Dès les années 70, des solutions alternatives au développement des réseaux sont favorisées à grande échelle

Depuis les années 70 et la généralisation de l'électricité, des solutions ont été mises en place pour optimiser le fonctionnement du parc de production centralisé et maîtriser le développement des réseaux électriques, certaines de ces mesures ayant un impact positif sur les deux aspects. Deux principales solutions ont été généralisées :

1. La limitation de la puissance maximale soutirée en période de pointe, grâce à deux options tarifaires : les heures pleines/heures creuses (incitation à décaler certains usages lors des périodes de faible charge) et l'EJP (Effacement jour de pointe, très forte incitation à consommer le moins possible durant les 22 jours les plus chargés de l’année – option tarifaire qui n’est plus proposée).
2. Le réglage de tension sur les postes de transformation permet de réhausser la tension en sortie de poste de manière à maintenir les chutes de tension dans la plage réglementaire de qualité d'alimentation tout en limitant les sections de câbles. Deux application de cette mesure existent :

• Les postes sources sont équipés d'un régleur en charge, équipement qui permet d'ajuster automatiquement le rapport de transformation entre la tension d'arrivée (HTB) et la tension de sortie (HTA).
• Les postes de distribution publique ont une prise manoeuvrable hors charge, à 3 positions, pour modifier le rapport de transformation. En général, un rapport de transformation est choisi à la mise en service et n'est ensuite plus modifié. Le changement de rapport de transformation après la mise en service des postes nécessite une intervention sur site, la mise hors charge du poste (ce qui implique une coupure d’alimentation pour les usagers en aval), et la manoeuvre manuelle d’un levier, appelé "prise à vide".

Pour aller plus loin sur les réglages des postes, voir l'article Principes physiques de l'intégration du PV en basse tension .

A partir des années 90, des solutions plus ciblées sont développées pour des renforcementS ou extensions coûteuX

Les opérations de « MDE réseau » et de production autonome en site isolé sont financées lorsque ces solutions sont 15% moins chères que les solutions classiques de renforcement ou extension. Cette disposition est introduite par la circulaire du Ministère de l’agriculture du 13 avril 1995 apportant un financement du Fonds d’amortissement des charges d’électrification. Elle est reprise aujourd’hui au L2224-34 du code général des collectivités territoriales suite à la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité.

Ces solutions consistent en :

• Des interventions sur le réseau en amont des usagers : équilibrage (meilleure répartition de la charge entre phases), réglage de tension en plein réseau (et non pas seulement au poste) grâce à des transformateurs BT/BT, des transformateurs triphasé-monophasé...
• Des interventions chez les usagers : programmation des usages, limitation de puissance maximale soutirée (délestage d’usages), usages performants, substitution de l'électricité par un autre vecteur pour les usages thermiques, stockage électro-chimique ou thermique, énergies renouvelables, ...
• L’alimentation autonome de sites isolés par des installations de production d’électricité renouvelables (très majoritairement photovoltaïque et quelques sites en micro-hydroélectricité et petit éolien – plus d’un millier de sites isolés sont ainsi alimentés en France métropolitaine)

Les deux premières catégories de solutions, appelées « MDE réseau » sont développées au paragraphe suivant. Elles ont préfiguré les solutions dites "smart grid" (ou "réseaux intelligents"). Pour autant, les actions précitées restent d'actualité: une analyse coût-bénéfices sur la durée de vie équivalente à celle d'un ouvrage classique de réseau est nécessaire pour déterminer la pertinence d'une solution alternative. Les solutions alternatives peuvent aussi avoir vocation à reporter une décision d'investissement de quelques années lorsque le contexte est incertain.

L’alimentation autonome de sites isolés est quant à elle la version première de l’auto consommation (et auto production) totale. Le retour d’expérience de l’exploitation de centaines de sites isolés équipés en photovoltaïque doit à cet égard nous conduire à la prudence quant à cette approche d’autonomie totale : pour une habitation moyenne ce sont 500 à 1000 kg de batteries au plomb-acide qui équipent chaque installation, et une partie significative de de la production est souvent perdue l’été, faute de débouchés. Ces cas extrêmes, pleinement justifiés par l’économie ponctuelle d’extension couteuse de réseau, rappellent l’intérêt de disposer d’un réseau public pour mutualiser les productions, et optimiser ainsi techniquement et économiquement le développement de l’électricité renouvelable à grande échelle. Certains sites isolés ayant bénéficié de ces technologies ont d’ailleurs été raccordés au réseau depuis, pour pallier aux coûts d’exploitation et d’investissement de ces solutions.

