 : Intentions déclarées d'investissements d'Orange sur le Très Haut Débit en

Bretagne

Source : Région Bretagne

S’agissant des déploiements à la charge des opérateurs privés, ceux-ci sont d’ores et déjà

engagés à Rennes, Brest, Vannes et Lorient, et s’étendront jusqu’en 2020. A notre

connaissance, ces programmes ne prévoient pas spécifiquement à date le raccordement

des points de distribution publique du réseau électrique.

Sur une première phase de déploiement, le programme BTHD entend atteindre les résultats

suivants dans le cadre d’une première phase de déploiement de 5 ans (2014-2018) :

- 200 000 lignes déployées, pour une enveloppe budgétaire de 400 M€ ;

- un déploiement concomitant des villes moyennes (axe équilibre) et des zones rurales

à faible débit (axe cohésion), une prise dans le premier axe pour une prise dans le

second.

Ce plan de déploiement pourrait être l’occasion de réaliser conjointement au déploiement

de la fibre optique pour les utilisateurs résidentiels le raccordement des points de distribution

électrique. Ainsi, dans l’exemple de la CC du Pays de Châteaugiron, 92,5% des réseaux

nécessaires au raccordement des stations électriques correspondent à des linéaires qui

pourraient faire l’objet d’un déploiement dans le cadre d’un déploiement FttH de BTHD.



147

6.4 Recommandations

Le raccordement haut et très haut débit des infrastructures de distribution électrique doit

donc s’envisager dans un cadre d’échanges avec les éventuels partenaires. La mise en

œuvre d’une telle démarche doit donc être anticipée par un travail conjoint des acteurs

suivants : syndicats électriques, ERDF, eMegalis. Un groupe de travail pourra être constitué à

cette fin.

Il conviendra également d’aborder la problématique avec l’opérateur France Télécom

pour les zones ciblées par des initiatives de l’opérateur privé. Il s’agira en effet de s’assurer

de la prise en compte des besoins liés aux raccordements des infrastructures de distribution

électrique, ce qui n’est a priori pas le cas actuellement.

Dans un premier temps, une expérimentation pourra être menée dès les premières phases

de déploiement prévues en 2014 par le projet BTHD. Elle permettra, au-delà d’une

validation technique et financière du modèle de coopération, d’identifier les réels apports

de performance permis par un raccordement en fibre optique des transformateurs. Il s’agira

d’identifier une zone pertinente notamment au vu du degré de mobilisation des différents

syndicats électriques.

Tactis – Juin 2013

* *

*



148

7 Annexe 2

7.1 Etat des PCET – Fin 2012

Dpt Territoire EPCI Démarche PCET

Etape Perimetre Commentaires

22

Conseil Général 22

CG Construction Plan Actions

4 Patrimoine et service

Réalisation d’un diagnostic énergie climat des Côtes d'Armor en mai 2009 6 ateliers mis en place en lien avec Agenda 21 réunissent 60 agents Mise à jour du diagnostic : bilan carbone lancé en juin 2011; le BE (Effet de Levier) a commencé en décembre 2011 par étape de collecte, Analyse du BC par les services (60 agents) pour élaboration proposition de 88 pistes d'actions, Copil le 5 mars pour faire le tri des actions et mise en place d'ateliers à venir, Le Profil Climat a été présenté en assemblé le 25 juin (bonne mobilisation). Il comporte le diagnostic, les enjeux et les objectifs opérationnels. Reste à faire une diclinaison en fiche action. Liste d'action validée en octobre 2012 en COPIL, mais retravaillée actuellement. Calendrier PCET calé sur le calendrier de l'Agenda 21 (fin mai – début juin 2013). Bilan carbone en cours de validation. Avis rendu sur SRCAE (relecture par chef de file). Difficultés: évaluation, livrables et concertation à l'extérieur. Sur l'adaptation: travail envisagé à partir de juin.

