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Introduction : La flexibilité de la demande, une des clés pour réussir la transition énergétique

La flexibilité de la demande : une réponse à la variabilité des EnR et à l’augmentation des pics de consommation

Les objectifs de la transition énergétique (développement des énergies renouvelables, maîtrise de la consommation) impliquent un changement de paradigme dans l’exploitation du système électrique et des réseaux publics d’électricité.

Côté offre, le système électrique doit intégrer une production accrue provenant de sources renouvelables. Certaines sont centralisées comme dans les grandes fermes éoliennes. D’autres sont décentralisées comme les panneaux photovoltaïques installés sur les toits des habitations. Le nombre de ces installations raccordées aux réseaux de distribution a augmenté de façon exponentielle depuis 2008. Ces sources de production sont difficilement prévisibles, fortement variables et non pilotables. De plus, les consommateurs ne soutirent plus uniquement de l’électricité, mais ils en injectent également, ce qui nécessite d’avoir des flux bidirectionnels sur des réseaux de distribution conçus, à l’origine, pour n’acheminer l’électricité que dans un seul sens. L’essor des énergies renouvelables introduit davantage de variabilité dans l’offre.

Dans le même temps, côté demande, la consommation électrique a progressé de 25 % en France en 10 ans en raison notamment de la progression démographique et des nouveaux usages de l’électricité (pompes à chaleur, véhicules électriques et équipements dits de haute technologie comme les écrans plats, les ordinateurs portables, les téléphones portables ou Smartphones, les tablettes numériques, les consoles de jeux, etc.). De manière encore plus saillante, durant la dernière décennie, la pointe journalière de la consommation d’électricité française en hiver a augmenté de deux à trois fois plus vite que la consommation annuelle en énergie, notamment en raison de la thermo-sensibilité de la consommation hexagonale d’électricité due à l’importance du parc de chauffage électrique français. À 19 heures en hiver, chaque degré en moins entraîne une augmentation de la puissance appelée de 2 300 MW alors qu’elle était de 2 100 MW en 2009.

Ces deux évolutions simultanées rendent le pilotage des réseaux et du système électriques et donc l’exercice de l’équilibre offre/demande de plus en plus complexe. Elles suscitent de nouveaux besoins de flexibilité (des moyens de production, mais aussi de la demande) pour qu’à chaque instant, l’équilibre entre la production et la consommation soit assuré : il s’agit de faire coïncider une production de plus en plus fluctuante et des consommations d’électricité de plus en plus variables.

Les technologies de Smart grids permettent une gestion plus flexible du système électrique

Si les tarifs Effacement jours de pointe (EJP), Tempo et Heures Pleines/Heures creuses permettent aujourd’hui, et depuis longtemps, de moduler la demande dans les grandes masses pour offrir plus de flexibilité au système électrique lors des pointes de consommation, le développement des technologies de Smart grids permettra d’atteindre de nouveaux gisements de flexibilité, plus fins (à la maille horaire par exemple) qui, aujourd’hui, ne sont pas mobilisés. La modulation de la consommation devient plus facile et permet d’avoir recours aux flexibilités des différents consommateurs industriels, tertiaires ou résidentiels.

L’un des principaux chantiers des Smart grids est d’arriver à ce que l’ensemble des utilisateurs, et tout particulièrement les consommateurs, soient impliqués et disposent des outils nécessaires pour gérer au mieux, en fonction de l’état du système électrique, leur consommation ou leur production d’énergie.

Le consommateur final est donc au cœur des réseaux électriques du futur. Par son comportement, il contribue au maintien de l’équilibre offre/demande à chaque instant et à la limitation des pics de consommation. En devenant consomm’acteur, le consommateur final concourt à la flexibilité du système.

Cette flexibilité de la demande se matérialise par deux principales actions du consommateur :

  • la modulation à la baisse (ou effacement) : Elle consiste à diminuer temporairement, sur sollicitation ponctuelle, son niveau de soutirage par rapport à un niveau attendu. Elle peut notamment être caractérisée par la coupure temporaire de certains appareils électriques chez les consommateurs, par le report de consommation, voire par le renoncement à certains usages (par exemple, actions sur le chauffage électrique ou sur le ballon d’eau chaude chez un particulier, ou sur des machines industrielles dans les entreprises) ;
  • la modulation à la hausse. Elle consiste à déplacer temporairement, sur sollicitation ponctuelle, son niveau de soutirage par rapport à un niveau attendu. Elle peut être obtenue en anticipant certains usages. Elle ne vise pas à augmenter le niveau de soutirage global, mais à anticiper ou déplacer certaines consommations à des périodes propices, et demeure en cela compatible avec les objectifs de maîtrise de la demande en énergie.

De même que la flexibilité apportée par l’effacement peut présenter un intérêt pour le système électrique, une hausse temporaire de la consommation peut constituer une solution efficace pour gérer certaines situations de contrainte sur l’équilibre offre/demande, et notamment contribuer à une meilleure intégration des énergies renouvelables.

Le but est, in fine, d’insérer dans les réseaux davantage d’énergie de source renouvelable tout en assurant une gestion des flux plus souple, plus réactive et ajustée en temps réel, pour faciliter le pilotage de l’équilibre du système électrique.

Le système de comptage évolué Linky est l’exemple le plus facilement identifiable par les consommateurs de ces technologies Smart grids qui permettront de moduler la consommation en fonction de l’état des réseaux et du système électriques (diversification des offres de fourniture, pointe mobile, etc.). En effet, les appareils électriques du foyer situés en aval du compteur (chauffe-eau, produits blancs et bruns, véhicule électrique, gestionnaire d’énergie, etc.), dont la CRE demande dans ses recommandations de standardiser les usages, pourront être pilotés par l’utilisateur ou par un opérateur qu’il autorisera.

Déterminer l’intérêt économique de ces solutions pour la collectivité

Rebond, report, effacement, modulation à la hausse ou à la baisse, Demand side management (DSM), Demand response (DR), agrégation, gestion de la pointe, gestion de la demande, Maîtrise de la demande en énergie (MDE), Maîtrise de la pointe (MDP) : les termes sont nombreux pour désigner ou caractériser la flexibilité de la demande.

Cette multitude de termes manifeste que la flexibilité de la demande en électricité est un enjeu fort avec des questions à résoudre à la fois technologiques, juridiques, sociétales, mais surtout économiques :

  • quels sont les nouveaux modèles de flexibilité ?
  • quels sont les protagonistes de cette nouvelle activité ?
  • quel est le ou quels sont les modèles économiques de ce nouvel atout pour les réseaux publics d’électricité, tant en transport qu’en distribution, et pour le système électrique ?
  • comment déterminer la valeur du gain que les services de flexibilité apportent à la gestion des réseaux publics d’électricité et à l’exploitation du système électrique (économie sur les coûts de production, économies sur les coûts de réseau, etc.) ?

Les retours d’expérience des démonstrateurs qui testent actuellement la mise à disposition des capacités de flexibilité, et notamment des nouvelles flexibilités de la demande, devront permettre d’identifier l’intérêt économique pour la collectivité de ces solutions. Le cas échéant, ils devront alors permettre d’identifier les éventuelles difficultés techniques, économiques et juridiques au développement de ces solutions. Ces retours d’expérience permettront, si nécessaire, de proposer des évolutions pour que les gestionnaires de réseaux soient en mesure d’améliorer l’efficacité de la gestion des réseaux publics, en cohérence avec les différents dispositifs déjà mis en œuvre pour la gestion du système électrique.

Définitions

Agrégateur

Un agrégateur est un acteur intermédiaire de la chaîne de valeur sur le marché de l’électricité, qui valorise des regroupements de capacités de production et/ou de consommation afin d’offrir un service agrégé à partir de ces multiples capacités. L’agrégateur permet notamment l’accès au marché de l’énergie à des capacités qui, seules, ne pourraient y accéder, du fait d’une taille insuffisante ou des conditions de participation trop complexes.

Demand Side Management (DSM)

Terme anglais pour « Maîtrise de la demande en énergie » (MDE). Voir Maîtrise de la demande en énergie.

Demand Response (DR)

Le « demand response » désigne la participation des ressources provenant de la demande aux différents segments du marché de l’électricité. Cette participation se matérialise notamment par la possibilité pour des consommateurs de proposer de s’effacer lors de périodes de pics de prix, permettant de diminuer le recours à ces centrales de pointes chères et polluantes, ou encore de proposer au gestionnaire de réseau de modifier sa consommation à l’approche du temps réel pour aider le système électrique à faire face à un déséquilibre en production et consommation.

En français, ce terme peut se traduire par « Gestion active de la demande », « Participation de la demande » et « Réponse de la demande ».

Demande résidentielle, tertiaire et industrielle

La demande du secteur résidentiel est la consommation d’électricité des ménages. Elle correspond aux usages domestiques.

La demande du secteur tertiaire est celle relative aux activités de service : les commerces, les bureaux, etc.

La demande industrielle correspond à la consommation d’électricité du secteur de l’industrie, qui comprend les activités industrielles autres que celles de transformation de l’énergie.

Effacement de consommation

Un effacement de consommation d’électricité se définit comme l’action visant à baisser temporairement, sur sollicitation ponctuelle envoyée à un ou plusieurs consommateurs finals par un opérateur d’effacement, le niveau de soutirage effectif d’électricité sur les réseaux publics de transport ou de distribution d’électricité d’un ou plusieurs sites de consommation, par rapport à un programme prévisionnel de consommation ou à une consommation estimée.

L’effacement de consommation d’électricité n’inclut pas les variations de consommation résultant du comportement naturel ou récurrent du consommateur final.

Il est obtenu par l’opérateur d’effacement au moyen de divers procédés tels que l’utilisation d’un boîtier ou de tout autre procédé technique équivalent installé chez le consommateur final ou l’envoi à celui-ci d’un signal électronique, téléphonique ou sous toute autre forme.

(Source : Décret n° 2014-764 du 3 juillet 2014 relatif aux effacements de consommation d’électricité)

Effet rebond

L’effet rebond peut être défini comme l’augmentation de consommation en puissance (sur une courte durée) d’un site de soutirage à l’issu d’une période d’effacement. La remise en route de l’appareil effacé peut ainsi engendrer un appel de puissance électrique supérieur à son niveau initial pendant quelques instants. Ce rebond peut alors générer des contraintes sur le réseau, notamment dans le cas où une multitude d’appareils effacés seraient redémarrés de façon synchrone.

Effet report

Un effacement de consommation est temporaire et n’a pas comme vocation première de réduire la consommation globale d’électricité. La consommation effacée sera ainsi dans la plupart des cas reportée, partiellement ou totalement, à une période ultérieure, et ce dans le but d’assurer un niveau de confort équivalent au consommateur ; elle peut même parfois être anticipée, lorsque l’effacement est réalisé chez un client industriel ou tertiaire qui souhaite maintenir son niveau d’activité.

L’effet report correspond à ce surcroît d’énergie qui est consommée à la suite d’un effacement de consommation.

Illustration de l’effet report et de l’effet rebond

Source : GreenLys

Efficacité énergétique

L’efficacité énergétique est le rapport entre l’énergie directement utilisée (dite énergie utile) et l’énergie consommée (en général supérieure du fait des pertes). Le rendement a toujours une valeur comprise entre 0 et 1 (ou 0 et 100 %).

Elle s’applique à un équipement énergétique particulier, par exemple une chaudière ou une pompe à chaleur. Elle relève des qualités intrinsèques de cet équipement.

L’efficacité énergétique est exprimée par le coefficient de performance (COP) quand il s’agit de production de chaleur) et par le coefficient d’efficacité énergétique (EER) pour les appareils produisant du froid.

Les mesures d’efficacité énergétique passives : elles concernent le bâti, c’est-à-dire l’enveloppe du bâtiment. Elles évitent les déperditions en renforçant la performance technique du bâtiment (isolation, parois vitrées, etc.).

Les solutions d’efficacité énergétique actives : elles agissent sur l’exploitation et l’optimisation des flux énergétiques via l’utilisation d’appareils performants et de systèmes intelligents de mesure, de contrôle et de régulation. C’est par exemple le cas des variateurs de vitesse ou des délesteurs.

Flexibilité de la demande

La flexibilité de la demande peut être définie comme la capacité pour les consommateurs finals (domestiques, tertiaires, industriels, etc.) de moduler leur consommation par rapport à un usage normal, et ce en réaction à des signaux qu’ils peuvent recevoir.

Exemples d’applications de la flexibilité de la demande

Source : CEER et CRE

Maîtrise de la demande en énergie (MDE)

La maîtrise de la demande en énergie vise à optimiser les dépenses énergétiques des consommateurs, tout en limitant les coûts d’infrastructures publiques ainsi que les impacts sur l’environnement, dans tous les secteurs. Son objectif est double : améliorer le rendement du système électrique, au niveau de la consommation des équipements situés après le compteur et réduire les puissances de pointe, car ce sont elles qui déterminent principalement l’éventuelle nécessité de construire de nouvelles infrastructures ou de renforcer les réseaux actuels.

La maîtrise de la demande regroupe des actions d’économies d’énergie développées du côté du consommateur final, et non du producteur d’énergie (bien que ce dernier puisse y contribuer).

Maîtrise de la pointe (MDP)

Les pointes de consommation d’électricité sont par définition les périodes où la demande électrique est la plus élevée.

Il existe plusieurs types de « pointes » de consommation d’électricité. En effet, elle dépend avant tout de la période (journée, saison) et de la zone géographique observée.

La maîtrise de la pointe a pour objet de proposer des mesures pour limiter la croissance de la demande d'électricité en période de pointe, ou de parvenir à diminuer celle-ci.

