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Revue 172 - Interview de Pierre-Marie Abadie

Articles Revue TELECOM

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10/04/2014



Interview de 


Pierre-Marie Abadie

 



propos recueillis par Michel Cochet (1973) dans la revue TELECOM n° 172
 

Tout d’abord, au nom de la revue TELECOM, je vous remercie d’avoir bien voulu accepter de répondre à nos questions pour ce numéro dont le thème est « la performance énergétique », thème du Prix des Technologies Numériques 2014 qui sera remis le 10 Avril 2014 à l’Assemblée nationale.
 

Michel Cochet - Selon vous, quels rôles et fonctions peuvent jouer les technologies numériques dans la «transition énergétique » française dont le cadre législatif est en cours d’élaboration ?

Pierre-Marie Abadie – A la différence du secteur des télécommunications, dont s’est inspirée la politique de libéralisation du secteur de l’énergie il y a environ 20 ans, l’énergie est caractérisée par le temps long avec des équipements lourds qui se renouvellent lentement. En particulier, la dynamique liée à l’innovation y est beaucoup plus contrainte pour des raisons physiques et des effets comparables à l’apparition du GSM et de l’Internet pour les télécom ne peuvent pas se manifester aussi rapidement.

Un exemple : si tous les opérateurs envisagent d’ajuster le prix aux variations de la demande (tarification dynamique), il faut, pour la réaliser, déployer des dizaines de millions de compteurs communicants et plusieurs années vont s’écouler avant que chaque client ne soit équipé.

En même temps, il y a eu une transformation des modes de production de l’électricité avec un passage d’équipements très centralisés (centrales nucléaires, centrales thermiques et grands barrages) vers des équipements de plus en plus décentralisés (centrales biomasse, fermes photovoltaïques et éoliennes). Les modes de consommation ont aussi évolué et, de plus en plus, le moment où l’on consomme compte autant que la quantité d’énergie dans un contexte de hausse des pics de consommation. Le système électrique n’est plus uniquement axé sur l’énergie délivrée mais sur la puissance disponible à un instant donné car le client veut être sûr de pouvoir consommer au moment où il en a besoin.

Ainsi, le système qui était très national va évoluer et devenir plus européen et plus territorial avec un mode de consommation et de production plus globaux et plus locaux en même temps. En fonction des productions et des consommations, il faudra à terme beaucoup plus échanger, ce qui nécessitera plus de réseau et beaucoup plus de flexibilité.

Il faudra aussi plus de flexibilité avec certaines énergies renouvelables (EnR) qui sont peu prévisibles et intermittentes par nature (éolien et photovoltaïque). Ces fluctuations entraînent des besoins de « back-up » en production et la nécessité aussi de pouvoir agir sur la demande. Il y aura donc de la place pour des systèmes de gestion de la demande dits : « demand-side management systems ».

C’est ce qui était déjà apparu pendant les premières réflexions sur la gestion de la pointe électrique il y environ quatre ans (qui ont donné lieu au rapport Sido-Poignant) : il y a un rôle important à jouer en aval du compteur.

Ce compteur électrique communicant (LINKY) sera ouvert (prise USB puis CPL1 traversant le compteur) pour permettre des applications de la part d’acteurs autres que des énergéticiens qui vont ainsi pouvoir entrer sur le marché pour apporter de l’innovation et des services (en installant par exemple des boîtiers sur le chauffage électrique, sur les cumulus, etc.). Cette fourniture de nouveaux services pourra mieux mobiliser les clients (maîtrise de la demande, meilleure consommation, services d’effacement, meilleur confort) que le seul gain sur la facture lié à la concurrence qui se limite à quelques dizaines d’euros par an.
 

MC - Parmi les innovations récentes mentionnées par le Jury du Prix des Technologie Numériques, lesquelles vous apparaissent comme pouvant être les plus prometteuses ?

PMA - Il y aura beaucoup de nouvelles technologies mais le système a besoin de robustesse. L’augmentation des interconnexions va créer de la sécurité mais aussi de la fragilité. Le fait d’être interconnecté permet la mutualisation, ce qui augmente la sécurité. Le fait d’agir sur les stocks (stations de pompage, barrages) augmente la flexibilité. Mais le système électrique devenant plus complexe, une augmentation de sa fragilité peut être à craindre (cf. l’incident qui s’est passé en Allemagne en 2006). Il faudra donc beaucoup plus d’échanges d’informations grâce aux NTIC. Aux Etats Unis, les « smart grids » ont été conçus pour répondre à un souci de sécurité afin d’éviter les grandes pannes (black-out). En Europe, le besoin est d’intégrer la production d’énergies renouvelables, le pilotage de la demande et la gestion du stockage de l’énergie.

Actuellement, sur un réseau, le meilleur moyen de stockage reste (la Station de Transfert d’Energie par Pompage (STEP) située en aval du barrage hydraulique et la batterie n’est certainement pas la plus adaptée. Mais pour un véhicule, la batterie s’impose mieux car son coût se compare il faudra certainement optimiser le moment de la charge, le choix du fournisseur et, là aussi, les NTIC seront indispensables.