Saint-Brieuc Agglomération

Agglo Construction Plan Actions

1 Compétences Délibération adoptée au CA du 26 avril 2012 Agenda 21: évaluation de l'année 2011 terminée. Bureau d'étude carbone consulting a été retenu pour la réalisation du bilan carbone patrimoine et services (scope 1 à 3). La remise du diagnostic était prévue pour le 31 octobre 2012. Il a été adopté en janvier 2013 et intègre collecte des déchets et parc HLM. L'élaboration du plan d'action a débuté en janvier 2013: des réunions avec les délégataires ont commencé. Le plan d'actions devrait être présenté en bureau en octobre 2013 pour adoption en novembre 2013 et dépôt en décembre 2013. Concernant la thématique de l'adaptation c'est le service risque qui s'en charge. Parallèlement, une démarche en partenariat avec l'ALE du Pays de St Brieuc a été lancée pour que les communes du territoire s'engagent dans un scénario de réduction de leur émissions carbonées d'ici 2020. ALE a présenté profil climat aux acteurs du territoire. 6 communes ont délibéré sur l'adoption d'un PCET sur leur patrimoine. Autres: Travaux chaudière bois démarrage pr mai 2013 St Brieuc Agglo = territoire test de l'étude évaluation A21



149

Lannion-Trégor Agglomération


5 Territoire Phase de diagnostic terminée. Validation des orientations le 20 décembre 2011 en conseil communautaire avec une délibération sur le diagnostic de territoire et sur les orientations. Mise en place de groupes de travail techniques restreints par compétence: Bâtiment/ Habitat et Urbanisme/Transports/Développement Economique/Achats/Agriculture Réunions du Comité technique (représentants Agglo et Communes) régulières pour discussion et construction sur chaque thématique Actions en cours: - Bâtiment : économe de flux/réhabilitations + construction BBC - Logement/projet européen : 2 ambassadeurs climat énergie accompagnent les particuliers ds réhabilitation et gestes (interventions individuelles et collectives) - Energies renouvelables : développement filières bois/quelques projets – pré-études PV sur bâtiments et anciennes décharges - Programme européen SEACS sur la maitrise de la demande en énergie dans les écoles - 2013/2014: dispositif de soutien financier sur projets de rénovation de bâtiment (patrimoine communal ou logements) en cours de définition pour commission mars/avril 2013 (onj: relance activité économique) Thématique de l'adaptation reste encore à aborder. Objectif projet de plan d’actions pour avril ou juin 2013 pour adoption en juin 2013 Travail actuel sur bilan GES patrimoine et services Difficulté: mobilisation des communes.

Pays de Guimgamp

Pays Construction Plan Actions

6 Territoire Phase de diagnostic (janv-avril 2011) et de concertation (fev-mars 2011) terminées 7 réunions plénières de 2h30 chacun pour chacune des 7 com.com, sur chaque sujet (agriculture : vingtaine de participants, sur l’habitat : une dizaine) Plan d’actions réalisé en juin 2011 avec axe EnR et performance des batiments publics Délibération en cours sur Schéma Eolien, développement filière bois, PV et méthanisation à l'échelle du Pays

Pays de St Brieuc

Pays En préfiguration 1 Profil Climat du pays présenté par l'ALE et travail collaboratif dans le cadre du SCOT energie Profils climat des Communautés de communes présentés en 2012

Pays de Dinan

Pays En préfiguration 1 Mission développement durable : recueil des informations relatives aux PCET Service CEP et EIE votés par élus en automne 2011 Profil climat dans le cadre du SCOT confié au BE Explicit pour rendu automne 2012 Profil climat en cours de validation dans le cadre du SCOT