Les pointes peuvent être qualifiées de mobiles, lorsque des tarifs d’utilisation du réseau électrique ont été spécifiquement conçus pour maximiser le prix de l’énergie électrique certains jours de l’année, variables d’une année sur l’autre, afin d’encourager à diminuer ou reporter sa consommation.

Mécanisme d’ajustement

RTE dispose de réserves de puissance et d’énergie mobilisables lorsque l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité est à risque (perte d’un groupe de production ou d’un élément du réseau, mauvaise estimation du niveau de consommation, etc.) : les services système (réserves primaire et secondaire) et le mécanisme d’ajustement (réserve tertiaire). Les réserves primaire et secondaire sont activées automatiquement en quelques secondes après la rupture de l’équilibre.

Que les réserves primaires ou secondaires aient été épuisées ou non, une réserve tertiaire peut être utilisée pour stabiliser la fréquence de l’onde électrique, témoin de l’équilibre entre production et consommation sur le réseau, ou anticiper un déséquilibre à venir. Son activation se fait manuellement en sollicitant les producteurs et les consommateurs connectés au réseau pour qu’ils activent des offres d’ajustement de leur production ou de leur consommation, à la hausse ou à la baisse, afin de maintenir l’équilibre entre production et consommation. Tout acteur qui dépose une offre sur le mécanisme d’ajustement a le libre choix du prix d’activation de l’offre (exception faite de la mise en place d’un plafond pour les offres déposées par les consommateurs sous contrat avec RTE).

Lorsque RTE active une offre d’ajustement à la hausse, c’est-à-dire une offre qui permet de résoudre les déséquilibres du type « production inférieure à la consommation », RTE rémunère l’acteur qui a proposé cette offre. A contrario, lorsque RTE active une offre d’ajustement à la baisse, RTE perçoit de l’acteur le prix de l’offre. Les charges et produits liés à l’activation des offres d’ajustement sont gérés par RTE au sein du compte Ajustements-Écarts, un compte de gestion qui a vocation à être équilibré : les coûts des déséquilibres sont imputés aux acteurs qui en sont à l’origine lors du processus de calcul et de règlement des écarts.

Les différents moyens à disposition de RTE pour assurer ses missions

Source : CRE

Modulation à la hausse ou à la baisse

La flexibilité de la demande se matérialise par deux principales actions du consommateur :

  • la modulation à la baisse (ou effacement), qui consiste à diminuer temporairement, sur sollicitation ponctuelle, son niveau de soutirage par rapport à un niveau attendu. Elle peut notamment être caractérisée par la coupure temporaire de certains appareils électriques chez les consommateurs, par le report de consommation, voire par le renoncement à certains usages (par exemple, actions sur le chauffage électrique ou sur le ballon d’eau chaude sanitaire chez un particulier, ou sur des machines industrielles dans les entreprises) ;
  • la modulation à la hausse, qui consiste à augmenter temporairement, sur sollicitation ponctuelle, son niveau de soutirage par rapport à un niveau attendu. Elle peut être obtenue en anticipant certains usages. Elle ne vise pas à augmenter le niveau de soutirage global, et demeure en cela compatible avec les objectifs de maîtrise de la demande en énergie.

L'importance de la flexibilité de la demande pour la gestion du système électrique

La flexibilité de la demande représente un facteur d’optimisation du système électrique susceptible de favoriser la transition énergétique

La gestion active de la demande en électricité (ou flexibilité de la demande) repose sur l’aptitude des consommateurs à adapter temporairement et de façon non récurrente leur consommation en réponse à un signal externe (signal tarifaire, sollicitation d’un opérateur d’effacement, etc.) pour répondre à des besoins ponctuels du système électrique.

Cette gestion active se distingue de l’efficacité énergétique. Cette dernière consiste, à travers une optimisation interne au site de consommation de l’utilisation de l’énergie (utilisation au plus près des besoins, isolation, etc.), à réduire de façon pérenne le niveau moyen de consommation d’énergie sans réponse à un quelconque signal (ordre et prix) qui relaierait les besoins ponctuels du système électrique (cependant, le niveau de prix est un élément déterminant dans l’intérêt des actions d’efficacité énergétique : plus l’énergie est chère, plus ces solutions sont rentables). La gestion active de la demande au bénéfice du système électrique répond à une autre logique : la consommation prévisionnelle du consommateur est modifiée pour rendre un service au système électrique.

Cette flexibilité peut être mise en œuvre par différents moyens (signaux tarifaires, pilotage direct de certains usages) et peut porter sur plusieurs types d’usage (y compris le démarrage de moyens d’autoproduction). Elle peut présenter des caractéristiques techniques différentes selon les consommateurs et les usages concernés (durée de l’effacement, existence et forme du report de consommation, etc.).

Il existe une grande diversité de gisements de flexibilité sur :

  • des sites résidentiels, en majeure partie grâce au chauffage électrique, mais aussi la production d’eau chaude sanitaire et à terme la recharge des véhicules électriques ;
  • des sites tertiaires, par exemple par le pilotage de la ventilation dans les immeubles de bureaux ;
  • et sur les sites industriels où chaque processus de production présente des opportunités et des contraintes propres.

La gestion active de la demande représente un levier supplémentaire, par rapport aux leviers « classiques » d’optimisation que sont les flexibilités du parc de production thermique et hydraulique, pouvant contribuer :

  • à l’adéquation long terme de l’offre et de la demande (c’est-à-dire à la réduction des besoins en capacités de production de pointe) ;
  • à l’équilibre offre/demande aux horizons journaliers, infra-journaliers et temps réel (ajustement, services système en fréquence) ;
  • à la réduction des besoins de renforcement des réseaux ;
  • à la réduction des coûts de gestion des contraintes du réseau ;
  • et à l’amélioration de la qualité de l’électricité (notamment à travers la réduction du risque d’énergie non distribuée pour une cause relative au réseau).

La transition énergétique est amenée à faire évoluer les modes de production et leur localisation (insertion des EnR). La flexibilité sur la demande constitue un levier susceptible de relever les défis associés à la transition énergétique (intégration de production d’énergie renouvelable mettant en œuvre une énergie fatale à caractère aléatoire, modification de la localisation des moyens de production, etc.) dans des coûts maîtrisés.

L’intérêt économique de la flexibilité de la demande

Dans le cadre du plan « Réseaux électriques intelligents » de la Nouvelle France Industrielle, RTE a réalisé avec l’appui d’un groupe de travail réunissant divers acteurs concernés par les Smart grids (Acteurs institutionnels (Direction Générale des Entreprises du Ministère de l’Économie, de l’Industrie et du Numérique, l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie, services de la Commission de régulation de l’énergie), industriels fabricants de solutions Smart grids (Schneider Electric Industries, Alstom Grid), producteurs/fournisseurs d’électricité (EDF, Engie), gestionnaires de réseau de distribution (ERDF, URM) et monde académique (Laboratoire de génie électrique de Grenoble – G2ELAB et Alliance nationale de coordination de la recherche en énergie – ANCRE) une évaluation du potentiel économique de différentes solutions de Smart grids dont diverses solutions de gestion active de la demande. Ces travaux, restitués sous forme d’un rapport public permettent d’identifier la valeur économique (ainsi que l’intérêt environnemental et les effets sur l’emploi) des différentes solutions de gestion active de la demande dans les secteurs résidentiel, tertiaire et industriel.

Ces analyses montrent un intérêt économique, au sens de l’intérêt collectif, très net dans un scénario de transition énergétique pour les effacements industriels. Les effacements sur site tertiaires et résidentiels présentent un potentiel de rentabilité, mais des incertitudes sur les coûts et les caractéristiques ne permettent pas à ce stade d’assurer une garantie quant à l’intérêt économique pour la collectivité. Il apparaît néanmoins que, sous condition de mutualisation des coûts avec d’autres services au sein de l’habitat, le déploiement de solutions de flexibilité de la demande dans le secteur résidentiel présente un intérêt économique dans le scénario de transition énergétique envisagé par les pouvoirs publics.

Des travaux complémentaires ont été identifiés pour permettre de mieux appréhender le potentiel technico-économique des différentes solutions de flexibilité sur la demande. Il s’agira notamment de s’interroger sur le niveau de pénétration économiquement pertinent pour le système de ces solutions et, dans un calendrier à l’initiative des gestionnaires de réseaux publics de distribution, d’intégrer des composantes de valorisation pour les réseaux de distribution. La valeur pour les réseaux de distribution n’a pas été évaluée à ce stade parce que les échéances de ces travaux se sont avérées incompatibles pour les gestionnaires de réseaux de distribution avec le calendrier des retours d’expérience de leurs travaux, structurés autour des démonstrateurs auxquels ils participent.

Le cadre réglementaire évolue pour permettre la valorisation explicite de la flexibilité de la demande

La flexibilité sur la demande en électricité n’est pas une solution nouvelle en France. Les gisements de flexibilité ont historiquement, été développés à travers des offres tarifaires (signaux heures pleines/heures creuses, effacement jour de pointe, Tempo).

Depuis plusieurs années, le cadre législatif (article L. 271-1 du code de l’énergie) et réglementaire a ouvert la possibilité d’une valorisation explicite de cette flexibilité par des opérateurs agissant sur des sites dont ils ne sont pas fournisseurs et sans l’accord de ce dernier. Les différents mécanismes de marchés mis en place par RTE en concertation avec les acteurs du système électrique permettent aujourd’hui la participation explicite de la flexibilité de la demande dans les mêmes conditions que les moyens de production.

La participation explicite nécessite de mesurer/vérifier les effacements réalisés afin de certifier à l’ensemble des acteurs concernés la réalité et le volume d’effacement. Cette certification repose sur l’évaluation de la différence entre le volume d’électricité que le consommateur final aurait consommé en l’absence de l’effacement et sa consommation effective. En application du décret n° 2014-764 du 3 juillet 2014 relatif aux effacements de consommation d'électricité, RTE est responsable de cette certification.

Enfin, des enjeux sur l’évaluation d’effets de bord (notamment effet de report en énergie) font l’objet de travaux de RTE qui seront rendu publics à l’automne 2015.


Cette contribution a été rédigée par RTE.


Les services apportés par la flexibilité de la demande aux réseaux publics de distribution d’électricité

ERDF est confronté à une grande hétérogénéité de situations locales

Dans un scénario de type « Nouveau mix », ERDF estime qu’entre 2015 et 2030, il pourrait y avoir :

  • un triplement des puissances des installations de production éoliennes terrestres raccordées aux réseaux de distribution ;
  • un quintuplement des puissances des installations de production photovoltaïques raccordées à ces réseaux ;
  • jusqu’à 7 millions de véhicules électriques ou hybrides rechargeables, pouvant avoir un impact en puissance sur les réseaux de distribution jusque 9 GW.

Ces évolutions significatives induites par la transition énergétique conduisent à des fluctuations accrues des sollicitations du réseau, auxquelles les différentes flexibilités pourront contribuer à répondre. Par ailleurs, cette évolution s’effectue dans le cadre d’une forte hétérogénéité entre les territoires, aussi bien à la maille régionale que départementale ou communale (types d’usages et de production, métropole ou rural, etc.). ERDF devra ainsi comprendre cette diversité de situations et de contraintes locales afin d’y apporter à chaque fois les meilleures réponses.

Rapport entre la production renouvelable raccordée au réseau de distribution (en HTA et BT)
et le nombre de d’habitants (par département)


Source : ERDF

La flexibilité de la demande fait partie des leviers Smart grids évalués par ERDF pour la gestion des réseaux de distribution

Les technologies innovantes dites « Smart grids » offrent à ERDF un certain nombre de solutions potentielles pour mieux gérer les réseaux de distribution et gérer ces situations nouvelles. Ces solutions doivent d’abord être étudiées et comparées, et ensuite validées, avant toute généralisation ou déploiement ciblé.

Les diverses formes de flexibilité, liées à la demande, la production et/ou au stockage, en actif ou en réactif, font partie des leviers étudiés. Elles peuvent être considérées comme un levier à part entière, ou comme des solutions complémentaires ou en substitution à d’autres solutions.

Comme pour les autres solutions Smart grids, ERDF construit ses décisions d’investissement sur la base des retours d’expérience du terrain. Cette approche permet :

  • de choisir les solutions matures et éprouvées ;
  • de vérifier leur véritable apport par des expérimentations terrains ;
  • de valider l’analyse technico-économique a posteriori des solutions.

La flexibilité de la demande est ainsi expérimentée dans de nombreux projets auxquels ERDF participe, en partenariat avec d’autres industriels, fournisseurs, agrégateurs, collectivités locales. Les principaux projets concernés sont Nice Grid, GreenLys, Smart Grid Vendée, Issy Grid, Smart Electric Lyon et Advanced.

Ces expérimentations permettent de :

  • comprendre le fonctionnement d’un ensemble de solutions (comparaison, interférences, etc.) ;
  • comprendre le comportement des acteurs du système (fiabilité, potentiel, comportement, risques et opportunités, etc.) ;
  • tester les processus associés aux solutions avec les acteurs externes (contractualisation, etc.) ;
  • et enfin de fiabiliser l'analyse technico-économique des solutions testées.

