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Tour d’horizon international : des contextes régionaux variés

La capacité de flexibilité générée par le demand response dans le monde devrait atteindre 196 GWh d’ici 2023, soit une hausse de 600 % par rapport à la capacité actuelle (cf. tableau-ci-dessous). Des situations régionales très variées sous-tendent cette croissance générale des capacités de flexibilité.

Les capacités de demand response sont aujourd’hui principalement basées en Amérique du Nord.
Les zones à fort potentiel de croissance pour ces technologies sont l’Asie-Pacifique et l’Europe. Source : Navigant Research

A l’origine des programmes de demand reponse présentés dans cet article, on notera généralement l’existence, ou la coexistence, de plusieurs facteurs :

  • Une forte croissance économique ou démographique
  • Une crise de l’offre d’électricité
  • Un besoin de renforcer la sécurité en approvisionnement
  • Des politiques publiques accélérant la transition énergétique

Chaque contexte régional combine ces différents facteurs de manière spécifique. C’est l’objet de cet article que de montrer leur articulation propre et leur poids dans la décision d’engager un programme de demand response.

Le Japon : un cauchemar capacitaire

Avant le désastre de Fukushima en 2011, le Japon possédait le troisième parc nucléaire au monde, représentant 27 % de la production électrique nette du pays, soit près de 70 GWh. Entre 2011 et 2013, cette part a été ramenée à 1 %. Les carburants fossiles (charbon, gaz naturel et pétrole) ont massivement absorbé le report de charge dans la production totale d’électricité passant de 61 % à 87 % entre 2011 et 2013 (cf.schéma). La hausse de l’import des énergies fossiles a engendré une balance commerciale négative (28 milliards de dollars) pour la première fois en plusieurs décennies. L’impact sur les entreprises et les ménages a été conséquent : pour ces derniers, les prix de l’électricité ont augmenté de 50 % ces deux dernières années, passant de 0,10 €/kWh à 0,16 €/kWh.

Les carburants fossiles ont massivement absorbé le report de charge de la disparition de l’énergie nucléaire - pétrole (14 %), le gaz naturel (43 %) et le charbon (30 %) - générant une tension sur les approvisionnements et une hausse sensible des prix de l’électricité.
Source : Agence internationale de l’énergie

Aussi, cette crise de l’offre sans précédent a fortement accéléré l’agenda de mise en œuvre de solutions de demand response. Le meilleur exemple est le déploiement rapide, sous la houlette du gouvernement japonais, de 78 millions de compteurs communicants d’ici 2024, dont 10 millions avant fin 2015. Ce déploiement, qui s’accompagne d’afficheurs déportés et de mécanismes tarifaires prenant en compte le temps d’utilisation, génère déjà une baisse de la pointe de 3,8 % pour les clients résidentiels dans les premiers projets-pilote. De plus, des mécanismes opérationnels sont mis en œuvre afin de permettre au demand response de jouer un plus grand rôle dans le pilotage du réseau. On peut ainsi citer le partenariat de l’agrégateur EnerNOC avec l’entreprise de trading japonaise Marubeni afin de déployer le demand response pour les capacités de pointe et l’équilibrage de la charge chez les clients industriels. Ces récents investissements accompagnent une série d’initiatives-pilote Smart grids au Japon, dont l’intégration des énergies renouvelables, des véhicules électriques et des microgrids.

Etats – Unis : des « néga-watts » en réponse aux coupures à répétition

Le demand response a suscité un intérêt accru aux États-Unis en 2000-2001. La Californie a subi une série de coupures qui a touché plus d’1,5 million de clients et coûté de 40 à 45 milliards de dollars. Des engagements politiques ont été pris pour veiller à ce que de telles pénuries ne se produisent plus à l’avenir. Une des solutions privilégiées fut le comptage communicant, pour un investissement total de 4,4 milliards de dollars porté par les trois plus grandes entreprises du secteur (Pacific Gas & Electric, Southern California Edison, et San Diego Gas & Electric) et où environ 25 % des gains attendus dépendaient d’une meilleure maîtrise de l’énergie via le demand response. Une communication bidirectionnelle avec les compteurs communicants a permis aux entreprises de réduire la consommation aux heures de pointe et de prévenir les coupures de grande ampleur. Cette vague d’investissement a fait des États-Unis un terrain d’expérimentation pour les programmes de demand response.