Pays du Centre-Bretagne

Pays Non Commencée

1

Pays du Trégor-Goëlo

Pays Non Commencée

1

CŒUR PNR Non Commencée

1 En reflexion



150

Poher Communauté

ComCom

Définition d'objectifs/ Pistes d'actions

4 Diagnostic GES du territoire réalisé par l'ALECOB présenté aux élus en mars 2012 Programme d'éctions en cours de réflexion (utilise Climat Pratic) Concertation en cours via questionnaire Lauréat AAP BEL 2012

29


CG Mise en œuvre 7 Compétences Vote du Plan climat en 2009 : mise en œuvre de 30 actions sur les actions du CG Démarche plan d’actions sur les compétences du CG et non sur le territoire Orientations misent en œuvre selon les objectifs 3x20, facteur 4 Révision du Plan Climat pour septembre 2013 avec amélioration volet atténuation (précarité énergétique) et volet adaptation/vulnérabilité. Inventaire des dispositifs d'adaptation en cours. 2ème présentation du Plan Climat en séance de décembre 2011. Reflexion en cours pour le recours à un BE pour le bilan des émissions de GES Validation du 1er PCET Préfet faite et valable jusqu'en 2014 mais souhait de réactualisation sur volet adaptation et EnR Difficultés: suivi/évaluation du 1er PCET et lien avec les collègues en interne

Brest Métropole Océane

Agglo Mise en œuvre 4 Territoire PCET BMO et Brest fusionné (même service) Profil GES sur territoire terminé via ENERGES: 3 documents de communication édités 6 groupes de travail thématiques et cadre méthodologique commun avec PLU/PDU/PLH AMO Energence et Synergence, Concertation touche à sa fin en décembre 2011, elle a abouti à 67 propositions d'actions. Le plan climat est intégré dans l'élaboration du PLU. Le projet de PCET comportant 39 actions sera soumis à la Région et à la DREAL en aout. Délibérations d’approbation en octobre 2012. Ener'Gence décline la présentations des données ENERGES sur les communes de BMO et réalise le suivi. PCET envoyé à Etat et Région le 06/08/12 PCET approuvé en octobre 2012 et lié au PLU facteur 4. Groupe techniquemis en place regroupant les services concernés par les thématiques afin de décliner le PA et le rendre plus opérationnel Travail initié sur l'adaptation mais à poursuivre sur la biodiversité, les inondations et la ressource en eau.

Brest Ville Mise en œuvre 4 Territoire



151

Morlaix Communauté

Agglo Définition d'objectifs/ Pistes d'actions

4 Territoire 1ère délib en 2009 Bilan GES territorial fini en 2009 (HEOL) 1er décembre 2011: lancement du plan climat au grand public et réalisation d'une Climat Box. Validation du diagnostic en Conseil communautaire le 18 juin (présentation par HEOL). AMO Citergie lancée (Conseiller GAMA environnement) avec copil élus volontaires et réseau interne des agents (ateliers avec les directions en avril 2012). En attente des résultats du diagnostic initial cit'ergie qui doivent être présentés avant l'été ou en septembre aux élus. 4 ateliers de co-concertation réalisés en fin d'année 2012 avec les territoires en partenariat avec HEOL et des formations obligatoires pour les agents (1ere session le 14 juin) Journée Energie Climat le 1er décembre 2012. Projections (15) prévues vers le établissements scolaires pendant SDD. Poursuite de la formalisation du livre-blanc avec vote en décembre 2013 (09/12) Difficulté: mobilisation des élus (séminaire prévu en juin 2013) GZC Natura 2000 en baie de Morlaix avec une stagiaire

Communauté de Communes du Pays de Quimperlé (COCOPAQ)

ComCom


1 travail en collaboration avec Pays de Cornouaille - bénéficié du profil climat du Pays, idem bilan GES - délib lancement fin 2012 - démarche PCET plutot interne sur volet patrimoine et compétences (recherche d'exemplarité avant tt) - actions énergétiques existantes néanmoins - réflexion en cours sur la création d'un fonds de concours pour la réalisation de travaux à destination des communes - projet d'hôtel de communauté à énergie positive Bilan Carbone déposé fin décembre 2012. Utilise Climat Pratic