ERDF évalue notamment l’opportunité de faire appel à des services de flexibilités de la demande comme alternative au renforcement

L’opportunité d’utiliser la flexibilité de la demande comme alternative au renforcement des réseaux étant une question complexe, ERDF travaille en lien avec les démonstrateurs de Smart grids sur la définition d’un cadre de comparaison entre investissement dans un renforcement de réseau et recours à des flexibilités. Cette approche a pour objectifs de :

  • s’assurer que les mécanismes et les formats de flexibilités les plus opportuns sont bien testés dans les démonstrateurs ;
  • travailler sur une évaluation plus globale de l’éventuel besoin de flexibilité ;
  • préparer les évolutions régulatoires et réglementaires qui pourraient être nécessaires si ERDF pouvait faire appel à des flexibilités comme alternative aux renforcements.

ERDF développe une méthodologie d’analyse de la valeur de la flexibilité de la demande, fondée sur les règles de planification actuelles

Les besoins en renforcement des réseaux de distribution sont identifiés par une analyse initiale classique tenant compte des caractéristiques du réseau et des prévisions de demande.

Lorsqu’un besoin de renforcement est justifié, et uniquement dans ce cas, une étude pourra être menée afin de déterminer l’intérêt, technique et économique, de recourir à des flexibilités de la demande pour remplacer ou différer le renforcement.


Source : ERDF

L’arbitrage entre une solution conventionnelle (renforcement du réseau) et le recours à un service de flexibilité s’appuie sur une analyse de la valeur créée pour l’ensemble des acteurs. (sans préjuger des éventuels transferts de valeur entre les acteurs). Les impacts étudiés sont les suivants :

  • ceux sur les coûts liés à la non-qualité. Ceux-ci sont mesurés par ce que l’on appelle l’énergie non distribuée (END), correspondant aux coûts engendrés pour la collectivité en cas d’une défaillance du réseau ;
  • ceux sur les coûts d’investissements ;
  • ceux sur les coûts opérationnels du réseau, en particulier :
    • les coûts liés aux éventuelles activations ou réservations des flexibilités ;
    • les coûts liés aux pertes techniques générées ou évitées par les différentes solutions. Ces coûts sont en général du 2e ordre par rapport aux autres coûts mentionnés précédemment.

L’objectif est ensuite d’analyser les différentes stratégies d’investissement dont le coût total actualisé doit être minimisé.


Source : ERDF

Cette méthode soulève un certain nombre de questions complexes (liste non exhaustive)

  • Comment s’assurer que les flexibilités sont en mesure d’être appelées en situation de défaillance d’un élément du réseau (en préventif ou en curatif si le délai d’activation est compatible) ?
  • Comment prendre en compte dans les simulations le fait que, contrairement au renforcement (présent toute l’année), les services de flexibilité ont une temporalité (durée, fréquence, profondeur, éventuel rebond, etc.) ?
  • Comment simuler et prendre en compte les éventuels effets rebonds de certaines formes de flexibilité ?
  • Comment anticiper les autres éventuels effets d’un report d’investissement, tels que la possibilité d’effectuer des travaux ou le vieillissement du matériel ?
  • Est-il nécessaire d’adapter les modes de régulation afin qu’ERDF puisse choisir la solution qui a le plus de valeur pour la collectivité (Capex vs Opex) ?
  • Quels sont les mécanismes à mettre en place afin qu’ERDF puisse recourir à ces services de flexibilité (évolutions du TURPE, appels d’offres, création de mécanismes de gestion des contraintes de distribution, etc.) ? Comment s’assurer que ces mécanismes garantissent la disponibilité prévue des flexibilités ?

ERDF travaille sur ces questions, dans l’objectif de mieux appréhender la valeur des flexibilités comme alternative au renforcement des réseaux et de préparer les conditions dans lesquelles le distributeur pourrait y recourir.



Cette contribution a été rédigée par ERDF.



Les recommandations de la CRE pour favoriser une valorisation plus large des flexibilités de la demande

Dans sa délibération du 12 juin 2014, la CRE a fait plusieurs recommandations relatives au déploiement des systèmes de comptage évolué en électricité.

La flexibilité de la demande peut être définie comme la capacité pour les consommateurs finals (domestiques, tertiaires, industriels, etc.) de moduler leur consommation.

Avec l’arrivée des nouvelles technologies de l’information et de la communication, la flexibilité de la consommation est plus facilement exploitable et les applications pour l’ensemble du système électrique plus nombreuses.


Figure 1 – Exemples d’applications de la flexibilité de la demande (Sources : CEER et CRE)

Cette flexibilité de la demande se matérialise par deux principales actions du consommateur :

  • la modulation à la baisse (ou effacement), qui consiste à diminuer temporairement, sur sollicitation ponctuelle, son niveau de soutirage par rapport à un niveau attendu. Elle peut notamment être caractérisée par la coupure temporaire de certains appareils électriques chez les consommateurs, par le report de consommation, voire par le renoncement à certains usages (par exemple, actions sur le chauffage électrique ou sur le ballon d’eau chaude chez un particulier, ou sur des machines industrielles dans les entreprises) ;
  • la modulation à la hausse, qui consiste à augmenter temporairement, sur sollicitation ponctuelle, son niveau de soutirage par rapport à un niveau attendu. Elle peut être obtenue en anticipant certains usages. Elle ne vise pas à augmenter le niveau de soutirage global, et demeure en cela compatible avec les objectifs de maîtrise de la demande en énergie.

De même que la flexibilité apportée par l’effacement peut présenter un intérêt pour le système électrique, une hausse temporaire de la consommation peut constituer une solution efficace pour gérer certaines situations de contrainte sur l’équilibre offre-demande, et notamment contribuer à une meilleure intégration des énergies renouvelables.

RTE a notamment la responsabilité de veiller à l’équilibre offre-demande pour l’ensemble du système électrique français. Le mécanisme d’ajustement qu’il met en œuvre permet de faire appel aux réserves de flexibilité nécessaire pour éviter tout déséquilibre entre la consommation et la production.

Pour éviter un déficit d’énergie, RTE peut mobiliser tant la flexibilité à la hausse de groupes de production que la modulation à la baisse de la consommation (effacement). En revanche, pour éviter un excédent d’énergie, RTE mobilise un service qui est actuellement fourni exclusivement par des groupes de production ou des acteurs étrangers. Il n’a pas recours à une modulation à la hausse de la consommation. Cependant, une consommation suffisamment flexible (en l’occurrence à la hausse) pourrait également apporter ce service.

Par ailleurs, lorsque le niveau de production d’électricité des groupes de production peu flexibles (hydraulique au fil de l’eau, centrales nucléaires, installations éoliennes et photovoltaïques, etc.) est important et que le niveau de consommation d’électricité est faible, des prix extrêmement bas, voire négatifs, peuvent apparaître sur les marchés : les producteurs doivent alors payer pour écouler leur production et éviter de les arrêter. Avec les règles actuelles, la majorité des consommateurs ne peut pas, dans une telle situation, bénéficier de l’énergie abondante et bon marché, qu’ils pourraient par exemple souhaiter consommer en anticipation d’autres usages.

La modulation à la hausse de la consommation apporterait de la flexibilité au système électrique, notamment pendant les heures où la plupart des moyens de pointe, très flexibles, n’est pas démarrée. La hausse de la consommation correspondante s’appuierait ainsi sur une production d’énergie peu, voire pas, carbonée. Lorsqu’elle correspond à un déplacement d’une consommation prévue à un moment moins favorable, elle pourrait également contribuer à réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Par ailleurs, au-delà de son intérêt pour la gestion de l’équilibre offre-demande, une hausse temporaire de la consommation peut constituer une solution efficace pour gérer certaines situations locales de sollicitation trop importante du réseau, sources de congestion.

Enfin, développer des capacités d’effacement peut conduire les consommateurs à disposer de capacités de flexibilité symétriques (à la hausse comme à la baisse). La valorisation de la flexibilité à la hausse pourrait ainsi encourager les consommateurs à développer de telles capacités et faciliter le développement de capacités d’effacement.

Le cadre législatif et réglementaire actuel ne permet cependant pas aux consommateurs de valoriser l’ensemble de la flexibilité qu’ils peuvent fournir au système électrique. Actuellement, seules des modalités pour les effacements de consommation sont prévues. La mécanique d’affectation de l’énergie consommée à chaque responsable d’équilibre ne permet pas de procéder à une comptabilité suffisamment fine pour valoriser pleinement la flexibilité d’un consommateur.

Les offres de fourniture proposées actuellement, en particulier les options à double index heures pleines / heures creuses (HP/HC), autorisent une participation active à la maîtrise de la pointe et constituent un outil de premier ordre pour moduler la consommation. Néanmoins, elles ne permettent ni d’effectuer une modulation suffisamment fine de la consommation d’électricité, ni d’apporter de la flexibilité en temps réel : les plages horaires de ces offres sont en effet trop étendues temporellement pour gérer un besoin ponctuel. Par exemple, elles ne permettent pas à un fournisseur de différencier finement ses prix de fourniture en fonction de ses coûts d’approvisionnement, notamment lorsque le prix de l’électricité sur le marché varie fortement d’une heure à l’autre.

Les modalités de valorisation de la modulation de la consommation à la hausse sur les marchés ne sont pas définies, en particulier celles permettant d’organiser les transferts d’énergie et les flux financiers entre les acteurs impliqués. Seuls certains sites télé-relevés sont capables de valoriser cette flexibilité, par exemple sur le marché spot en procédant à des notifications d’échanges de blocs ou sur le mécanisme d’ajustement avec des flux financiers adaptés qui peuvent être mis en œuvre, dès lors que ces sites sont facturés à partir de la courbe de charge.

Afin de pouvoir valoriser la flexibilité à la hausse de la consommation, des modifications du cadre législatif sont nécessaires, notamment pour organiser les flux financiers entre les acteurs concernés.

Recommandation de la CRE

La CRE est favorable à une évolution législative, comme cela a été fait pour l’effacement, pour définir les modalités économiques permettant de mettre à disposition du système la flexibilité offerte par des modulations temporaires à la hausse de la consommation. Cette modification permettra ainsi de compléter le cadre législatif relatif à la flexibilité de la consommation.


Recommandation de la CRE

La CRE demande au gestionnaire du réseau de transport d’étudier, pour les situations ne nécessitant pas de renforcement du cadre législatif et réglementaire, les éventuelles évolutions nécessaires pour que la flexibilité apportée par les modulations de la consommation puisse être mise à disposition du système électrique à travers les différents mécanismes (par exemple certains sites télé-relevés sur le mécanisme d’ajustement).

Les solutions de raccordement d’installations de consommation pourraient mieux prendre en compte les flexibilités offertes par les consommateurs

L’essor de nouveaux usages et appareils, tels que la pompe à chaleur, le véhicule électrique, les équipements dits de haute technologique (écran plat, ordinateur portable, téléphone portable ou Smartphone, tablette multimédia, console de jeux, etc.) implique une hausse de la consommation d’électricité et potentiellement des puissances appelées, soumettant alors les réseaux d’électricité à des contraintes.

Avec l’arrivée des nouvelles technologies de l’information et de la communication, la puissance appelée par certains usages de l’électricité peut être modulée dans le temps. De nombreuses expérimentations testent actuellement des solutions de gestion active de la demande permettant de moduler temporairement, en cas de besoin du réseau, la puissance appelée. En particulier, la recharge des véhicules électriques apparaît comme un usage relativement flexible dont la puissance peut, dans un grand nombre de situations, être modulée tout en répondant au besoin de l’utilisateur.

Afin de réduire les besoins de renforcement de réseau, il peut ainsi être intéressant de moduler la puissance active soutirée dans les situations où elle provoquerait l’apparition d’une contrainte sur les réseaux.

Forts des premiers retours d’expérience des démonstrateurs, plusieurs acteurs souhaitent que les possibilités de moduler la puissance appelée soient prises en compte lors de l’élaboration des solutions de raccordement. Les principes d’études de raccordement et de développement des réseaux réalisés par les gestionnaires de réseaux de distribution ne prennent, aujourd’hui, pas en compte les capacités de modulation de puissance des installations de consommation. Prendre en compte ces capacités nécessite une évolution des pratiques des gestionnaires de réseaux de distribution et une adaptation de leur documentation technique de référence, et notamment des modèles de contrats et conventions conclus avec les consommateurs.

La solution de raccordement de référence proposée au consommateur par le gestionnaire de réseaux de distribution est dimensionnée pour permettre à son installation de soutirer à tout moment la puissance active maximale demandée lors du raccordement. Cette possibilité peut toutefois, en pratique, impliquer la réalisation de travaux de renforcement, ce qui peut, selon les circonstances, conduire à imposer des coûts importants au consommateur, un délai pour la mise en service ou encore des limitations temporaires de soutirage.

Dans certains cas, un consommateur pourrait cependant préférer s’engager à limiter la puissance maximale qu’il est susceptible de soutirer du réseau, si cet engagement lui permettait en contrepartie de pouvoir bénéficier d’une solution de raccordement alternative, présentant pour lui de moindres coûts ou de moindres délais. En particulier, le consommateur pourrait être intéressé par une telle solution lorsque ces limitations ne modifient pas de manière significative son usage de l’électricité. La limitation de soutirage à laquelle le consommateur s’engagerait pourrait, dans certains cas, être permanente et, dans d’autres cas, ne s’appliquer que dans certaines circonstances et pour un volume d’heures défini dans l’année. Cette limitation de la puissance soutirée pourrait éviter l’apparition de contraintes sur le réseau. Elle pourrait, dans certains cas, être pilotée de manière locale, par exemple dans le cas où l’installation réagit directement à la tension mesurée sur le réseau. Elle pourrait, dans d’autres cas, être pilotée de manière coordonnée, par exemple par le gestionnaire de réseau en prenant en compte les différentes installations raccordées sur le réseau.

