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Point de vue d’Olivier Baud (Energy Pool) :

Le projet EnR-Pool est né de l’association de plusieurs acteurs du monde de l’énergie aux compétences complémentaires : le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), l’Institut national de l’énergie solaire (INES), Schneider Electric et Energy Pool, leader du projet. Le projet a également été subventionné par l’ADEME dans le cadre des investissements d’avenir. EnR-Pool visait à expérimenter comment l’intégration d’énergies renouvelables variables (c’est-à-dire l’éolien et le solaire, ci-après appelées EnRV) sur le réseau et dans le système électrique peut être facilitée par le développement de la flexibilité des gros consommateurs d’électricité.

Energy Pool, premier agrégateur de flexibilités en Europe, spécialisé sur le segment des gros et moyens consommateurs, pilote aujourd’hui une centrale de modulation de 1500 MW contribuant ainsi à l’équilibre production/consommation et donc à la sûreté du système électrique.

Le projet EnR-Pool a rassemblé des installations de production d’une puissance totale de 72 MW (60 MW de la filière éolienne et 12 MW de la filière solaire) et une puissance de modulation de 100 MW grâce à l’agrégation des flexibilités de différents consommateurs industriels (plasturgie, sidérurgie, papeterie…).

Le parc de production Français se caractérise par une puissance installée de 125 GW, dont 14 GW d’EnR variables. Les EnR variables représentent donc 11 % de la puissance installée totale et produisent 5 % de l’énergie globale (environ 500 TWh produits). La France émet 11 fois moins de CO2 que l’Allemagne.

L’illustration ci-dessous indique que les pointes et les creux de consommation augmentent respectivement, alors que le volume de consommation global reste constant. Le problème est que, pour assurer la consommation de pointe, il faut investir dans des installations de production spécifiques, puis dans des renforcements du réseau permettant de les supporter. Or ces installations ne sont utilisées qu’une très faible partie du temps, donc possèdent une très faible rentabilité individuelle.

Par ailleurs, les énergies renouvelables variables produisent plutôt lors des périodes de faible demande : la nuit davantage que le jour, pour l’éolien ; l’été davantage que l’hiver, pour le photovoltaïque. Dans le même temps, les producteurs d’électricité réduisent de plus en plus leur investissement dans les centrales thermiques. Ceci afin de respecter les évolutions réglementaires en matière de réduction des émissions de CO2 ou pour des raisons d’économies financières. Les capacités de production de pointe ont donc tendance à s’amenuiser, introduisant ainsi un risque pour l’équilibre du système électrique lors des périodes de forte demande. Ces évolutions conduiront à des déséquilibres structurels croissants sur le système électrique. (cf. 3e graphique en ci-dessous).


Source : Energy Pool

Le graphique ci-dessous illustre trois profils de consommation : en bleu, les consommateurs résidentiels avec une fluctuation très forte en fonction de la température, en vert les consommateurs tertiaires et en rouge les consommateurs industriels.


Source : Energy Pool

L’addition de ces profils sur une année, une semaine ou une journée offre des courbes différentes et montre un rapport de 1 à 2 entre les pointes et les creux dans chaque cas. Les Allemands ont un rapport de 1,2 entre la pointe et le creux, en France le rapport est de deux.

Cette situation déjà problématique pour l’équilibre du système électrique sera aggravée par l’intégration des énergies renouvelables variables. En effet, celles-ci augmenteront les excédents de production lors des périodes de creux mais ne constitueront pas pour autant un outil de production « fiable » et « flexible » permettant de satisfaire la demande lors des pics de consommation.