Communauté de Communes de Concarneau Cornouaille (CCA)

ComCom


1 travail en collaboration avec Pays de Cornouaille - élaboration bilan GES patrimoine et compétences (livraison pr décembre) - élaboration PCET en 2013 Bilan Carbone déposé fin décembre 2012. Utilise Climat Pratic

Quimper Communauté


4 Territoire Ville et agglomération avec organisation transversale: Comité de Pilotage (organe d’orientation et de validation politique), groupe de travail et comité technique, - Etapes: 1. Préfiguration : janvier à février 2011 2. Diagnostic et mobilisation : février à septembre 2011- profil climat territoire et bilan carbone (ville/agglo/ccas) terminés 3. Construction du plan d’actions : septembre 2011 à février 2012 / 6 réunions thématiques réalisées. Fiches actions en cours d'élaboration (volonté d'avoir un CEP sur toutes les communes avec financement Quimper Co) 4. Mise en œuvre et suivi Volet adaptation en cours: travail en interne sur le recensement des enjeux d'adaptation. 2013: Etat des lieux des risques. sensibilisation et mobilisation des habitants pour diffuser culture scientifique et technique: vulgarisation avec l'association des petits débrouillards - Démarche de labellisation Cit’ergie (AMO dédiée): plan d'actions Cit'ergie présenté en copil en mars 2012 pour vote début juillet 2012. Recherche d'un

Quimper Ville Construction Plan Actions

4 Territoire



152

auditeur cit'ergie en cours pour reconnaissance en décembre. Labellisation ok - Engagés dans Convention des Maires - Sensibilisation de la population ds le cadre de la fête de l'énergie avec l'EIE et EDF et avec l'association des petits débrouillards (plan pluriannuel de mobilisation) - Volet territorial: collaboration avec QCD, bilan carbone des communes accompagné par JG, climat pratic (Plomelen=commune test) Travail à venir sur la précarité énergétique Quimper Com = territoire test miroir de l'étude évaluation A21 PCET rédigé, Envoi à l'avis Etat/Région envisagé d'ici la fin du mois d mars 2013

Pays de Cornouaille

Pays Définition d'objectifs/ Pistes d'actions

4 Opérateur: Quimper Cornouaille développement 4 territoires obligés (3 intercommunalités et Quimper): groupe de travail mis en place Réalisation diagnostic partagé au niveau du Pays et déclinaison plan d'actions sur les 4 territoires Réalisation du profil climat du Pays de Cornouaille fin 2011 et présentation en CA de l'agence début 2012 Phase de diagnostic et de sensibilisation sur le rapport GEs en interne en cours; une déclinaison du profil doit débuter pour chaque EPCI obligé (3), les autres EPCI suiveront (5/10 pr l'instant). Début 2012: ateliers sur les enjeux avec restitution le 12 avril et juin/juillet. Rencontres des acteurs du territoires en cours pour élargir la démarche. Une lettre sur le profil climat a été envoyée, 2013: axe= adaptation (diagnostic vulnérabilité en cours) avec les thématiques de la submersion marine (hors risque existant) et séquestration carbone. Projet de 2 colloques : 22/05/13 sur EMR et Transports au 2ème semestre (enquête ménage dpt en cours sur Cornouaille → résultats vers mai-juin)

Pays de Brest

Pays En préfiguration 1 Energence missionnée pour mobiliser les communes de BMO et réaliser le profil climat du pays - démarrage de la démarche - orientation 2013 : sensibilisation des communes avec climat pratic et display

Pays de Morlaix

Pays Non Commencée

1

Pays de COB Pays Définition d'objectifs/ Pistes d'actions

3 Territoire Sur démarche PCET 2 communautés de communes (Poher et Roi Morvan) diagnostic réalisé sur l'ensemble du pays de COB et présenté par l'ALECOB en avril 2012. Préparation de la concertation et élaboration d'un programme d'actions en cours.