La solution de raccordement de référence ne prévoyant, elle, aucune limitation pérenne de la capacité de soutirage, les gestionnaires de réseaux pourraient, lorsque cela est avantageux pour la collectivité, également proposer à un consommateur, en plus de la solution de raccordement de référence, une solution de raccordement alternative comprenant un engagement à limiter la puissance soutirée. Afin de pouvoir choisir la solution de raccordement de son installation, le consommateur devrait avoir une certaine visibilité, d’une part, sur la durée et la profondeur maximales des limitations envisagées et, d’autre part, sur une estimation de leur utilisation effective probable. Le consommateur pourrait choisir la solution alternative, si elle permettait de réduire les coûts ou les délais de raccordement qu’il aurait à supporter. Dans ce cas, les limitations auxquelles il s’engage de façon pérenne en choisissant cette solution alternative de raccordement devront être formalisées dans les différents documents contractuels établis aussi bien pour le raccordement que pour l’accès au réseau.

La mise en œuvre de cette possibilité impose de faire évoluer en conséquence la pratique des gestionnaires de réseaux de distribution et d’adapter leur documentation technique de référence.

Par ailleurs, les gestionnaires de réseaux de distribution pourraient, à l’avenir, recourir, à travers différents mécanismes, aux sources de flexibilité raccordées à leurs réseaux (cf. chapitre 3.4 de la présente délibération) et, en particulier, celles que le demandeur de raccordement pourrait lui-même proposer.

Par la suite, les principes des études de raccordement de ces gestionnaires de réseaux pourraient évoluer afin de prendre en compte ces possibilités. Une telle évolution permettrait, dans certains cas, de réduire les besoins de renforcement, les coûts de renforcement à la charge du consommateur, les délais de mise en service ou encore l’utilisation effective des limitations de puissance soutirée auxquelles un consommateur s’est engagé.

Recommandation de la CRE

Afin de réduire les coûts et les délais de raccordement des consommateurs, la CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’étudier la faisabilité et l’intérêt économique pour la collectivité d’évolutions consistant à :

  • faire évoluer leurs principes d’études de raccordement afin de prévoir, lorsque cela est intéressant pour la collectivité, l’étude de solutions de raccordement différentes de la solution de raccordement de référence. Ces solutions alternatives pourraient, contrairement à la solution de raccordement de référence, comporter des limitations de la puissance soutirée par les installations de consommation. Ces solutions seraient alors proposées comme des solutions différentes de l’opération de raccordement de référence, dont le choix reviendrait au consommateur ;
  • dans un second temps, faire évoluer leurs principes d’études de raccordement afin de prendre en compte les possibilités de recours, à travers différents mécanismes, à différentes sources de flexibilité raccordées à leurs réseaux (cf. chapitre 3.4 de la présente délibération) et, en particulier, celles que le demandeur de raccordement pourrait lui-même proposer ;
  • déterminer et publier, dans leurs documentations techniques de référence, les critères objectifs selon lesquels de telles solutions seraient étudiées et proposées ;
  • adapter leurs documentations techniques de référence, et notamment les modèles de contrats et conventions conclus avec les consommateurs, pour permettre la mise en œuvre de ces solutions de raccordement et prévoir les conditions d’accès au réseau correspondantes.

Ces études devraient examiner, notamment, le cas particulier du raccordement des infrastructures de recharge des véhicules électriques.

Pour en savoir plus :

Délibération du 12 juin 2014 portant recommandations sur le développement des réseaux électriques intelligents en basse tension

L’acceptation de l’effacement par les consommateurs

L’effacement de la demande : une notion technique et complexe qui ne favorise pas son acceptation par le consommateur

L’effacement de la consommation peut être défini, selon l’article 1 du décret n° 2014-764 du 3 juillet 2014 relatif aux effacements de consommation d’électricité, comme l’« action visant à baisser temporairement, sur sollicitation ponctuelle […] par un opérateur d’effacement, le niveau de soutirage effectif d’électricité sur les réseaux publics de transport ou de distribution d’électricité […], par rapport […] à une consommation estimée ». Il s’agit alors pour le gestionnaire de réseaux de distribution ou le fournisseur d’énergie, d’encourager le consommateur à reporter ou réduire temporairement (volontairement ou par acceptation en réaction à une sollicitation), sa consommation d’électricité.

Force est de constater qu’au-delà de l’utilisation des heures pleines/heures creuses, l’effacement est encore loin d’être une réalité dans les foyers français. Depuis quelques années, les acteurs du système électrique ont pourtant pris la mesure de l’enjeu de mettre en œuvre des dispositifs d’effacement, pour, d’une part, sécuriser l’équilibre entre la production et la consommation d’énergie (notamment lors de pics de consommation) et, d’autre part, réduire les coûts de production.

Dans une telle perspective, les acteurs du système électrique traitent souvent l’effacement d’un point de vue technique et intègrent peu la dimension pédagogique et son appropriation par le consommateur. Cependant, diverses expérimentations (dont Modelec et GreenLys) réalisées à l’échelle du territoire ont démontré l’importance du rôle du consommateur dans cette gestion plus dynamique de l’énergie.

Dès lors, plusieurs questions se posent pour le consommateur : qu’est-ce que l’effacement ? À quoi sert-il ? Quel est mon intérêt ? Est-ce que ma facture va diminuer ? Là est le défi des acteurs de l’effacement : apporter au consommateur des réponses simples afin d’accroître sa propension à s’effacer.

Des freins qui limitent l’acceptation de l’effacement dans les foyers français

Parmi les freins à l’effacement, quatre semblent incontournables pour appréhender l’ensemble de la problématique.

Le premier frein est d’ordre psychologique : il souligne notamment la connotation négative du terme « s’effacer ». Derrière l’effacement, le consommateur éprouve des difficultés à comprendre l’objectif et le principe de fonctionnement, ce qui l’empêche d’agir.

Fruit de cette incompréhension, un second frein d’ordre matériel fait obstacle : celui de la crainte d’un confort diminué, du fait de ne pas pouvoir disposer de ses équipements ménagers, et plus amplement de l’accès à l’électricité, en période d’effacement.
Un autre frein est lié au comportement du consommateur : par exemple, s’il est aujourd’hui facile de souscrire une offre de téléphonie adaptée à l’usage, le constat est moins évident sur le marché de l’électricité. Le consommateur, moins éduqué, a du mal à percevoir les opportunités qu’offre l’effacement sur sa consommation d’électricité et le prix de sa facture.

Enfin, un dernier frein est d’ordre financier : l’absence de modèle économique et d’un cadre législatif pour garantir la valorisation et la répartition des gains potentiels entre les différents acteurs (fournisseur d’énergie, consommateur final et opérateur d’effacement) rend le gain peu perceptible au consommateur. « Ai-je un intérêt à accepter l’effacement pour gagner 20 euros par an ? ». Telle est aujourd’hui la problématique client sur le marché résidentiel.

Le marché français possède un potentiel de développement d’offres et services d’effacement

Le mix énergétique de la France résolument tourné vers l’énergie nucléaire favorise les usages électriques et tend à souligner le potentiel du marché français en matière d’effacement. Avec 8 millions de foyers équipés de chauffages électriques et 23,3 % des consommations dédiées aux réseaux de froid (hors chauffage et eau chaude sanitaire), le réseau électrique français est fortement « thermo-sensible ». Les offres et services d’effacement trouvent alors toute leur utilité dans les périodes de grand froid et plus amplement vers 19 heures lors des pics de consommation journaliers.

Dans une telle perspective, la sensibilisation du consommateur et la mise en œuvre de services innovants adaptés aux modes de consommation sont deux conditions sine qua non pour favoriser les dispositifs d’effacement

La théorie de la motivation de Maslow, plus généralement connue sous le nom de « pyramide de Maslow », est riche d’enseignements pour convaincre le consommateur et lui rendre accessible l’effacement.

Si l’effacement demeure une notion technique pour les consommateurs, il est également confronté à un dilemme, puisqu’il ne répond pas à leur besoin primaire, c’est-à-dire leur confort, alors qu’il est censé répondre à un intérêt d’ordre plus général, celui d’optimiser l’équilibre offre-demande sur le système électrique et de limiter le recours aux énergies fossiles à fortes émissions de CO2 lors des pics de consommation. La question qui se pose pour le consommateur est alors de savoir pourquoi risquer de mettre en péril son confort, au profit d’une cause plus globale dont il n’avait pas à s’occuper jusqu’à présent.

Dès lors, différents niveaux d’intervention des fournisseurs d’électricité peuvent être envisagés à chaque niveau de la pyramide pour répondre aux cinq besoins fondamentaux du consommateur.

Les compteurs communicants ouvrent de nouvelles perspectives pour favoriser l’effacement

Le déploiement des compteurs communicants Linky qui s’achèvera en 2021, offre aux fournisseurs d’énergie et acteurs d’effacement de nouvelles opportunités. D’une part, le passage du contact sec unique (historiquement utilisé pour le pilotage du ballon d’eau chaude sanitaire) à 7 contacts supplémentaires devrait ouvrir des possibilités d’effacement par type d’usage (convecteur électrique, climatiseur, réfrigérateur, etc.). D’autre part, l’accès à des données plus fines de consommation des clients devrait favoriser la mise en œuvre de services pour mieux comprendre la consommation d’énergie, et ainsi proposer des solutions d’effacement pertinentes et adaptées à chaque foyer et mieux percevoir les gains de l’effacement/

Véritable challenge technologique, les offres et services d’effacement permettront au consommateur d’accepter plus facilement une coupure ou le report de sa consommation de quelques minutes, à des pas horaires différents et par équipement. La possibilité de déroger à l’effacement et, plus amplement, de piloter sa consommation en un mouvement de doigt sur son smartphone, seront des facteurs d’acceptation supplémentaires. « Votre chauffage électrique sera effacé à 19h00 pour une durée de 7 minutes, validez cette proposition dans votre application smartphone ». Ce type de message couplé à un dispositif de gaming pour se comparer à d’autres foyers, ou valoriser en points ou en euros les actes d’effacement, sont autant d’innovations possibles pour comprendre et faire accepter l’effacement par le grand public, alors qu’il est aujourd’hui restreint aux « early adopters » à forte appétence en termes de ruptures technologiques.

Cette combinaison entre consommation d’énergie et technologie fera du consommateur une partie prenante essentielle de la transformation du paysage énergétique de demain : décarboné, décentralisé et numérique. Dans cet écosystème connecté, la généralisation de l’effacement et son acceptation par le consommateur seront des facteurs décisifs pour apporter davantage de flexibilité au système électrique.




Cette contribution a été rédigée par EY.




« Et les consommateurs dans tout ça : comment rendre l’effacement attractif pour les utilisateurs ? »

L’effacement résidentiel consiste à réaliser des coupures d’équipements électriques du foyer (essentiellement les convecteurs ou la climatisation et l’eau chaude sanitaire – ECS) avec report de consommation de ces équipements. Ces coupures sont réalisées sur des périodes courtes (quelques minutes, voire une heure) afin de piloter la charge du foyer et de modifier sa courbe de consommation avec un effet report. L’effacement résidentiel contribue, au même titre que l’effacement industriel, à apporter une réponse aux problèmes d’approvisionnement et de sûreté du système électrique, de situations de pointe nécessitant le démarrage de centrales à énergie polluante et, dans une moindre mesure, à favoriser l’efficacité énergétique.

Le consommateur final, acteur de l’effacement diffus

Un moyen simple de réaliser l’effacement est la réponse au signal tarifaire. En France, l’arrêt d’alimentation, par le relais PULSADIS HP/HC, du ballon d’eau chaude pendant les heures pleines est l’exemple le plus évident. Le consommateur final, bien qu’il n’y ait aucune réduction de l’énergie consommée, bénéficie toutefois d’une économie substantielle sur sa facture d’électricité. Avec des outils simples de programmation, il est possible d’actionner d’autres appareils électriques énergivores, afin d’en déplacer la consommation à des périodes tarifaires plus avantageuses. Le consommateur jour un rôle « proactif » puisqu’il décide quels appareils mobiliser en fonction de quelle plage tarifaire. La proposition éventuelle par les fournisseurs de la tarification modulaire, sinon dynamique, dans un contexte d’augmentation continue des tarifs de l’énergie, encouragera l’adoption de ces outils de pilotage par les consommateurs. L’arrivée des compteurs communicants qui apporteront cette fonctionnalité de nouveaux modes de tarification et qui amélioreront la qualité du comptage bénéficiera par conséquent à l’effacement tarifaire.

L’autre moyen de réaliser de l’effacement est d’organiser des opérations planifiées ou en temps réel de coupure des postes de consommation électrique chez les consommateurs participants. Il s’agit d’une gestion active de la demande dans l’objectif de réduire de manière significative l’appel de puissance, plutôt que de mobiliser des moyens de production de pointe ou de recourir à des achats d’énergie sur les marchés à des coûts importants. Ce type d’effacement nécessite toute une chaîne opérationnelle, mobilisant les opérateurs techniques en charge de piloter les foyers, les agrégateurs techniques en charge de proposer les capacités disponibles aux agrégateurs commerciaux qui, à leur tour, valorisent ce portefeuille de flexibilité sur les marchés.


Source : IJENKO – Chaine opérationnelle de l’effacement résidentiel

Dans cette chaîne de valeur, le consommateur final joue un rôle plutôt « réactif », et le défi des opérateurs d’effacement est d’impliquer suffisamment le consommateur pour limiter les désinscriptions aux programmes d’effacement et les dérogations à un effacement en cours.