Source : Energy Pool

Le graphique de gauche ci-dessous indique que, 90 % du temps, le niveau de production moyen de la filière éolienne se situe à 24% de sa capacité installée totale, le niveau de production moyen du solaire est, quant à lui, de 13 %. Par ailleurs, les gestionnaires de réseaux ne peuvent considérer que 7 % de puissance garantie avec l’éolien et aucune avec le photovoltaïque. En fonction de la puissance disponible, d’autres moyens de production « de secours » doivent donc être mobilisables rapidement pour satisfaire la demande. Le graphique de droite illustre le besoin accru de flexibilité du système électrique : de la veille pour le lendemain, le niveau d’incertitude concernant la puissance disponible d’une installation donnée de photovoltaïque ou d’éolien peut aller de 10 % à 15 %.


Source : Energy Pool

Les schémas ci-dessous présentent une vision à l’échelle globale du phasage de la consommation (courbe noire) et de la production (bleu pour l’éolien et jaune pour le photovoltaïque).


Source : Energy Pool

Les graphiques ci-dessus montrent que la production éolienne est plutôt en phase avec la consommation tandis que le photovoltaïque ne l’est pas. Toutefois, à l’échelle journalière, visible sur le graphique ci-dessous, c’est le solaire qui est plutôt en adéquation avec la consommation, et l’éolien qui est déphasé.

Aujourd’hui, les installations de production photovoltaïques se multiplient beaucoup plus rapidement que les installations de production éoliennes. La question qui se pose alors est de savoir comment consommer l’énergie conjoncturellement mais aussi structurellement en excès.


Source : Energy Pool

Le projet EnR-Pool visait à développer de nouveaux mécanismes de marché pour améliorer l’intégration des énergies renouvelables variables grâce à la modulation de la consommation électrique d’industriels. Le premier sujet d’étude du projet était de comprendre comment améliorer la fiabilité des outils de prévision de production. Le deuxième sujet était de sélectionner des consommateurs (broyeur de cimenterie, four de sidérurgie, etc.) dont les flexibilités des procédés industriels pouvaient compenser les problématiques spécifiques générées par les énergies renouvelables variables. Le troisième sujet d’étude a porté sur le contrôle du réalisé (effectivité de la mise en œuvre des flexibilités, effacement ou stimulation de consommation) et sur l’analyse de la création de valeur pour les parties prenantes.

D’un point de vue économique, l’enjeu était de définir un modèle robuste permettant d’utiliser les excédents d’électricité. Le mécanisme d’excès d’énergie développé au sein du projet permet aux producteurs d’énergies renouvelables variables, de ne pas arrêter leur moyen de production lors des périodes d’excédent car le surplus d’énergie produit est consommé par des industriels « flexibles ». Ceci permet une meilleure répartition de la valeur pour tous les acteurs. À court terme, les mécanismes existants apportent déjà une réponse. À plus long terme, et comme l’a démontré le projet EnR-Pool, il faut travailler sur l’utilisation des excédents. Le schéma ci-dessous présente les différents mécanismes de modulation de l’électricité qui existent aujourd’hui. Ils répondent aux besoins d’ajustement du système électrique en constituant des réserves de puissance (capacité, sécurité) et d’énergie.


Source : Energy Pool

À l’issue du projet, les conclusions sont les suivantes :

  • Concernant l’effacement, tous les mécanismes existent, même si les budgets ou le design de marché peuvent être encore améliorés pour dynamiser la filière.
  • la stimulation de consommation est encore balbutiante ; il faut encourager le dépôt d’offres à la baisse sur le mécanisme d’ajustement par les consommateurs, ainsi que donner les moyens aux consommateurs de profiter des prix spot lorsque ceux-ci sont faibles ;
  • le mécanisme de capacité en France répond aux problématiques de la capacité de pointe ;
  • Le dispositif « appel d’offres effacement » organisé aujourd’hui par RTE permet de répondre au besoin de capacité de flexibilité. Néanmoins, ce dispositif (comme le mécanisme de capacité) prévoit seulement de disposer d’un complément de puissance ciblé sur les périodes de pointe, mais pas de manière continue.
  • Energy Pool dispose de 1500MW de capacité d’effacement. Contrairement à une idée reçue, les plus gros effacements ont été réalisés en avril-mai ou octobre-novembre, et jamais en plein hiver. En effet, durant les périodes hivernales, la majorité des moyens de production sont présents ou du moins disponibles par anticipation ; l’ensemble des capacités de production peut donc être appelé et fournir un service au système. L’objectif est donc d’avoir un mécanisme qui offre de la réserve toute l’année pour pallier les périodes « à risque » du printemps et de l’automne.