PNR Armorique

PNR En préfiguration 1 Démarche PCET a débuté début 2012 en collaboration avec les 4 ALE du territoire concerné Le PNR se concentre sur la partie adpatation Stagiaire recrutée en 2012 (Chloé Bretrand) sur adaptation changement climatique et audit énergétique bâtiments. Objectif de délibérer sur le lancement du PCET en juin 2013, Actuellement phase de préfiguration pour déterminer la valeur ajoutée pouvant être apportée par le PCET du PNR (territoire couvrant des collectivités conduisant déjà un PCET). Beaucoup de prospection par les démarcheurs d'éolien sur le terrtoire du PNR → Détermination d'une position type du PNR en cours de définition



153

35


CG Définition d'objectifs/ Pistes d'actions

4 Compétences Début de volet de préfiguartion le 15/03/11 AMO PCET lancée en novembre 2011 Bilan des émissions de GES terminé en mai. Bilan Carbone remis fin 2012 Travail en partenariat avec les agences départementales et formation DD des services Mobilisation interne encore timide. Travail en cours sur le diagnostic du territoire et la définition des enjeux Rendu des travaux prévu pr la session de septembre 2013 Dialogue avec les territoires : à ré envisager après la sortie du SRCAE, comme une mesure du plan climat. Pjt de PAPI envisagé (stratégie de la collectivité pour s'adapter au risque inondation)

Saint-Malo Agglomération

Agglo Non commencée

1

Vitré Communauté


4 AMO sur phase de dignostic lancée + bilan carbone Patrimoine et Services: résultats en janvier 2012 partagés avec les agents en mars 2012 Concertation en avril (déplacement, commande public, bâtiments) puis au niveau des communes puis dans 3ème temps avec les acteurs locaux Volet territorial: sollicitation des communes pour désigner un élu référent par commune et réflexion autour d'une charte d'engagement des communes en septembre 2012 Lancement autour d'un forum en novembre 2012 avec ateliers par cible: 4 séries de 2 ateliers (format territoire) Présentation en commission et vote PCET en mai 2013 Forum de restitution prévu en juin Autres: CEP depuis janvier – réflexion sur récup CEE

Communauté de Communes du Pays de Redon

ComCom


1 travail en collaboration avec le Pays de Redon et Vilaine bilan GES: novembre 2012

Rennes Métropole

Agglo Mise en œuvre 7 Territoire Service commun ville/agglo pour mise en oeuvre PCET Ville et agglo engagés dans la Convention des Maires ; les communes de l’agglo ont également voté leur plan d’actions et positionné les PLED grâce à l’ALE (Clé) Utilisation de la base ENERGES à l’exception de la base « mobilité/transport » : pas de descente à l’échelon communal Comité de suivi du Plan Climat le 19 décembre 2011 avec réalisation d'un bilan des actions: publication à venir. Axe de travail sur la réhabilitation de l'habitat privé: espace ressource en cours de définition pour 2013. Plan d'action de 130 actions sur 5 thématiques a faire valider aux élus, il permet de relancer la dynamique auprès des élus. Stagiaire 3me année de thèse (Xavier Foissard) travaillant sur les ilôts de chaleur urbains (objectif tenir compte de ces ilôts pour définir des projets d'aménagement urbain compatibles avec l'adaptation au changement climatique)