L'usage de service de flexibilité par le distributeur peut permettre de retarder ou d'éviter un renforcement qui peut être coûteux en milieu rural. Ce service de flexibilité peut être rendu par les utilisateurs du réseau : ces derniers sont rémunérés pour ce service et tenus à une obligation de résultat

L'objectif principal de l'utilisation d'un service de flexibilité serait de lever les contraintes sur un départ BT en recherchant une solution plus efficace technico-économiquement qu'un renforcement classique. L'usage de la flexibilité pour des besoins sur le réseau BT est encore à l'étude par le distributeur Enedis. Ceci permet dans certains cas de rétablir la qualité de fourniture d’électricité pour des clients défavorisés nécessitant un coût de renforcement élevé (et, par voie de conséquence, pouvant subir des délais d’attente). L'usage de service de flexibilité peuvent présenter de plus d’autres avantages par rapport à un renforcement : rmeilleure compréhension de leur consommation et économie sur les factures pour les usagers fournissant le service, démarche de proximité...  Les usagers peuvent rendre le service seul ou à plusieurs (par exemple par l'intermédiaire d'un agrégateur).

Depuis 1995, quelques syndicats d’énergie ont mené ce type d’opérations avec succès (Maine et Loire, Vienne, Loire, Saône & Loire) sur plusieurs dizaines de départs basse tension, qui ont mis en évidence les opportunités et limites de ces opérations : choisir des départs avec peu de clients, une contrainte pas trop élevée, et surtout un coût de renforcement élevé par usager, ce qui rend naturellement l’opération de MDE plus facilement pertinente.

Cependant, malgré ces retours d’expérience intéressants et une possibilité juridique confirmée au fil des évolutions législatives sur l’énergie, ces solutions sont restées peu utilisées car jugées trop complexes et trop éloignées du cœur de métier du GRD et de l’AODE. Néanmoins, certains bureaux d’études continuent de les déployer. Pour l’année 2019, le FACÉ  alloue 0,8M€ à la maîtrise de la demande en énergie (Arrêté du 8 avril 2019).

Depuis les années 2010, des solutions dites "smart grid" (ou "réseaux intelligents") basés sur un de nouvelles technologies d'information et de communication sont testées

Avec la baisse des coûts des technologies de l'information et de la communication (TIC), des solutions de pilotage en temps réel plus complexes sont étudiées depuis les années 2010 en France:

• des solutions à la main des GRD : des postes HTA/BT équipés de régleurs en charge pilotés sur la base de mesures de tension en différents points du réseau, ...
• des solutions nécessitant une coordination GRD-utilisateur : le pilotage des puissances active et réactive en fonction de contraintes réelles sur le réseau, l'effacement diffus et l'effacement industriel, le délestage piloté sur information réseau....
• des solutions à la main des utilisateurs : limitation de la puissance maximale injectée, écrêtement dynamique en fonction la consommation sur site, stockage en aval du point de livraison, ...

Perspectives : des solutions techniques de pilotage dynamique sont testées dans l’optique de diminuer les coûts d'entretien, de renforcement ou de création de réseaux

Au-delà de la seule question d’éviter le renforcement des ouvrages, des solutions basées sur les smart-grid sont testées actuellement pour évaluer leur intérêt technico-économique dans la diminution ou le report des investissements de création de réseau pour des besoins de consommation ou lié au développement des énergies renouvelables (vision planification) ou pour limiter les incidents (qui se traduisent en coupures pour les usagers), en améliorer la gestion ou améliorer la qualité d’alimentation (vision exploitation).
On distingue deux familles de cas d’usages :

• les solutions concernant un usager à raccorder visant une baisse du coût de raccordement et/ou une réduction du délai de raccordement : ce sont les producteurs qui sont les principaux concernés. Généralement les solutions mises en place par l’usager ne sont pas rémunérées parce que les GRD considèrent qu’elles se traduisent par un coût de raccordement réduit.
• les solutions concernant un ensemble d’usagers déjà raccordés visant une augmentation de la capacité d’accueil en soutirage ou en injection, amélioration de la qualité d’alimentation, diminution des coupures, etc. Les solutions déployées dans ce cas sont des « services systèmes ». Certaines peuvent être obligatoires

Les solutions testées actuellement sont principalement centrées sur le réseau HTA et les postes sources pour des raisons techniques (présence de mesures permettant d’observer les phénomènes et de contrôler les résultats obtenus) et économiques (puissance plus importante par utilisateur permettant de trouver un équilibre économique au pilotage, gains potentiellement plus conséquents par action mise en place). Elles sont décrites dans la page suivante.
Toutefois, la Commission de Régulation de l’énergie incite les gestionnaires de réseau de distribution à se pencher sur le développement de solutions en basse tension.

Pour aller plus loin :

• Arrêté du 8 avril 2019 relatif à la répartition annuelle des aides pour l'année 2019 au bénéfice des autorités organisatrices de réseau de distribution d'énergie pour le financement des travaux d'électrification visés à l'article L. 322-6 du code de l'énergie ;
• Les recommandations de la CRÉ sur les smart-grids et les feuilles de route des GRD