Des compléments sur les outils informatiques permettant d’utiliser ces différents mécanismes sont en cours de développement. D’autres compléments sont également en cours d’étude pour rendre accessible aux installations et aux consommateurs raccordés au réseau public de distribution, des mécanismes auparavant uniquement réservés aux consommateurs raccordés au réseau public de transport (pour mémoire, 95 % des installations de production sont raccordées au réseau de distribution).

Une réflexion est menée sur la participation des énergies renouvelables variables à la fourniture de services système, destinés à maintenir l’équilibre du système électrique en temps réel ou proche du temps réel (< 15 minutes). En effet, pour y parvenir, il est nécessaire au gestionnaire de réseau de transport de disposer de capacités de réserve mobilisables à tout instant, pour combler un éventuel pic de consommation ou une défaillance d’un groupe de production. Les centrales photovoltaïques pourraient participer à cet équilibre, mais plusieurs obstacles existent actuellement :

  • l’achat de l’énergie produite dans le cadre de l’obligation faite à EDF. En effet, il est uniquement possible d’injecter sur le réseau la totalité de la puissance disponible ; or les services système requièrent de réserver un « bandeau de production » dédié à la fourniture des services ;
  • les méthodes de certification des centrales susceptibles de participer aux services système, ainsi que les méthodes de contrôle du réalisé, ne sont pas adaptées à une production variable ;
  • il serait nécessaire de pouvoir regrouper les modules de plusieurs installations de production photovoltaïque, ce qui est actuellement impossible ;
  • la valorisation d’une planification de réserve uniquement à la baisse et sur les heures de production photovoltaïque ne serait économiquement pas optimale. 

Un nouveau projet est en cours pour étudier cette question : le projet SolaireFlex. Fort de son expérience sur les services système Energy Pool pilote cette étude spécifique au sein du projet.


Source : Energy Pool

Energy Pool est également associé à un autre projet pour adosser le développement des énergies renouvelables variables à des investissements long terme des industriels : le think tank « Flexi-Consommateurs ». Il comprend 10 industriels représentant toutes les professions des électro-intensifs. Tous sont prêts à s’engager :

  • pour une « saisonnalisation » forte de leur activité (déplacement de l’hiver vers l’été), en contrepartie d’un accès à une électricité « excédentaire » qu’ils paieraient entre 20 et 30 €/MWh. Dans ce cadre, le potentiel de « saisonnalisation » est de plus de 6 GW, dont un report possible de plus de 20 TWh ;
  • pour une flexibilité ciblée en hiver en cas de situation de tension sur le système électrique.

L’Union française de l’électricité (UFE) a fait part de son avis sur ce projet : « Si une telle approche est bien articulée autour de la puissance appelée aux heures critiques pour le système électrique et sur le principe de la flexibilité de la demande nécessaire, demain, avec le développement des renouvelables, elle devra alors être encouragée ».

Un amendement a été proposé au Sénat dans le cadre du projet de loi sur la transition énergétique : « Ce nouveau cadre contractuel et les modalités de l’expérimentation, mise en œuvre sous l’autorité des ministres chargés de l’industrie et de l’énergie, sont définis avec quelques entreprises grosses consommatrices qui s’engagent à adapter leurs besoins d’approvisionnement en électricité aux capacités de fourniture pendant les périodes de faible demande et à investir sur des plans de modernisation tendant à l’accroissement de leur capacité de production et à la création de nouveaux emplois ». Il n’a pas été voté.

Olivier Baud
2 juin 2015






Olivier Baud est Président Fondateur d’Energy Pool.




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