Rennes Ville Mise en œuvre 7 Territoire



154

Pays de Redon et Vilaine

Pays Mise en œuvre 4 Territoire Difficultés liées à la position géographique (3 Départements, 2 Régions …) 4 à 5 mois pour réaliser le diagnostic et le restituer (utilisation ENERGES) Phase de concertation de 6 mois en 2011: cahier de concertation rédigé en janv 2012 Plan d'actions validé en septembre 2012 validation des fiches actions en cours avec les CC, bilan réglementaire bouclé en novembre réponse au programme: -EIE sur précarité énergétique et volet comportemental des utilisateurs réponse attendue pour novembre 2012. -Life sur l'adaptation (travail sur le chêne ) 1er plan climat validé en septembre 2012 Travail avec les EPCI sous forme de cahier d'engagement dans le PCET du Pays (validation des chartes et fiches actions des communes) Animation par le Pays, mobilisation des 5 Comcom : Délib des 5 comcom fait avec leur cahier d'engagement (catalogue d'actions global, puis déclinaison par chaque EPCI) 2 pg européens (précarité énergétique et ACC) refusés

Pays de Fougères

Pays En préfiguration 4 Territoire Délibération le 30 janvier 2012 pour présentation et gouvernance. Copil 3 avril 2012 pr calendrier. Profil climat en cours de réalisation. Objectif de construction du plan d'actions pour la fin d'année.

Pays de Vitré Porte de Bretagne

Pays Non Commencée

1

Pays de Brocéliande

Pays Non Commencée

1

Pays de Rennes

Pays Non Commencée

1

Pays de Saint Malo

Pays Non Commencée

1

Pays des Vallons de Vilaine

Pays Non Commencée

1

Communauté de Communes du Val d'Ille

ComCom

Mise en œuvre 4 Territoire 1er Plan d'actions réalisé sur les compétences pour les communes et sur les compétences et le territoire pour la CC. Signature de la Convention des Maires. Formation des élus et des agents sur la maitrise des consommations et appropriation du bilan. 1er Bilan du PCET en cours et objectif de donner plus d'ampleur au prochain PCET avec de nouvelles actions. Projet GREENFIT démarré sur l'amélioration de l'eff énergétique des zones d'activté Expérimentation climat pratic avec communes et ALEC Lancement d'un défi sur la mobilité dans le cadre de la semaine de la mobilité Lauréat AAP BEL 2012



155

Saint Malo Ville Mise en œuvre 6 Bilan carbone Patrimoine, Services et Compétences en 2009 Objectif Plan d'actions: -20% GES Référents mis en place en interne PCET validé juin 2011 En cours: mise en œuvre du Plan d'actions et réflexions sur le budget Obj = faire bilan actions 2012 - impt projet de pôle culturel (vitrine EnR) - besoin poste économe de flux

56


CG Mise en œuvre 4 AMO sur périmètre patrimoine et services + d'autres si nécessaires. Réalisation bilan GES sur chaque Communauté de communes et volonté de créer un réseau des PCET 56 PCET adopté fin 2012 et envoyé pour avis ETAT/REGION début 2013

Lorient Agglomération

Agglo Mise en œuvre 6 Territoire Démarche indépendante de la ville lancé en 2008: BE Explicit (ges territoire) ds cadre agenda 21 Plan d'actions validé: délib début 2012 (9 mars): présentation du document en cours auprès des services Bilan GES patrimoine et compétences fait en été 2012 (sera présenté pr fin d'année). En reflexion sur les indicateurs (tableau de bord) et le suivi/évaluation du PCET. Etude vulnérabilité du territoire réalisée. Adhésion à la Convention des Maires en mars 2012 et engagement dans la démarche Cit’ergie avec Lorient. Lancement BEL en avril 2013 PCET soumis à l'avis de l'Etat et à la Région fin août 2012. PCET voté en décembre prenant en compte l'avis de l'Etat