L’effacement résidentiel en recherche d’un modèle économique

Si l’effacement industriel a connu un essor depuis plusieurs décennies, l’effacement résidentiel, en dehors des mécanismes tarifaires heures pleines/heures creuses (HP/HC), effacement jour de pointe (EJP) et Tempo, est encore en phase de pilotes et de retours d’expérimentations. Ce démarrage en douceur est dû à un facteur de taille : un modèle économique incertain. La chaîne technique de l’effacement résidentiel ne sollicite pas les mêmes acteurs et nécessite un travail conséquent pour fournir une capacité suffisante, mobilisable et fiable pour être proposée aux agrégateurs commerciaux. Les pouvoirs publics ont posé une première brique et montré leur volonté de soutenir l’effacement diffus au travers d’une prime aux opérateurs d’effacement. Bien que cela y contribue, il n’est pas certain que ce soit suffisant pour couvrir les coûts de ces opérateurs et permettre de rémunérer les consommateurs participant à des programmes d’effacement au niveau de leurs attentes.

Pour une usine où les chaînes de production peuvent être opérées par des systèmes de supervision et/ou alimentées par de l’autoproduction (groupes électrogènes en substitution au soutirage sur le réseau), la mobilisation de la capacité peut être effectuée dans des délais courts et avec une garantie raisonnable de volume et de fiabilité. À l’échelle du consommateur individuel, un consommateur fournit une capacité limitée et ne peut pas en garantir la disponibilité à tout moment. Un foyer chauffé grâce à l’électricité, mettant à disposition deux convecteurs pilotables, équivaut à une capacité d’environ 2 à 3 kW. Cela signifie qu’il faut plusieurs milliers de foyers disponibles pour atteindre le seuil des 10 MW nécessaire pour accéder au marché de l’ajustement par exemple. D’autre part, il ne suffit pas de fournir une capacité agrégée, il faut également que son coût soit compétitif puisqu’elle est en concurrence avec les capacités industrielles ou tertiaires. Pour ce qui est de la valorisation de l’énergie effacée (en tant qu’énergie non produite et donc économisée), cette dernière dépend fortement de l’effet report qui peut conduire à un bilan nul (report de 100%).

Alors comment impliquer le citoyen à une échelle collective intéressante tout en s’assurant que cet engagement se poursuive dans la durée ?

Information, contrôle et contrepartie, mots d’ordre pour l’engagement du consommateur

Peu d’impact sur le confort

La première inquiétude d’un usager à qui on annonce la coupure de son convecteur électrique dans la journée est l’impact de cette coupure sur son confort. Il est possible de mesurer cet impact en termes de baisse de température (0,4 °C selon une étude de l’ADEME), mais il est difficile de le quantifier sur le plan de la sensibilité, qui reste une notion subjective. Dans le cadre du projet MODELEC porté par Direct Energie, l’étude qualitative réalisée en fin de projet a montré que les consommateurs ont ressenti peu d’inconfort à la suite des opérations d’effacement, pour des coupures allant de 15 à 60 minutes.


Source : Extrait de l’étude qualitative réalisée par le projet MODELEC

Les moyens technologiques actuels ont évolué et permettent de prendre en compte des données supplémentaires pour rendre l’effacement quasiment inaperçu pour les usagers. En effet, les utilisateurs peuvent saisir des préférences (des périodes pendant lesquelles ils ne souhaitent pas être flexibles, la température minimale sous laquelle ils estiment leur confort dégradé, etc.). Les technologies émergentes de « machine learning » (autoapprentissage par les machines pour améliorer leur propre fonctionnement) et d’intelligence distribuée (en partie dans le foyer, en partie dans les services en ligne) sont en mesure d’intégrer ces critères d’aide à la décision et d’opérer des actions de pilotage plus fin afin de répondre aux attentes des consommateurs et à celles des opérateurs. Un effacement « brutal » broadcasté par signal réseau jusqu’aux contacts secs d’un compteur communicant ne peut offrir cette prise en compte des préférences comportementales, évolutives, de chacun.

Simplicité d’usage et de choix de dérogation

Les utilisateurs cherchent la simplicité. L’accès rapide aux fonctions souhaitées et une saisie limitée d’informations sont autant de critères d’adoption.

Lorsque le consommateur est sélectionné pour participer à un programme d’effacement à venir, il est nécessaire de le lui notifier au travers d’une information complète : date et horaires de l’opération d’effacement à laquelle il va participer, les équipements de son foyer concernés par les coupures, etc.) De plus, cette information doit lui parvenir même en situation de mobilité, via son téléphone mobile ou sa montre connectée en l’occurrence. Si la possibilité lui est donnée de pouvoir se retirer du programme, il faut que ce soit de manière simple et immédiate, en lui évitant de faire plusieurs manipulations ou des confirmations répétitives. De la même manière, il doit avoir un moyen simple de remise en marche de ses équipements durant une opération d’effacement.

Cette marge de liberté de participation et de dérogation mise à disposition de l’utilisateur pourrait ressembler à un risque de fiabilité du système. Les études sociologiques réalisées dans le cadre du projet MODELEC estiment qu’au contraire, le sentiment de ne pas perdre le contrôle de son installation et de son confort implique davantage le consommateur et, par conséquent, augmente son niveau de participation et de délégation de pilotage.

Réseau social de l’énergie

La dimension sociale et collective semble être un levier important d’implication des utilisateurs.

Les données climatiques, les performances des foyers similaires, la contribution individuelle et collective à l’équilibrage du système électrique ou à la maîtrise de la pointe, les conseils de bonnes pratiques, toutes ces informations partagées au travers d’un média social (Facebook, etc.) constituent un ressort d’appropriation de l’effacement, de compréhension des avantages qu’il apporte à la collectivité et à l’amélioration du paysage énergétique. Il s’agit de changer l’image que les citoyens ont de l’énergie afin qu’ils appréhendent mieux leur usage individuel et l’usage à l’échelle collective et qu’ils soient informés des avantages apportés par la modernisation du réseau et l’introduction des nouvelles technologies dans le système électrique. Ce travail pédagogique, à mener par les opérateurs et par les acteurs publics, apportera le bénéfice d’une conscience collective autour des enjeux de l’énergie et de l’émergence des Smart grids. En complément des médias sociaux, cela pourrait passer par des campagnes d’information dans une démarche d’implication des citoyens dans le programme de loi de transition énergétique.

Un service énergétique ou de Smart home plus complet

Les modèles d’affaires de l’effacement diffus mettent en valeur le couplage de l’effacement avec d’autres offres de service pour augmenter les revenus des opérateurs d’effacement.

Cette approche a été adoptée dans d’autres pays par des opérateurs énergéticiens qui proposent à leurs clients une offre de gestion de l’énergie du foyer intégrant un volet effacement, en plus du volet efficacité énergétique, de celui de la gestion de la production locale et de celui du chauffage intelligent, etc.

Il ne s’agit pas uniquement d’une approche économique, mais également d’une approche centrée sur l’utilisateur. La proposition de valeur est plus complète et pertinente pour l’utilisateur final, qui voit dans l’effacement un service parmi d’autres lui permettant une meilleure gestion de l’énergie de son foyer. D’une part, l’offre globale de gestion de l’énergie inclut l’effacement ainsi qu’un service d’efficacité énergétique supplémentaire permettant au consommateur de réaliser des économies sur la facture. Il s’agit là d’une opportunité certaine pour impliquer et satisfaire le client consomm’acteur. D’autre part, ces mécanismes de gestion de la demande voient arriver la production locale, et bientôt, le stockage résidentiel, et par conséquent des opportunités supplémentaires pour créer un service et une expérience utilisateur cohérente et rentable pour toutes les parties prenantes. En effet, il n’est pas simple d’offrir un service unique qui soit porteur d’une valeur et pour le client et pour l’opérateur. Il faut concevoir l’offre en un package de services dont une partie bénéficie plus à l’utilisateur (gestion de l’énergie, économie sur la facture, lien entre l’énergie et les autres objets connectés de la maison …) et l’autre bénéficie plus à l’opérateur (gestion de la demande). Ce package de services doit être cohérent d’un point de vue utilisateur : il voit cela comme une offre de gestion de son énergie, il accède aux données via un portail unique et non pas avec multiplication des applications, il accède à l’information de manière simple, etc.


Source : IJENKO – MODELEC - Interface d’information autour de l’effacement et de la gestion de l’énergie dans le foyer

Rémunération et/ou tarification incitative

Il est incontournable d’aborder la question de la rémunération lorsqu’il s’agit des outils d’implication du consommateur.

Une étude réalisée par un cabinet américain indique que les consommateurs accordent de l’attention à leur usage lorsqu’ils sont en mesure de constater une économie d’au moins 30 % sur leur facture. Cela correspond à quelques mégawattheures et à plusieurs centaines d’euros pour les foyers électro-intensifs. Cette part de la facture énergétique est conséquente quand elle est comparée à la prime d’effacement accordée aux opérateurs pour les effacements diffus qui est de 16 euros par mégawattheure. Il faudra trouver des formules plus incitatives, qui combinent apport de valeur de service et baisse de la facture. L’exemple du partenariat entre PG&E et BMW aux États-Unis est représentatif : les clients de BMW reçoivent une compensation financière en acceptant que la charge de leurs véhicules électriques soit effacée par PG&E pendant les périodes de pointe.

Conclusion

Au vu du succès que connait l’effacement résidentiel outre-Atlantique, il est difficile d’imaginer que l’Europe, et plus particulièrement la France, ne suivent pas le mouvement. Les conditions économiques (prix de l’énergie, coût d’amortissement des centrales, augmentation continue de la pointe, technologie plus performante et moins coûteuse, digitalisation de l’énergie) se rejoindront irrémédiablement pour permettre de créer un modèle économique viable et durable. L’engagement du consommateur ne pourra être qu’une conséquence naturelle à la mise en œuvre de services à valeur ajoutée lui permettant d’être récompensé pour ses efforts avec une rémunération directe ou une économie substantielle sur sa facture.

IJENKO développe et commercialise une Plateforme ouverte de services qui relie l’Internet de l’Energie et l’Internet des Objets dans la maison connectée. La Plateforme IoE2 d’IJENKO permet aux Fournisseurs d’énergie, aux Opérateurs Telecom, aux Marques grand public de proposer, sous leurs marques, de nouvelles expériences clients augmentées et de construire de la valeur de service en s’appuyant sur de multiples écosystèmes de l’Internet des objets.

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.




Tour d’horizon international : cas concrets de mécanismes de demand response mis en oeuvre

La tarification à durée d’utilisation en Israël

Israël a décidé de mettre en œuvre la méthode de tarification à durée d’utilisation qui consiste à déployer le comptage communicant pour les clients finaux ayant une consommation supérieure à un certain palier critique. Cette méthode permet l’ajustement d’une part significative de la demande, car les clients concernés, le plus souvent des professionnels, concentrent une part importante des consommations globales.

En Israël, le palier est fixé à 40 MWh de consommation : ainsi, 4 % des points de livraison (100 000 sur 2,5 millions) concentrent 60 % de la consommation d’électricité totale du pays. La rentabilité du comptage communicant et du recours au tarif à durée d’utilisation est donc très intéressante pour le haut de portefeuille, puisque les coûts d’investissement par mégawatt ajusté sont moindres.

Cependant on observe deux freins majeurs dans la mise en œuvre généralisée de ce mode de tarification :
  • la rentabilité de cette méthode est diluée par l’investissement de départ très important pour équiper les millions de foyers bas de portefeuilles : en effet, le compteur communicant n’est pas indispensable à tous les tarifs avec durée d’utilisation, mais il l’est pour la vérification des effets du demand response
  • la tarification à durée d’utilisation peut être rendue complexe pour les opérateurs du fait d’une hausse constatée de réclamations sur les factures

L’approche du demand response en Afrique du Sud

Le programme IDM (Integrated Demand Management) mis en œuvre entre 2004 et 2013 en Afrique du Sud a pour objectif d’inciter aux économies d’énergie pour réduire la pression sur les moyens de production d’électricité. Il s’agit principalement d’un programme d’efficacité énergétique, mais il comporte également un important volet de demand response appelé à croître.

Entre 2004 et 2013, le programme IDM, au global, a permis d’économiser 3,6 GW (cumulés), soit l’équivalent de la production d’une centrale électrique de taille moyenne ou bien de la consommation annuelle de la métropole de Tswhane qui englobe Pretoria, la capitale du pays. Pour l’année 2012, les économies réalisées ont été de 347 MW, dont 58 MW (17 %) du fait du volet de demand response, appelé Demand Market Participation (DMP).

Détail des économies réalisées par le programme IDM en 2012, par type d’action.
Source : Eskom.

Le demand response est ainsi le 2ème moyen, en volume d’économies réalisées, mis à contribution dans le programme IDM pour permettre la diminution des consommations d’électricité.

Depuis sa mise en œuvre en 2004, le demand response restait concentré sur les gros consommateurs (industriels et tertiaires). En 2012, le programme de demand reponse a pris un double tournant :

  • l’intensification, avec le lancement d’un DMP d’ « urgence » (proposition d’augmentation des capacités de flexibilité des contributeurs existants, gonflement des incitations),
  • la diversification avec l’instauration d’un demand response diffus auprès de plus petits acteurs :
  • Le Demand Response Aggregation Pilot Programme (DRAPP) cible 500 MW d’économies d’énergie supplémentaires. Dans le cadre de ce programme, Eskom contracte des volumes de demand response avec un grand nombre de petits consommateurs par l’intermédiaire d’agents ou d’agrégateurs, pour réduire leurs consommations sur sollicitation.