Un autre sujet intéressant est l’autoconsommation. Elle est peu optimale par exemple sur des hangars de fermes isolées recouverts de panneaux photovoltaïques, là où les besoins de consommation sont très faibles. Par contre, c’est pertinent quand il s’agit d’entrepôts frigorifiques parce que les moments de la production coincident avec les moments de la demande. Entre ces deux cas, un éco-quartier dense est bien adapté. A titre d’information, en Allemagne, 95% de l’autoconsommation est mise en œuvre par des entreprises et 5% par des particuliers.

Concernant le pilotage de la demande, son ’effacement commence à se mettre en place et la réforme récente du marché de capacité comporte déjà un volet demande. Les gros industriels (EJP2 ) ainsi que des agrégateurs qui regroupent des moyens industriels (Energy Pool par ex.) y participent. Mais le vrai challenge se trouve au niveau des particuliers parce que le coût de développement commercial sera important : il faut aller vers les clients et fournir une « box »,… le modèle économique necessite encore des subventions.


Plus globalement, les acteurs vont avoir à faire face à un nouveau défi commercial et économique à mettre en œuvre. On peut accéder au client en lui proposant d’adapter sa consommation de puissance de manière plus dynamique en lui offrant de nouveaux service de domotiques voire en développant des offres de téléservices couplant télésurveillance et pilotage énergétique à distance. Ce peut être aussi celle de l’amélioration du bien-être. Ce type de raisonnement est similaire pour le véhicule électrique. Ce seront de nouveaux usages et les énergéticiens « historiques » ont encore souvent des difficultés à les appréhender.




 

MC - Faut-il des champions européens et même mondiaux pour réussir et promouvoir le futur modèle énergétique français ?

PMA - Ce terme « champion » est typiquement français. La question est réellement de savoir quels sont les acteurs de la transition énergétique. En Europe, chaque pays répond à sa manière. En Allemagne, l’« Energie Wende » se faitplutôt contre les grands énergéticiens car l’opinion publique considère plutôt sa mise en œuvre comme une reconquête de la démocratie locale. Elle favorise ainsi les « Stadtwerke », les régies municipales contre les E.ON, RWE, EnBW favorables au Charbon et au Nucléaire.

En France, les acteurs historiques EDF et GDF Suez sont plutôt bien perçus et l’objectif de la transition énergétique serait plutôt d’arriver à les mettre en mouvement. En France, je dirai qu’il faut des gros et des petits. Les petits parce qu’ils sont plus aptes à comprendre les réalités locales, à expliquer les projets d’énergie distribuée et à faire émerger des financements de projets locaux. Les petits peuvent apporter aussi l’innovation sur les services. Mais il faut aussi des gros acteurs parce que les grands projets (offshore par exemple) son très capitalistiques. Il faudra des gros acteurs pour les réseaux de transport qui seront de plus en plus interconnectés et transnationaux.

Quand il est fait mention d’un Airbus de l’énergie, il faut comprendre là une ambition commune, celle de faire des projets d’ampleur et fédérateurs. Le premier enjeu est constitué par les réseaux, le second par l’intégration et le soutien des renouvelables et le troisième est constitué par de la coopération industrielle.

Indéniablement, il y a une concurrence mondiale et contrairement à ce qui était initialement supposé il n’y a plus de prime au premier entrant. Cela a été le cas dans le domaine du photovoltaïque où les Chinois ont écrasé les européens en dépit de l’avance technologique préexistante. Et cela parce qu’ils ont su massifier la production avec des avantages de coût et une abondance de capitaux. Il faut donc une approche stratégique pour chaque filière en l’analysant sur tous les angles (de sa chaîne de valeur, des aides à lui apporter, etc.).
 

MC - Pensez-vous qu’une politique énergétique européenne puisse être définie et dans ce cas puisse aider à la mise en oeuvre des politiques énergétiques nationales ? et plus particulièrement celle de la politique énergétique française ?

PMA - Il y a bien une politique européenne de l’énergie. Cette politique a traité et traite les points suivants :

• La libéralisation des marchés de l’électricité ;

• La transition énergétique avec la signature de l’accord sur le paquet énergie climat avec l’objectif des trois fois vingt;

• La sécurisation d’approvisionnement : en particulier, il y a eu la signature d’un règlement gazier suite à la crise Ukrainienne en 2008 et un travail sur les interconnexions ;

• La compétitivité industrielle. Mais si elle traite bien les piliers d’une politique énergétique. Cette politique est imparfaite, cette politique traversée par des incohérences entre Etats membres et Union, entre objectifs, entre politiques sectorielles.

Cette politique européenne est partie d’un objectif de libéralisation qui a été complété par un objectif de développement des EnR avec une mauvaise articulation entre les deux. On s’est occupé tardivement des enjeux de sécurité énergétique et on a longtemps sous-estimé le besoin de compétitivité, notamment pour les énergo-intensifs.