Vannes Agglo

Agglo Mise en œuvre 4 Territoire AMO ("Projets et Territoire" et ECO2 Initiative) Le Bilan GES « Patrimoine et Services » réalisé pour Vannes agglo a pris en compte les volumes produits au cours de pour l’année 2010 des émissions directes et des émissions indirectes. Le Bilan et le programme d’action a été approuvé le 16 février 2012 (26 actions, regroupées sous 5 thématiques : Fonctionnement de Vannes agglo ; Patrimoine; Déchets ; Transport collectif ; Communication) Pour le PCET, le « Profil climat » du territoire a été réalisé. 3 thématiques ont été retenues et des ateliers ont été réalisés de décembre 2011 à février 2012. Les travaux sont actuellement dans la phase de définition du programme d’actions. Vote prévu pour décembre 2012. Concertation: comité citoyen (Agenda 21) avec formation au déclencheurs de Paroles Soumission avis Préfet et Région le 3 oct 2012 Démarche conjointe A21/PCET - puis démarrage révision SCOT Grenelle Lancement de l'opération rénovEE : plate forme Web pour aider à faire de la rénovation thermique. PDU

Vannes Ville Non commencée

1



156

Lorient Ville Définition d'objectifs/ Pistes d'actions

4 Compétences Diagnostic selon bilan carbone (mobilisation interne assez difficile) pour rendu en décembre 2011 PCET Patrimoine et Services au préalable à plannification territoriale (exemplarité de la ville d'abord) La construction du plan d'action est prévue au deuxième semestre 2012 - lancement PCET - utilisation valise climat du Grand Lyon (cousin de climat pratic) - délibération sur adoption PCET non envisagée pour fin d'année 2012 - question actuelle : utilisation de l'électricité spécifique - démarche Citergie lancée avec l'agglo

Pays de Vannes

Pays Non Commencée

1

Pays de Ploermel Cœur de Bretagne

Pays Construction Plan Actions

4 Territoire Réunion de lancement du Plan Climat fin 2011 Profil climat du territoire finalisé: partage du profil avec les acteurs du territoire et les élus réalisé en juin 2012 Stagiaire recruté pour réaliser cartographie et profil climat des epci en collaboration avec le CG56 En juin 2012 : definition des objectifs et scénarios de baisse des émissions de GES. Début septembre 2012: réunion / rencontre avec des acteurs ressources. Validation du plan climat en septembre ou octobre 2013 Climat Pratic avec les CdC jusqu'à l'été 2013 Travail en cours avec conseil de développement

Pays d'Auray Pays Non Commencée

1

Pays de Lorient

Pays Non Commencée

1

Pays de Pontivy

Pays Non Commencée

1

Communauté de Communes du Pays du Roi Morvan

ComCom


4 Diagnostic GES du territoire réalisé par l'ALECOB en 2011 Programme d'actions en cours de réflexion (utilise Climat Pratic) Concertation en cours via média (radio+net)

Cap Atlantique


Patrimoine et service

Bilan carbone en cours (avec bilan carbone spécifique au tourisme) 17 nov 11: conseil communautaire a adopté démarche PCET En cours : construction du plan d'actions PCET voté fin mars

Auray Ville Construction Plan Actions

6

BZH

Conseil Régional de Bretagne

CR Construction Plan Actions

2 Bilan carbone réalisé en 2010 et mise à jour en octobre 2012 Périmètre PCET: patrimoine, services et compétences AMO PCET: lancement mi-mai; consultation des services en interne en septembre/ oct 2012 Bilan GES réalisé par Factor X présenté en commission le 29 novembre 2012 Ateliers PCET réalisés de janvier à mars 2013 Objectif délibération du PCET en juin 2013



157

7.2 Liste des entretiens réalisés

Liste des entretiens réalisés.