Depuis ces coupures, les États-Unis ont mis en place des structures de marché valorisant les « nega-watts » pour l’équilibrage de la production et de la consommation. Les marchés de l’énergie régionaux et les opérateurs de réseau indépendants prennent de plus en plus en compte le demand response sur les marchés de capacité. En effet, ils sélectionnent de plus en plus des fournisseurs capables de fournir cette ressource. L’exemple le plus abouti est l’interconnexion PJM, un marché de l’énergie dans l’Est des États-Unis qui dessert 14 États, 61 millions de clients et fournit 183 GWh de capacité de production. Les capacités d’effacement sont de plus en plus compétitives, le demand response dégage 12,4 GWh, soit environ 7,5 % de la capacité totale et trois fois la part des nouvelles ressources de production installées. Les différents régulateurs des États-Unis se penchent sur des moyens de reproduire le succès de PJM et de l’ouvrir à d’autres marchés, y compris aux marchés des services système et aux marchés spot.

Allemagne : le soutien à l’Energiewende

Le mix énergétique allemand évolue rapidement. À la suite de l’accident nucléaire de Fukushima en mars 2011, l’Allemagne a décidé d’accélérer la mise à l’arrêt des réacteurs nucléaires en commençant par fermer immédiatement les huit centrales les plus anciennes. Les énergies de sources renouvelables doivent compenser la baisse de capacité nucléaire dans le cadre du plan gouvernemental Energiewende qui fixe un mix énergétique national composé à 80 % d’énergies renouvelables d’ici 2050. C’est une augmentation ambitieuse par rapport aux 157,4 TWh d’électricité d’origine renouvelable produits en 2014, qui représentaient alors 25,8 % de la production totale de 610,4 TWh d’électricité.

Ces ressources intermittentes présentent un défi majeur en termes de variabilité de la production et à ce jour, l’Allemagne peut connaître des variations positives ou négatives de la production de l’ordre de 3 GWh en 15 minutes. Ces fluctuations devraient atteindre 12 GWh dans un avenir proche.

L’Allemagne voit dans le demand response un service système de pilotage du réseau permettant de gérer cette fluctuation grandissante de la production. Il y a trois niveaux de services :

  • le service primaire recouvre une répartition de la charge en quelques secondes ;
  • le secondaire est similaire à la gestion des réserves et requiert un temps de réponse de 5 minutes ;
  • le tertiaire requiert une réactivité de 15 minutes

Au regard des caractéristiques et défis à venir du marché allemand, les principaux fournisseurs de services de demand reponse s’attendent à ce que l’Allemagne pèse sur ce marché. Selon David Brewster, président d’EnerNOC : le « marché allemand représente notre plus grande opportunité en Europe dans les années à venir ».

Afrique du Sud : un impératif face à la crise de l’offre d’énergie

En 2004, l’Afrique du Sud a lancé le programme IDM (Integrated Demand Management), sous la houlette d’Ekson, principal producteur, fournisseur et distributeur d’énergie qui produit 95% de la production d’électricité du pays. Ce programme comprend à la fois des mesures d’efficacité énergétique et de demand response.

A cette époque, l’Afrique du Sud a une offre excédentaire d’électricité, maintenant les prix à un niveau bas et n’incitant pas expressément à la mise en œuvre de mécanismes de demand response. L’enjeu du programme à l’époque visait davantage la mise en œuvre de bonnes pratiques. Mais rapidement, la situation énergétique du pays se tend, et en 2007 l’Afrique du Sud connaît une crise de l’offre d’électricité du fait d’un accroissement de la demande à un rythme plus rapide que la construction de nouvelles capacités de production. Les marges de réserves atteignent alors leur niveau le plus bas (5,6 % en 2007 contre 27 % en 1999), menaçant sans cesse le pays de coupures de courant en cas d’augmentation forte de la demande.

L’intérêt pour le programme IDM redouble alors. Pour atteindre les économies d’énergies nécessaires, le programme IDM met en œuvre plusieurs mécanismes combinés : l’équipement, l’optimisation des processus industriels, le demand management (via des reports de consommation) et des mesures de demand response incitant les consommateurs, via un système d’alertes, à diminuer leurs consommations en période de pointe.

Suède : le soutien à l’énergie verte

La Suède est le seul pays européen à afficher plus de 50% de sa consommation finale en énergie renouvelable. Chaque année, elle produit 162 TWh d’électricité dont 48% au moyen de l’hydroélectricité et environ 10% au moyen de l’éolien. Riche de ressources renouvelables en abondance et forte d’une volonté gouvernementale d’accroître la performance énergétique, deux programmes innovants ont été mis conjointement en œuvre pour compléter, grâce à des capacités court-terme, les capacités existantes.

