Deux ans après les premières activations techniques par RTE, la question de la soutenabilité économique de l’effacement diffus restait ouverte en France. Notre analyse aboutissait à un constat nuancé : même avec des hypothèses de coûts favorables, la contribution par foyer équipé restait négative. Mais l’équilibre n’était pas si loin.
Des déploiements commerciaux réels, mais toujours adossés à une utility
L’effacement diffus fonctionnait déjà à l’étranger. En Ontario, plus de 170 000 foyers avaient adhéré au programme Peaksaver porté par les distributeurs municipaux. En Californie, après la canicule de 2006, les pouvoirs publics avaient imposé aux utilities d’étendre massivement leurs programmes, la CRE californienne visant environ 1 500 MW de puissance résidentielle effaçable à horizon 2020.
Ces succès ne valaient pourtant pas démonstration pour la France. Aux États-Unis, des pure players s’étaient développés sur l’effacement industriel et tertiaire, mais aucun acteur indépendant n’avait percé sur le segment diffus. Comverge, l’un des principaux opérateurs, n’intervenait qu’en marque blanche pour le compte d’utilities. Une utility intégrée capte 100 % de la valeur de l’effacement sur toute la chaîne, et bénéficie d’un coût d’acquisition client structurellement plus bas.
L’équation économique tenait à trois paramètres
Le modèle repose sur des coûts variables par foyer équipé qui doivent rester inférieurs aux revenus variables. Trois paramètres commandent le résultat : la valeur nette de la flexibilité pour le système électrique français, la capacité effaçable disponible par foyer, et les coûts d’exploitation.
Le format d’effacement pèse lourd. Notre analyse montrait que les formats longs, au-delà de quatre heures par jour, permettaient de capter plus de 90 % de la valeur théorique. À l’inverse, au-delà de 270 heures en format une heure par jour, l’effacement n’était plus rentable, le prix spot passant sous 50 €/MWh.
Avec un jeu d’hypothèses favorables, format type EJP, 1 kW par foyer, pas de partage de valeur avec le client, la contribution ressortait à -3,1 €/an par foyer équipé. Avec des hypothèses plus académiques, coûts d’équipement et d’acquisition alignés sur les références du marché, elle tombait à -130 €/an.
Trois leviers pour franchir le seuil
- Augmenter la valeur nette de la flexibilité par foyer, soit par revalorisation systémique, soit par optimisation de la capacité mise à disposition.
- Réduire les coûts fixes par foyer, en ciblant le neuf pour allonger la durée d’amortissement, ou en mutualisant équipement et installation par des partenariats.
- Réduire les coûts d’exploitation, en partageant la connectivité ou en s’appuyant sur une passerelle ADSL ou le compteur Linky plutôt que sur un module GPRS.
Le premier levier était décisif. Sur PJM, le passage d’un simple crédit de capacité à un vrai marché forward en 2007 avait fait passer le prix moyen de 36 à 116 USD/MW-jour, soit un facteur 3,2, et déclenché le décollage de l’effacement, de 2 à près de 10 GW. Une hausse d’une douzaine d’euros de la valeur de la flexibilité, environ +60 %, aurait suffi à atteindre le seuil de rentabilité d’une utility en France.
Une concurrence entre mécanismes, et un arbitrage public déterminant
L’effacement diffus n’était pas seul en lice. Il entrait en compétition avec les dispositifs tarifaires incitatifs, les effacements industriels et tertiaires, les moyens de pointe, le stockage et l’efficacité énergétique. Le déploiement de Linky, porteur de fonctionnalités de pointe mobile, pouvait à terme se substituer aux dispositifs autonomes.
Restait l’arbitrage public. La loi NOME prévoyait un mécanisme de capacité mais pas de marché structuré, alors que l’expérience PJM montrait que seul un vrai marché forward avait fait décoller l’effacement. Les règles d’insertion dans le mécanisme d’ajustement, et une prise en compte différenciée des capacités d’effacement, restaient les variables clés.
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