    Ainsi, Eskom met à contribution le potentiel de demand response existant au sein des petites industries et du secteur tertiaire : Eskom estime le potentiel total de demand response de ce marché plus diffus à 2500 MW environ.

    Tour d’horizon des initiatives en la matière aux Etats-Unis

    Les Etats-Unis peuvent être considérés comme un des leaders en matière de demand response, de par la maturité des technologies mises en œuvre et les résultats atteints. Ils sont les principaux détenteurs de capacités de demand response à l’heure actuelle.

    OG&E (Oklahoma, USA)

    Lorsque le régulateur a imposé à OG&E (acteur verticalement intégré) de ne plus ajouter de capacités de production au charbon avant 2020, s’est posée la question de la satisfaction de la demande croissante. En réponse, OG&E a lancé la tarification variable de pointe, un programme tarifaire qui capitalise sur les technologies de comptage communicant pour proposer une tarification en temps réel aux consommateurs, (particuliers et professionnels) avec l’objectif de déplacer la charge en dehors des pics de consommation. Les résultats sont significatifs : OG&E réalise de 11 % à 33 % de réduction moyenne de la consommation en pointe. La charge totale contrôlable devrait dépasser les 175 GW d’ici à 2016 et a permis à OG&E de reporter à 2020 la construction de deux centrales pour subvenir à la pointe.

    Consolidated Edison (à New York, aux États-Unis)

    En tant que gestionnaire du réseau de distribution de la ville de New York, Consolidated Edison a pour objectif de garder les lumières allumées dans la plus grande ville des États-Unis. Après la coupure d’électricité à Long Island City qui a laissé 175 000 personnes sans courant, un mécanisme a été étudié qui donnerait un meilleur contrôle aux opérateurs. Le programme « Cool NY » a été mis en œuvre. Celui-ci repose sur le contrôle de la charge de près de 6 millions de climatisations en fenêtre de New York. Avec la solution de ThinkEco et en partenariat avec des revendeurs d’appareils ménagers tels que Best Buy, Consolidated Edison propose une solution pour le réseau de distribution et à bas coût pour les consommateurs.

    FPL (Floride, USA)

    Filiale de la centrale électrique NextEra, FPL est un bon témoin de la façon dont le demand response peut être mis en œuvre. Parmi les plus anciens programmes du pays, le programme de recyclage de l’air OnCall de FPL a fonctionné dans l’un des environnements les plus chauds et les plus humides des États-Unis. Ce programme simple, qui repose sur une technologie de réception d’appel, recycle l’air intérieur des foyers des participants en fonction de signaux envoyés par le réseau. Avec plus de 830 000 foyers, 22 000 entreprises et plus de 1,9 GW de charge réseau contrôlable, le programme de demand response a remis à plus tard la construction de deux centrales thermiques conventionnelles.



    Cet article a été rédigé par EY.




Tour d’horizon international : les facteurs clés de succès et les perspectives du demand response

Facteurs clés de succès du demand response

Le demand response rencontre un intérêt croissant dans le monde entier. S’il y a une myriade de raisons à cette croissance, les premiers cas d’étude révèlent un noyau dur de caractéristiques nécessaires pour couronner les programmes de succès :

  1. encourager la collaboration entre le régulateur, les gestionnaires de réseaux et les acteurs du marché pour développer une structure de marché et des mécanismes incitatifs propres à stimuler l’intégration du demand response ;
  2. garantir l’existence d’une analyse de rentabilité qui porte sur la valeur dégagée par le demand response ;
  3. cibler les segments de clients qui offrent le volume, la rapidité et la fiabilité de la demande requise par l’analyse de rentabilité ;
  4. élaborer des propositions de valeur pour ces segments de clients spécifiques et les faire connaître au travers des médias déjà connus d’eux ;
  5. investir dans des outils et des mécanismes permettant de mesurer et vérifier la réduction de charge « réseau » d’une façon rapide et fiable afin de soutenir les opérations de réseau et les procédures de règlement ;
  6. prévoir un mécanisme de retour d’information pour connaître le ressenti du client et améliorer le programme. 

Perspectives

Une grande tendance : l’arrivée des nouveaux acteurs de l’IT

Des nouveaux acteurs, comme les géants des technologies, pourraient émerger dans le domaine de la maîtrise de l’énergie et y jouer un rôle plus important. Le rachat de Nest, fournisseur de thermostats connectés, par Google pour 3,4 milliards de dollars a été en ce sens un signal fort.
Cependant, les ambitions de Google pourraient aller au-delà de l’efficacité énergétique. Les millions de thermostats Nest installés à ce jour pourraient représenter des gigawatts de charge contrôlable, soit des millions de dollars par an selon les prix moyens actuels de l’électricité. Cette valeur potentielle monte en flèche lors des pics de charge. Il faut s’attendre à ce que d’autres entreprises s’intéressent dans un avenir proche à ce marché.

Essor des transactions en temps réel

Le plein potentiel du demand reponse serait véritablement atteint si la charge pouvait être négociée puis répartie de manière quasiment instantanée sur l’échelle du territoire. Ceci offrirait une ressource efficace pour relever le défis de la variabilité des sources de production (comme le solaire), une ressource qui pourrait être encore plus vite mobilisée que les ressources synchrones.

Ceci deviendra de plus en plus une réalité à mesure que le marché du demand response se développera et que les protocoles de mesure et de vérification deviendront plus rapides et plus fiables. Des algorithmes sophistiqués permettront de réaliser des arbitrages en fonction des indicateurs de marché et proposer des événements temps réels de demand response de manière très précise. Les consommateurs seront les premiers bénéficiaires de ces progrès : plutôt que de s’appuyer sur des incitations statiques, ils auront accès à des incitations liées à l’urgence de la situation. Imaginons le propriétaire d’une maison recevant un signal sur son téléphone offrant 10 euros pour réduire sa climatisation pendant une heure s’il clique sur le bouton « accepter ». Si le volume consenti par les propriétaires est trop faible, la somme montera alors à 15 euros. Cela mènera à une enchère dynamique des services de la maîtrise de l’énergie qui repose sur une ludification suscitant l’intérêt des clients et captant véritablement la valeur du demand response.

Meilleure automatisation et optimisation des consommations résidentielles

Les énergies solaires et le stockage en batterie pourront changer la donne demain. Les start-ups (comme par exemple Sunverge aux États-Unis) développent des offres consolidant tous ces éléments en une ressource d’offre/demande. Lorsque les contributions disparates d’un millier de foyers seront agrégées, cela deviendra une ressource efficace et localisée pour répondre à une congestion du réseau, à un besoin de régulation de la tension ou à une panne sur une installation critique.

Des horizons nouveaux pour les acteurs du secteur

La complexification des mécanismes de demand response va de pair avec le foisonnement d’opportunités qu’il offre aux consommateurs. Afin de tirer le maximum de bénéfices proposés par la tarification, les différentes technologies proposées, la variation des prix sur les marchés de gros ainsi que la possibilité de devenir producteur d’énergie décentralisée, les consommateurs finaux devront étudier les possibilités d’investissement à l’aide de conseillers spécifiques.



Cet article a été rédigé par EY.




Forum et interviews

La Commission de régulation de l’énergie a organisé son vingtième forum le 2 juin 2015 sur le thème « La flexibilité de la demande, nouvel atout pour l’équilibre du système électrique ».

Olivier Baud, Président Fondateur d’Energy Pool, Yves Bertone, chargé de mission Smart grids chez Veolia Environnement, Louis Duperry, Directeur Développements stratégiques de Direct Energie et Guillaume Lehec, Directeur du Département Agrégation de Flexibilité au sein Ecometering – Smart Energy Solutions, filiale d’ENGIE sont intervenus lors du forum pour présenter les retours d’expérience de quatre démonstrateurs qui expérimentent depuis plusieurs années la flexibilité de la demande afin de déterminer les leviers à disposition des acteurs pour maintenir l’équilibre du système électrique.


Point de vue d’Olivier Baud
Président Fondateur

Point de vue d'Yves Bertone
Chargé de mission Smart grids

Point de vue de Louis Duperry
Directeur Développements stratégiques

Point de vue de Guillaume Lehec
Directeur du Département Agrégation de Flexibilité au sein Ecometering – Smart Energy Solutions, filiale d’ENGIE


Vous découvrirez également les interviews suivantes :

Interview de Nicolas Charton
Associé

Interview de Cédric Ringenbach
Directeur

Interview de Maxime Dauby
Directeur général

Interview de Natacha Hakwik
Fondatrice et présidente




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.




Point de vue d’Yves Bertone (VEOLIA) :

Réflexe avait pour objectif de déterminer comment, en tant que consommateur d’électricité ou gestionnaire de parcs de consommateurs, il est possible d’interagir avec le besoin de flexibilité du système et le marché de l’électricité. Pour cela, un consortium a été constitué autour de Veolia (exploitant et agrégateur) avec Alstom Grid (développement de la plate-forme), Sagemcom (systèmes de communication), le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (recherche sur le photovoltaïque et les batteries) et l’école Supélec.

Les deux objectifs du projet étaient :

  • la valorisation de la flexibilité et l’étude des mécanismes pour optimiser cette ressource ;
  • la détermination des modèles économiques de la flexibilité.


Source : Veolia

Les installations de consommation étaient composées d’un parc de bâtiments tertiaires (des hôtels, des bureaux, une école, des établissements publics) et de quelques industries (pharmaceutique, traitement des eaux usées, traitement des déchets et Réseau d’eau potable) situés principalement à Nice, soit 20 sites pour une puissance raccordée de 19 MW. L’objectif était d’avoir un volume de flexibilité de 1 à 6 MW.


Source : Veolia

L’objectif premier pour tout consommateur est de comprendre comment fonctionnent le système et le marché de l’électricité. Il existe beaucoup d’acteurs (gestionnaires de réseaux de transport et de distribution, fournisseurs, producteurs, agrégateurs de flexibilité, responsables d’équilibre) et de mécanismes différents. Veolia se donne comme mission d’être un facilitateur pour les clients dans ce fonctionnement complexe.

Dans le cadre du projet, Veolia a travaillé sur le développement d’un service de gestion active de la demande du client, fondée sur une expertise régionale centralisée, permettant à la fois une agrégation technique et une proximité avec les clients.


Source : Veolia

Le projet s’est également donné comme objectif de démontrer, de manière quantitative, en quoi la production photovoltaïque était une alliée à la flexibilité. Le graphe de gauche ci-dessous compare la puissance consommée en février en PACA, avec et sans recours à la production photovoltaïque (pourtant faible en cette période) : il démontre que, dès lors que les panneaux photovoltaïques produisent en journée une puissance qui est consommée, celle-ci reste sous un seuil de 28 MW pendant 90 % de la journée, au lieu de 70 % sans le photovoltaïque (seules les deux pointes entourées restent au-dessus de cette barre).

L’installation de centrales photovoltaïques permettrait donc d’accompagner la contractualisation d’une limitation de puissance de consommation (au profit du consommateur), tout en garantissant un niveau de confort d’utilisation équivalent : dans cet exemple, il serait uniquement nécessaire de reporter une faible partie de la puissance consommée pendant seulement deux heures de la journée.



Source : Veolia et Supelec

Le projet a permis d’enrichir les services et les produits de chaque partenaire de fonctionnalités nouvelles et pertinentes pour le développement du marché des Smart grids :

  • l’audit de flexibilité des sites tertiaires et industriels existants pour valoriser les 20 à 30 % de puissance totale du parc ciblé, accessible à la flexibilité ;
  • l’acceptabilité de la flexibilité par les clients et les employés : connaissance des besoins et des mots qui rassurent et respectent les attentes des personnes impliquées dans ce projet collectif, tant pour l’entreprise que pour le territoire ;
  • l’intégration de la production photovoltaïque dans les Smart grids avec une meilleure prévision des fluctuations de production ;
  • l’intégration de la batterie, sa conception, son exploitation et les algorithmes pour une valorisation en site propre et en sites agrégés ;
  • les équipements de communication : pour un déploiement simple et peu intrusif sur les sites à partir de produits existant de grande série adaptés à la flexibilité, configurés pour une communication proche du temps réel ;
  • la plateforme d’agrégation avec de nouvelles fonctionnalités : communication proche du temps réel, intégration des batteries intelligentes pour leur valorisation optimale et optimisation des offres de flexibilité proposées sur les marchés ;
  • la valorisation économique de la flexibilité : par la combinaison des opportunités économiques (efficacité énergétique, sécurisation d’alimentation, optimisation des immobilisations, réduction tarifaire, valorisation marché de capacité, etc.) ;
  • la méthode de calcul de la flexibilité : complexe, difficile compréhension pour les clients (NEBEF perte de 25 %). 
Yves Bertone
2 juin 2015






Yves Bertone est chargé de mission Smart Grid et Coordinateur du projet Réflexe chez Veolia.




Point de vue de Louis Duperry (Direct Energie) :

L’objectif du projet MODELEC était de définir précisément la notion d’effacement diffus (effacement de différents usages de l’électricité dans le résidentiel), dans la mesure où le résidentiel représente une ressource de flexibilité importante pour le système électrique. En effet, sur les 27 millions de résidences principales, 8 millions d’entre elles (soit plus d’un tiers) sont chauffées à l’électricité et 12 millions de foyers (35 à 40 %) disposent de ballons d’eau chaude sanitaire (ECS). À cela, il faut ajouter les chauffages électriques d’appoint.

La consommation d’électricité résidentielle française est très sensible à la température : 1 °C de moins en hiver représente 10 à 15 % de consommation d’électricité en plus. Les vagues de froid intervenant brusquement, cela crée de fortes contraintes sur le système électrique.