1. Actility : Boris Dezier, Co-Fondateur. 2. ADEME Bretagne : Pierre-Yves le Foll 3. ENS – Bretagne (Projet SATIE) : Bernard Multon 4. Communauté de Communes Mene : Marc Théry 5. Conseil Général des Côtes d’Armor, Véronique Robitaillie, Directrice Générale des Services, 6. Dalkia Nord Finistère : Conseiller auprès de Gilles Le Guevel 7. EDF Bretagne : Jacques Deniel, Conseiller auprès du Président Régional d’EDF 8. Enercoop Bretagne : Nicolas Debray 9. France Energies Marines. Marc Bœuf 10. Institut Mines Telecom : Laurent Toutain, Professeur Associé, 11. NIJI : Hugues Meili, PDG 12. Quimper Cornouailles Développement, Nicolas Kerloch, conseiller énergie et plan climat, 13. Schneider Electric : Jean-Noel Desne 14. SDE22 : Jannig le Pevedic 15. SDE35 : Claire Le Gentil 16. SDEF : Antoine, Corolleur, Président 17. SDEM : Marc Aubry 18. Université de Bretagne Sud. Personne interviewée : Bruno Bouldry 19. University de Rennes 1. Personne interviewée : Ghilain Nouvel 20. Université de Kyoto, Représentant du Japon auprès de l’OCDE. Personnes interviewée :

Professeur Makoto Yokozawa

7.3 Liste des participants à l’atelier smart grids du 23 avril

BDI avait organisé le 23 avril, une journée d’ateliers dédiée aux smart grids. Elle a réuni 34 participants sur les problématiques autour du compteur et liées à l’intégration des énergies décentralisées et à la gestion des équilibres. Nom, Prénom Poste Structure BOYER HENRY Directeur régional Schneider électric CAYTAN Yves Responsable Grands Projets ERDF

CEREUIL Edouard Resp. Energies Syndicat Départemental d'Energies du Morbihan

COSQUER, Philippe Chargé de Projets Pôle ID4CAR DESNE JEAN NOEL Responsable grands projets SCHNEIDER ELECTRIC FEUILDET MICKAEL GERANT BELENN INGENIERIE GUEGUEN Hervé Professeur SUPELEC

GUERIN, François DIRECT ENERGIE Chargé de mission Développement Amont

Jean-François Le Romancer Président Keynergie KAUBER, Markus Communication et Formation Enercoop Bretagne KERLOCH Nicolas chargé de mission énergie climat Quimper Cornouaille Développement LAPIERRE Pascal Chargé d'affaires Ouest Valorisation LE COINTE Matthieu Chef de projet Smart Grid DELTA DORE LE DEVEDEC, LAURENT RESPONSABLE ENERGIES LORIENT AGGLOMERATION le foll pierre-yves chargé de mission ademe LE MOIGNE Carole Resposable Pôle Actions Spécifiques ALEC du Pay de Rennes Lescarret, Stéphanie Responsable de projet Acsystème

Lesvier Claire Chargée de Communication et d'évaluation

ALEC du Pays de Rennes

LUCAS Marie Gabrielle Ingénieur ALREN LUCAS Pierre Ingénieur ALTIE Malaval Jean-Luc Responsable commercial NKE électronics


158

Mazon, Amaury développeur commercial GRTgaz Ménard, Guillaume Chargé de missions Eco Origin Priem, Xavier Responsable Valorisation Reseaux IRT B-COM Rigaud Charlotte Chargée de l'énergie SDE35 Siméant Gabriel Correspondant Smart Grid Ouest RTE Toussaint Sonja Diectrice filière véhicules & mobilités BDI

Le Menn Maximilien Ingénieur chargé des politiques énergétiques, planification

conseil régional de Bretagne

Baher Jean-Yves Lycée Felix le Dantec M. Kitous IEP Rennes

Godineau Christophe Lyonnaise des Eaux / Suez Environnement

BAL Géraldine consultante smart grids/smart cities Items RANNOU Hervé Président Items Restif Françoise chef de projet Bretagne Développement Innovation

a.cacquevel

Texte tapé à la machine

BRETAGNE DEVELOPPEMENT INNOVATION 1bis route de Fougères - 35510 Cesson-Sévigné - T +33 (0) 2 99 84 53 00 Alain Terpant - Directeur des filières numérique et énergies - [email protected] Françoise Restif - Chef de projet Smart grids - [email protected]

Bretagne Développement Innovation

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