Le marché de l’électricité est en crise : la crise économique a tout d’abord détruit beaucoup de demande, alors même que des capacités, notamment à gaz, sont entrées en fonction ces dernières années. Au même moment, les modalités de soutien et la régulation des EnR n’ont pas permis de s’adapter à ce nouveau contexte, et a nourri les surcapacités.


Ceci vient de ce que la politique de marché de l’électricité a été conçue au début des années 2000 alors qu’entre-temps il y a eu des changements qui n’ont pas été pris en compte : maintenant le volume très important d’EnR intermittentes posent la question de la flexibilité de la puissance disponible et non celle de l’énergie pour répondre immédiatement à une demande forte de consommation (mise en place du marché de capacité) et ces EnR sont maintenant matures et non plus en développement (il faut donc penser à les remettre en cohérence économique avec les autres sources d’énergie).

C’est une réflexion commune sur les EnR à tous les pays européens.

Mais il faut aussi accepter que la politique énergétique ne peut pas être la même dans chaque pays. Il faut tenir compte des parcs de production existants, des options locales de l’histoire qui sont différentes comme l’acceptabilité du nucléaire, de l’éolien..

Il en résulte que le système à mettre en place au niveau européen doit :

• être intégré ;

• mais aussi être capable d’accepter cette diversité (soit par complémentarité structurelle soit par des mécanismes de régulation).

En bref, en terme de politique publique, il faut aussi redonner une valeur correcte au signal « carbone » pour améliorer la régulation du marché de l’électricité.

Au marché en énergie à « court-terme » en MWh, il faudra ajouter un marché de capacité portant sur les MW.

Il faut faire évoluer les mécanismes de soutien aux EnR en les adaptant mieux au marché et dans le cadre d’ une harmonisation européenne.

Il faut aussi apporter une réponse aux inquiétudes légitimes des Industriels grands consommateurs d’énergie qui sont au cœur de la concurrence internationale.
 

MC - Est-il envisageable d’essayer de coordonner les politiques énergétiques allemande et française « Energie Wende » et « Transition énergétique » afin de donner naissance à un programme énergétique tenant compte des différences et des complémentarités entre les deux pays ?

En dépit des différences entre les deux pays, les questions qui se posent dans le domaine de l’énergie sont assez proches :

- chaque pays a un programme de transition énergétique ;

- chaque pays doit traiter du développement des EnR, de l’évolution de leur politique de soutien pour leur intégration complète au marché ;

- chaque pays doit sécuriser ses approvisionnements (en puissance, en énergie) ;

- chaque pays doit doit intégrer les contraintes liées au coût de l’énergie pour ses industriels.

La France a plus avancé sur les mécanismes de marché de capacité et l’Allemagne a plus travaillé sur les mécanismes de soutien.

Les Allemands ont un vrai défi de maîtrise du développement des EnR alors que la France est plutôt dans une politique de relance de l’éolien.

La France est plutôt en avance dans le domaine des schémas de réseaux et de pilotage des EnR (politique de coût de raccordement).

La France doit légiférer sur la transition énergétique et l’Allemagne sur les Energies Renouvelables (EEG) ; la France prépare une Loi de Programme de Transition Énergétique (LPTE).

Un groupe de travail et de coordination à haut niveau avec l’ambition de travailler sur des projets concrets va être crée. Il existe déjà l’Office Franco-Allemand des Energies Renouvelables. Un renforcement des liens entre l’ADEME et son homologue allemande la DENA est envisageable.
 

MC - Le programme énergétique à venir va nécessiter des investissements massifs. Comment financer au mieux ces investissements en augmentant raisonnablement le prix des énergies ?

PMA – Les investissements vont être très importants mais il faut bien distinguer les financements à lever pour des projets rentables et les efforts budgétaires requis pour orienter l’investissement.

Pour lever l’essentiel des financements, il y a des enjeux au niveau de la qualité des projets et des conditions de profitabilité (sécurité des investissements, stabilité de la règle, réduction du risque).

Pour orienter les investissements, il faut rendre rentables des opérations non rentables : par des subventions, des exonérations fiscales, des tarifs d’achats mais aussi des standards, des réglementations. Ce sera un enjeu important pour les pouvoirs publics et il faudra faire les bons choix pour piloter au mieux les outils qui seront mis en œuvre. 

 

1/ CPL : Courant Porteur en Ligne
2/ 
IEJP : Option Effacement Jour de Pointe



 

L’auteur
 


Pierre-Marie Abadie 
est ancien élève de l’École Polytechnique, diplômé des Mines ParisTech. Depuis juillet 2008, il est Directeur de l’énergie à la Direction Générale de l’énergie et du climat (DGEC) au ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie. Il est également Commissaire du gouvernement à l’Agence Nationale pour la gestion des déchets radioactifs. Administrateur d’EDF d’août 2007 à mars 2012, il est désormais commissaire du gouvernement auprès de cette entreprise. Il siège également en tant que Vice-président du Conseil des Gouverneurs de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE).

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