Pour y répondre, Direct Energie a mis en œuvre le projet MODELEC, projet accompagné par l’ADEME dans le cadre des Investissements d’avenir. Dans le cadre du projet, 500 clients résidentiels ont été équipés d’un dispositif technique et bénéficient d’un accompagnement client poussé multi-supports.

Dans le cadre du projet, 65 000 ordres d’effacement ont envoyés durant les hivers 2013 et 2014. 95 % des clients ont accepté les effacements. Le taux de dérogation s’élève seulement à 5 % et dépend de la durée, de l’heure ou du programme testé.

En complément de l’effacement, le dispositif déployé dans les foyers permet au consommateur d’être associé à la maîtrise de la demande et donc de programmer ses usages (dont le chauffage électrique et l’eau chaude sanitaire) à partir d’une interface. 60 % des clients ont exploité cette possibilité.

Ce dispositif technique a été déployé dans l’ensemble de la France. Il fonctionne sans le système de comptage évolué Linky et évoluera donc un peu avec l’arrivée du compteur communicant d’ERDF. Les ordres d’effacement sont actuellement envoyés à partir d’une plate-forme centrale connectée à l’ADSL, ou Box Modelec. Aujourd’hui, un système de mesure avec un pas de temps fin est associé au compteur, système de mesure très important dans le cadre du dispositif NEBEF pour déterminer le volume d’énergie effacé et le valoriser. Quand le compteur Linky sera déployé, les ordres seront disponibles grâce au contact sec virtuel du compteur et l’instrument de mesure ne sera plus utile.

Certaines voies du tableau électrique sont asservies en ajoutant un module, piloté par les ordres venant de la box Modelec. Le dispositif comprend également différents objets satellites (capteur de température et d’hygrométrie, prises qui peuvent piloter un usage spécifique, typiquement un chauffage d’appoint).

Le consommateur a acces sur Internet à ses informations de consommation et à son dispositif de pilotage. Le consommateur a d’abord et avant tout la possibilité de connaître sa consommation en temps réel. En sus, il a également la possibilité de piloter ses différents usages en fonction de ses habitudes de vie. Les ordres sont transmis, d’une part, à l’opérateur d’effacement et, d’autre part, au consommateur. Quand un ordre est envoyé par l’opérateur d’effacement, le client est prévenu et il a la possibilité de déroger. C’est-à-dire que la réponse à l’ordre envoyée par le consommateur est prioritaire sur celle envoyée par l’opérateur d’effacement.


Source : Direct Energie

Pour l’analyse du potentiel d’effacement, la compréhension du fonctionnement et la valorisation de ces flexibilités, plusieurs acteurs se sont associés dans le projet. Il s’agit d’une approche pluridisciplinaire :

  • Direct Energie : plan de tests pour analyser la puissance effaçable en fonction de différents scénarios, pour mesurer le taux de dérogation et définir les éléments de business plan ;
  • Centre d’étude sur l’actuel et le quotidien (CEAQ – laboratoire de sociologie de la Sorbonne) : analyse des leviers d’acceptation de l’effacement et réalisation d’un suivi quantitatif et d’entretiens qualitatifs post effacement ;
  • École des Mines ParisTech : approche théorique de l’effacement et du report en comparant avec les cas concrets réels.

Plan de tests

Direct Energie a fait un plan de tests massifs sur deux hivers :

  • l’hiver 2013-2014 avait pour objectif de tester l’acceptation des clients, la chaîne technique, la chaîne SI, etc., parce que ce sont des métiers nouveaux ;
  • durant l’hiver 2014-2015, l’objectif était d’avoir assez de points de mesure et d’analyse pour définir des profils d’effacement, parce que si, aujourd’hui, il existe des profils énergétiques en fonction d’usages standards, il n’existe pas de profil d’effacement. Les acteurs du marché ne sont pas capables d’estimer le potentiel d’effacement de chaque client et de déterminer les modèles d’affaires qui peuvent en découler. Différentes heures de début d’effacement et différentes durées ont été testées.

Sur le deuxième graphique, la courbe verte illustre la courbe théorique de consommation (c’est-à-dire sans effacement), en violet la courbe mesurée et en histogramme rouge, le pourcentage de report. L’objectif est d’estimer, de manière fine, les potentiels d’effacement en fonction de certaines caractéristiques pour alimenter les réflexions sur les évolutions réglementaires en matière de potentiel de flexibilité et de valorisation de la flexibilité (prime ou appels d’offres).


Source : Direct Energie

Approche sociologique

Quelques verbatims issus de l’étude sociologique illustrent bien les différents points essentiels du point de vue des clients :

  • sur ce qui motive l’acceptation du dispositif : « Meilleure gestion de l’énergie au niveau global. On entend toujours dire qu’il y a des pics de conso durant le soir et il faut arriver à canaliser l’énergie et la repartitionner de manière plus juste » ;
  • sur le besoin de confort : « Diminuer mon confort ça ne m’intéresse pas, je veux au contraire augmenter ce confort là. Si je peux diminuer à un moment pour augmenter à d’autres, ça m’intéresse » ;
  • sur les usages de maîtrise de la demande en énergie associés au dispositif : « Ce qui me plait c’est d’enfin pouvoir gérer le superflu de conso inutile et réduire mes factures intelligemment »

Approche théorique

L’objectif est de formaliser des définitions et notamment le fait que l’effacement (le creux de consommation) a deux impacts dans le résidentiel :

  • le report : l’effacement est un déplacement de consommation. Si on cherche à valoriser l’effacement comme une économie d’énergie, d’une part, ce n’est pas totalement vrai s’il y a 100 % de report et, d’autre part, il faut racheter de l’énergie après l’effacement. La valorisation « énergie » de l’effacement correspond seulement une différence de prix de l’électricité en fonction des périodes de la journée. La valeur de l’effacement réside dans la capacité ;
  • le rebond : l’effacement a pour premier effet de couper tous les usages d’un coup et comme effet colatéral de remettre tous les usages en fonctionnement au même moment. Cette resynchronisation de tous les équipements du foyer a un impact en termes de puissance.


Source : Direct Energie

Louis Duperry
2 juin 2015






Louis Duperry est Directeur Développements stratégiques de Direct Energie.




Point de vue de Guillaume Lehec (Engie) :

Le projet GreenLys est qualifié par l’ADEME de premier démonstrateur urbain qui couvre l’ensemble de la chaîne de valeur de l’électricité dans la mesure où c’est un projet qui implique à la fois des gestionnaires de réseaux de distribution (ERDF et GEG) et de transport (RTE), un fournisseur d’énergie (Engie), un fournisseur d’énergie qui est également un gestionnaire de réseaux de distribution (Gaz Électricité de Grenoble), des universitaires (Grenoble INP), des équipementiers (notamment Schneider Electric) et d’autres acteurs comme le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) et l’association Rhône Alpes Énergie Environnement.

Le projet GreenLys vise à étudier différentes problématiques dont certaines concernant l’agrégation de flexibilité :

  • quelles sont les conditions d’acceptation des offres d’agrégation de flexibilité par les clients ?
  • quelle est la valeur créée pour le système électrique et comment la maximiser ?
  • quels sont les mécanismes réglementaires qu’il serait nécessaire de mettre en place pour que ce marché émerge, notamment sur les marchés résidentiels et tertiaires, ainsi que chez les petits industriels qui ont des processus flexibiles/modulables (à la différence de ceux qui ont des processus uniquement interruptibles) ?


Source : GreenLys

Cette expérimentation s’articule autour d’une offre destinée aux clients testeurs intégrant une dimension efficacité énergétique, effacement et confort. Elle comporte :

  • une interface de suivi de consommation et de programmation d’alertes en cas de surconsommation ;
  • un système de programmation du chauffage ;
  • une composante d’effacements de consommation automatiques et sans préavis avec pour le client la possibilité d’interrompre les effacements en cours. Les effacements ont été testés sur des durées allant de 15 minutes à 1 heure.
  • Pour des raisons réglementaires, la facturation du client a été assurée sur la base du comptage classique du gestionnaire de réseaux de distribution, avec la relève de 2 index. Les offres tarifaires innovantes à plus de 2 index étaient donc testées via des simulations de facture. GreenLys a par ailleurs testé de nouvelles façons d’inciter les membres de la communeauté de clients testeurs à réduire leur consommation grâce à des « challenge conso ».

    Résultats sur les effacements réalisés

    Les résultats obtenus sont les suivants :

    • l’impact sur le confort des clients résidentiels est faible quand on réalise des effacements d’une heure (baisse de 0,6 °C par rapport à la température de consigne) ou de 15 minutes (baisse de moins de 0,1 °C) ;
    • pour un effacement d’une heure, le taux de dérogation est d’à peu près 5 % et pour des effacements de 15 minutes, il est de 2 %. La moindre sensibilité aux effacements de 15 minutes répétés permet, en les agrégeant de bloc en bloc, de réaliser un macroeffacement sur tout un quartier ou une région d’une longue durée. Ce macroeffacement est de fait imperceptible par le client et il créé une vraie valeur lors des jours de fortes consommations où le pic d’appel de puissance dure plusieurs heures de suite ;
    • le report et le rebond non maitrisés ne sont pas nuls :
      • le report observé est compris entre 30 et 60 % selon l’heure à laquelle l’effacement est réalisé et selon la température de consigne programmée ;
      • le rebond est également compris entre 50 et 80 % en fonction de l’heure et des conditions de sa réalisation.
    • Les reports et rebonds sont maitrisables par l’opérateur d’effacement. A ce titre, prendre en compte un report ou un rebond normatif, qui est certes facile à gérer par RTE, poserait la difficulté de ne pas refléter la réalité et surtout de ne pas inciter les opérateurs d’effacement à piloter ce report afin d’en minimiser le coût pour le système électrique.

    Si les rebonds ne sont pas contrôlés, ils peuvent avoir des impacts négatifs :

    • au niveau national : impact sur le déséquilibre du réseau et accentuation de la pointe les jours de contrainte ;
    • au niveau local : surcharge des réseaux et perturbation du plan de tension ;
    • au niveau du client : dépassement de la puissance souscrite et disjonction lors de la remise en route de tous les convecteurs de l’installation du client.

    L’opérateur d’effacement est capable de contrôler ces effets mais cela représente des coûts pour lui. Un cadre économique et/ou réglementaire est donc nécessaire pour inciter ces opérateurs à minimiser leur impact sur le système électrique.

    Contrôle du réalisé

    Le projet GreenLys a travaillé sur le contrôle du réalisé : En effet, l’énergie effacée n’est pas mesurable ; on peut en revanche l’estimer à partir de la courbe de charge du client. Les méthodes existantes ne sont pas adaptées aux clients résidentiels et tertiaires dont les capacités d’effacement et la courbe de charge sont très variables. Elles ne permettent pas en effet d’estimer correctement le report de consommation (ce qui est nécessaire pour le maitriser) ou d’évaluer le volume effacé de façon fiable. GreenLys a donc cherché à élaborer de nouvelles méthodes dont les caractéristiques sont la transparence (méthode claire partagée par l’ensemble des acteurs) et l’adaptabilité à toutes les stratégies de modulation des courbes de charge (notamment l’opérateur d’effacement ne doit pas pouvoir modifier le résultat de ce calcul par le pilotage de la courbe de charge de son client).

    2 méthodes répondant à ces caractéristiques ont été testées :

    • La première méthode, élaborée par ENGIE, consiste à déterminer la consommation théorique des clients effacés à partir de leur historique de consommation hors période d’effacement. Les premiers résultats sont prometteurs puisqu’on obtient une MAPE (l’erreur absolue moyenne en pourcentage, en anglais Mean Absolute Percentage Error) de 6 % ;
    • La seconde méthode, élaborée par ERDF, consiste à déterminer la consommation théorique du groupe de clients effacés à partir d’un groupe de clients appartenant à un panel dont le comportement est réputé comparable à celui des clients du groupe effacé. L’objectif est d’avoir une MAPE à 5 %. Les premiers résultats seront disponibles en septembre 2015.


    Source : GreenLys

    Valeur créée par les effacements

    Au sein de GreenLys, les effacements ont été appréhendés comme un élément d’une démarche globale d’efficacité énergétique. La première valeur pour le client reste en effet de l’aider à consommer moins et à consommer mieux (pendant les heures les moins chères et en réduisant la puissance souscrite).

    La valeur des effacements est très sensible au contexte réglementaire et aux conditions de marché (notamment marché de capacité).

    À court terme, la valeur réside dans les services système pour RTE et dans les dispositifs rémunérant la capacité. Le mécanisme de profilage ne permet pas une valorisation efficace sur le marché spot.

    À moyen terme :

    • la valeur issue des services système devrait baisser, parce que la profondeur de ces marchés est limitée et inférieure au marché potentiel de l’effacement ;
    • la valeur devrait provenir du marché de capacité et d’une optimisation dynamique des courbes de charge des clients sur les marchés spot day ahead et intraday, notamment en lien avec les productions renouvelables intermittentes. Cela implique de cibler les capacités d’effacement dont le coût d’activation est faible (voire nul) et dont les impacts pour les clients sont limités. A ce titre, les usages thermiques du bâtiment sont une excellente cible pour l’avenir ;
    • la valeur apportée aux gestionnaires de réseau de distribution reste à évaluer (renforcements de réseaux évités, notamment).

    Le projet GreenLys a réalisé une évaluation de modèles d’affaires impliquant différents bouquets d’offres : effacements seuls ou associés à la fourniture d’énergie ou à des services d’efficacité énergétique. Les premières tendances concernant les modèles d’affaires de l’agrégateur indiquent que le modèle d’affaires de la valorisation des effacements seuls est aujourd’hui peu viable en raison d’investissements (matériel, installation) importants en comparaison des gains annuels et de la faible faible appétence des clients.