Chaque année, le gestionnaire de réseau de transport « Svensk Krafnat » constitue une réserve activable en cas de conditions climatiques extrêmes en hiver, avec pour objectif de compléter les capacités existantes. Cette réserve est constituée grâce à la génération d’électricité et à de la flexibilité industrielle (ex : les industries de pâtes à papier). Cette réserve devrait expirer en 2020 afin de laisser place à une solution de marché. En attendant cette échéance, la taille de la réserve va diminuer avant d’atteindre un niveau zéro, et la flexibilité va y prendre une part croissante (passage de 35% à 50% de la réserve constituée entre 2013 et 2014). Aussi, les dispositifs de demand response industriels vont être de plus en plus sollicités pour permettre ces réductions de consommation. Après la date de mars 2020, le marché spot remplacera la réserve.

En parallèle du demand response industriel, la Suède met en œuvre un programme ambitieux d’agrégation des charges résidentielles pour proposer des services systèmes. L’objectif est de faire faire des économies aux consommateurs finaux. La société Elverket Vallentuna a mis en place en 2012 un programme de ce type à destination du segment résidentiel combinant pompe à chaleur, performance énergétique et reports de consommation à des heures où l’électricité est moins chère. Ce programme a permis d’économiser 10 à 15 % d’énergie sans demander la participation active des consommateurs ni diminuer leur confort. Une nouvelle version de ce programme est en cours, baptisée « Elpiloten », permettant au consommateur final de générer des économies supérieures au coût d’achat de l’équipement nécessaire. L’équation économiquement rentable du programme est sa principale force pour convaincre les consommateurs. Le fonctionnement d’Elpiloten est le suivant : une analyse des prévisions météorologiques permet de régler automatiquement le fonctionnement de la pompe à chaleur et le consommateur ajuste ensuite manuellement la température désirée. Le dispositif tient également compte des prix de l’électricité sur le marché spot pour faire fonctionner la pompe quand l’électricité est peu chère. Ce programme a quatre avantages sensibles :

  • diminuer les consommations d’énergie,
  • contribuer à la diminution des pics de consommation,
  • créer des opportunités pour les consommateurs actifs,
  • faire preuve de pédagogie vers les consommateurs finaux qui prennent conscience que leur action peut avoir un impact bénéfique sur leur facture et sur l’environnement.

Corée du Sud : une croissance forte et une maturité dans la gestion de l’énergie

La Corée du Sud est un pays qui connaît une très forte croissance démographique et économique, avec le développement d’industries importantes et énergivores (Samsung, Hyundai, Kia, LG, …). Le système électrique sud-coréen a une capacité installée équivalente à celle de la France (100 GW) et qui croît de 3% par an, ce qui constitue la hausse la plus importante parmi les pays développés.

Effet pervers de cette hausse, la Corée du Sud subit des pics de consommation de plus en plus élevés tout en souffrant d’un certain isolement électrique. Aussi, on comprend que la maîtrise de la consommation d’électricité et de la pointe de consommation soit un enjeu clé.

Mais cette hausse des consommations a également eu des effets bénéfiques : le Korea Power Exchange (KPX) a développé un marché de gros mâture et une structure de pricing unique au monde permettant de lisser le niveau de la demande et maintenir les prix de l’électricité à un niveau relativement bas malgré la hausse des consommations. Cette structure de pricing a deux caractéristiques principales :

  • elle est fondée sur les coûts réels (variables et fixes) de la production d’électricité et non pas sur un système d’enchères comme cela est plus généralement répandu
  • elle repose sur des grilles de tarifs extrêmement sophistiquées car adaptées à des typologies précises de consommateurs et à leurs tranches horaires de consommation : particuliers, écoles, usines, … ainsi, selon une étude GTM Research, le pricing résidentiel sud-coréen qui comprend 6 niveaux de prix, est plus avancé en Corée du Sud qu’aux Etats-Unis.

Grâce à ce pricing dynamique, les consommateurs sont plus pro-actifs dans la gestion de leurs consommations. Cette maturité, présente à tous les niveaux, créé un terreau favorable au nouveau programme de demand response lancé par le Gouvernenement (le premier en la matière date de 2000, autre gage de l’avance de la Corée du Sud sur ce sujet). En novembre 2014, le pays a lancé un des plus ambitieux programmes de demand response au monde avec 1500 MW de capacité activable par KPX. Le programme consiste à réduire la consommation en électricité lors des pics en planifiant différemment les tâches réalisées par les appareils électriques au cours de la journée.



Cet article a été rédigé par EY.




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