    Elles confirment l’intérêt d’une valorisation des effacements comme un élément d’une démarche d’efficacité énergétique globale : consommer moins, consommer mieux et valoriser la flexibilité dynamique des clients. La solution technique doit répondre à l’ensemble des enjeux d’efficacité énergétique et de confort. Des résultats sur le sujet seront disponibles en juin 2016.

    Interactions GRD/Agrégateur

    La flexibilité de la demande aura sans doute des impacts sur la gestion des réseaux publics de distribution d’électricité. Une coordination entre l’agrégateur et le GRD permettrait de les éviter. GreenLys va étudier la forme que pourrait prendre cette coordination. Pour cela, des tests d’échanges d’informations en J-1 et en infrajournalier vont être menés entre l’agrégateur et le gestionnaire de réseaux de distribution. L’objectif est que le dispositif mis en place soit d’une complexité cohérente avec les enjeux techniques et financiers associés et que le dispositif développé permette de valoriser la flexibilité sur toutes les poches de valeur de RTE, notamment celles où il faut activer la flexibilité en moins de 13 minutes (réserve tertiaire rapide), voire en quelques secondes (réserve primaire).


    Source : GreenLys

    Guillaume Lehec
    2 juin 2015






    Guillaume Lehec est Directeur du Département Agrégation de Flexibilité au sein de Ecometering – Smart Energy Solutions, filiale d’ENGIE.




Interview de Nicolas Charton (E-Cube) :

Pouvez-vous nous présenter les différents types d’effacement qui permettent d’accroître la flexibilité du système électrique ?

La flexibilité de la demande s’est historiquement concentrée sur l’effacement, c'est-à-dire la réduction de consommation. Avec le développement des énergies renouvelables, la stimulation de consommation pourrait aussi être amenée à se développer afin d’absorber les pics de production.

On peut distinguer trois grands types de flexibilité de la demande :

  • l’effacement s’appuyant sur un moyen d’autoproduction, généralement un groupe électrogène. Vu du réseau, cette activation est l’équivalent d’une baisse de consommation, même s’il ne s’agit pas de flexibilité sur la demande en tant que telle. Ce type d’effacement est très développé et représente plus de la moitié du gisement Effacement jour de pointe (EJP) en France, notamment parce qu’il s’appuie sur des groupes de production déjà existants (générateurs de secours ou cogénération) ;
  • l’effacement « diffus », s’appuie généralement sur l’inertie (ex : thermique pour les bâtiments résidentiels et tertiaires) ou sur des micro-stockages (ex : réseau de distribution d’eau). Ce type d’effacement passe par une agrégation massive (plusieurs centaines ou milliers de sites), un foisonnement et donc une automatisation des activations. Il est porté par des sociétés qui s’appuient sur des technologies « Internet des objets » comme Voltalis dans le résidentiel ou encore Actility Energy pour les usines de traitement d’eau ;
  • l’effacement « industriel », utilise la flexibilité des processus industriels, soit par la constitution de stocks intermédiaires (broyeurs de fibre de bois dans l’industrie du papier, broyeur à granulat dans l’industrie du ciment), soit par l’arrêt pur et simple du processus. (chimie du chlore, production d’aluminium). Un des pionniers de ce type d’effacement a été Energy Pool en France.

Principales sources d’effacement et rationnel économique lié

Chacun de ces effacements présente des spécificités (localisation, valeur de puissance ou énergie, temps de réaction, structure de coût, etc.) qui le rend plus ou moins adapté aux différents services dont le système électrique a besoin.

Quels sont les avantages que procure l’effacement pour la collectivité ?

Vu de la collectivité, l’effacement est avant tout un outil permettant d’optimiser le système électrique. Tout d’abord, l’effacement permet d’optimiser les investissements dans le parc de production et son coût de fonctionnement (combustible, maintenance). On peut à ce titre distinguer trois grandes valeurs possibles :

  • la valeur de capacité. Au même titre que les capacités de production d’électricité, les effacements constituent un moyen de gestion de l’équilibre offre-demande et participent de ce fait à la sécurité d’approvisionnement du système électrique, notamment pendant les périodes de pointe en France ;
  • la valeur « énergie ». La flexibilité de la demande permet, en supprimant ou en déplaçant une consommation, d’optimiser les appels aux moyens de production et donc, au global, les coûts de combustible pour la collectivité. Cette optimisation peut se traduire par une hausse de la consommation lorsque le coût marginal de production est faible (par exemple, forte production éolienne), ou une baisse lorsque le coût marginal est élevé (par exemple, utilisation d’une turbine à combustion) ;
  • la valeur en services système. Les effacements peuvent être utilisés pour leur capacité à compenser rapidement des aléas techniques ou des erreurs de prévisions de l’équilibre offre/demande sur le système électrique.

Toujours au sein du système électrique, l’effacement peut aussi procurer des avantages par rapport aux réseaux publics de transport et de distribution d’électricité :

  • une réduction des pertes. Au même titre que l’utilisation de productions proche de la consommation (par exemple, autoconsommation), l’effacement peut potentiellement réduire les pertes de consommation. La totalité des pertes représentent aujourd’hui environ 7 à 8 % de la consommation nette d’électricité française. La réalité de cette économie dépend cependant fortement de l’effet report, de la localisation de l’effacement et reste complexe à quantifier notamment sur le réseau de transport ;
  • une optimisation des investissements des réseaux ou une augmentation de leur capacité d’accueil (énergies renouvelables, consommateurs). En effet, certaines zones du réseau peuvent être contraintes par des congestions en soutirage ou en injection. L’effacement ou la stimulation de consommation peuvent permettre de régler ces contraintes sans investir immédiatement.

En complément de ces valeurs pour le système électrique, un ensemble d’externalités potentielles peuvent être identifiées (économies d’énergie, réduction des émissions de CO2). Ces externalités sont analysées dans le rapport réalisé pour la CRE dans le cadre des travaux sur la « prime effacement ». Ces externalités telles que la valeur de réduction des émissions de CO2 ou la valeur en économies d’énergie sont très dépendantes de l’effet report, c’est-à-dire un effacement réalisé en décalant dans le temps une consommation.

Comment valoriser ces différents services ?

Concernant les services au système électrique, la valorisation de la flexibilité de la demande s’est historiquement appuyée sur les tarifs de fourniture (heures pleines, heures creuses, EJP, etc.).

Plus récemment, une succession d’évolutions réglementaires du market design depuis 2007 (lancement de l’expérimentation sur l’ajustement diffus) a progressivement permis une valorisation de plus en plus étendue des services de l’effacement, et ceci de manière indépendante de la fourniture. À chaque fois, la mise en œuvre de mécanismes d’estimation de l’effacement et de contrôle s’est révélée clé pour le maintien d’un market design efficace. Des contrôles trop poussés pourraient générer des coûts prohibitifs et limiter le développement de l’effacement. À l’inverse, le modèle américain (plaque PJM) montre que des dérives peuvent apparaitre sans contrôle suffisant.

On distingue différents mécanismes mis en œuvre :

  • pour la capacité, le mécanisme de capacité mis en place par RTE pour l’hiver 2017 permet une valorisation des capacités de production comme d’effacement. Smart Grid Energy, un agrégateur d’effacement, a d’ailleurs été l’un des premiers à recevoir une certification pour ses capacités ;
  • pour l’énergie, le mécanisme NEBEF dont les règles « 2.0 » sont entrées en vigueur fin 2014, permet une valorisation des « négawattheures » sur les marchés de gros. Même si son utilisation reste confidentielle pour l’heure, ce mécanisme pose les bases d’un recours massif aux effacements, notamment pour faciliter l’intégration des énergies renouvelables ;
  • pour la flexibilité, différents dispositifs existent. Certains sont dédiés à l’effacement (appel d’offre effacement), d’autres lui ont été ouverts (réserves rapides, complémentaires, etc.). Concernant les réserves primaires et secondaires, c'est-à-dire celles avec le temps de réaction le plus court, RTE est en train de les ouvrir à l’effacement.

Pour le réseau, le Tarif d’utilisation des réseaux public d’électricité (TURPE) offre un reflet très imparfait de la valeur. Il s’agit d’une des nouvelles frontières de valorisation des services de l’effacement. Une exploitation plus poussée de la flexibilité pour optimiser les investissements dans les réseaux, notamment pour le réseau public de distribution, pourrait passer par la mise en place de mécanismes dédiés comme des appels d’offres locaux. Le projet de loi sur la transition énergétique devrait mettre en place dans son article 58 une expérimentation locale de services de flexibilité pour le réseau public de distribution. C’est une des premières étapes, au côté des nombreuses expérimentations engagées notamment par les gestionnaires de réseaux publics de distribution, pour initier le développement de cette nouvelle utilisation de la flexibilité.


Nicolas Charton
27 août 2015



Nicolas Charton, manager au sein d’E-CUBE Strategy Consultants, possède plus de 6 ans d’expérience dans le conseil en stratégie dans le secteur de l’énergie. Il est responsable des pôles « Économie de la flexibilité des systèmes énergétiques » et « Énergie et digital » au sein d’E-CUBE. Il est notamment enseignant d’un cours sur les modèles d’affaires Smart Grids dans l’option « Machine & Énergie » des Mines ParisTech, et auteur d’une dizaine de publications sur ces sujets. Il est diplômé de l'Ecole des Mines ParisTech.

E-CUBE Strategy Consultants est une structure de conseil en stratégie spécialisée dans les secteurs de l’énergie, de la mobilité et des infrastructures. Créée en 2008 par Pierre Germain et Alexandre Bouchet, elle comprend une vingtaine de consultants dans son bureau parisien. E-CUBE dispose d’une couverture internationale via ses bureaux (Suisse, Belgique) ; ses représentants (Inde, Chine) ; ses partenaires (Allemagne, Brésil, États-Unis, Maghreb). Ses travaux couvrent l’ensemble des problématiques de directions générales : analyse stratégique, économiques, marketing, évolution des organisations ou performance opérationnelle.

Interview de Cédric Ringenbach (The Shift project) :

Pouvez-vous nous présenter le Shift Project ?

Le Shift Project est un think tank réfléchissant à la transition vers une économie bas carbone créé en 2010 par Jean-Marc Jancovici, ingénieur-conseil présent depuis plus de dix ans dans le débat français sur la politique énergétique.

Vous avez engagé un travail sur l’équilibre offre-demande dans le domaine de l’électricité. Pouvez-vous nous présenter ce travail (raisons de cette réflexion, participants, objectifs) ?

Ces travaux tentent de répondre à quelques-unes des questions décisives que pose la nécessité de la transition énergétique.

La production d’énergie éolienne et photovoltaïque dépend des conditions climatiques ; ces productions sont « variables ». Leur développement augmente donc le besoin de flexibilités nécessaires pour maintenir en permanence l’équilibre entre production et consommation. Or les flexibilités décarbonées, de la production hydraulique surtout, étant déjà pleinement utilisées, on doit faire appel à des flexibilités de production charbon, fuel, gaz, fortement émettrices de CO2, pour répondre aux besoins.

L’un des enjeux de l’insertion des énergies renouvelables variables est donc le développement de nouvelles flexibilités à moindres coûts et à moindres émissions de CO2. Les flexibilités de la demande dans le résidentiel répondent aux enjeux CO2, mais ont la réputation d’être coûteuses et très difficiles à développer.

C’est pour cette raison que le Shift Project s’est intéressé à cette question : comment impliquer les particuliers dans la flexibilité de la consommation d’électricité afin de mieux insérer les énergies renouvelables variables ?

Nous avons consulté un large panel d’experts appartenant aux entreprises de production d’électricité de toutes tailles présentes en France, de fournisseurs de matériels électriques, de professionnels travaillant sur le comportement des consommateurs (sociologues, ou spécialistes de la maîtrise de la demande), ainsi que des acteurs plus institutionnels comme des représentants des collectivités territoriales.

À la suite de ce travail, vous avez publié un Livre blanc en 2015. Quelles en sont les propositions phares ?

Cohérence entre les politiques pour plus d’efficacité, simplicité pour le consommateur, développement d’une filière industrielle française : voici les trois fils directeurs de nos recommandations, que nous avons souhaitées peu consommatrices d’argent public.

  1. Cohérence entre nos objectifs climatiques et le prix du CO2 : la valeur économique du CO2 est un signal déterminant pour des investissements sur les technologies peu émettrices de CO2. Renforcer le signal prix du CO2 est notre première proposition ; cela incitera économiquement les flexibilités faiblement émettrices de CO2, notamment celles sur la consommation.
  2. Cohérence de la Réglementation thermique (RT) des bâtiments avec les impératifs de la transition énergétique : sans équipements électriques flexibles, pas de flexibilités. Il s’agit d’une question de bon sens. En 2009, le Bundestag avait interdit le chauffage à accumulation dans les bâtiments d’habitation de plus de 5 logements. En mai 2013, il a réintroduit le chauffage électrique à accumulation dont la flexibilité contribue à l’insertion des productions éolienne et photovoltaïque : en effet, la chaleur peut être stockée lorsque l’électricité est abondante et restituée plus tard dans le logement. De même, le Congrès américain a voté une loi en avril 2015 permettant le développement des chauffe-eau électriques pilotables à accumulation.

    En France, le pilotage des chauffe-eau électriques est déjà un smart grid sans équivalent dans le monde.

    Les industriels français développent de nouvelles technologies d’usages électriques performants, flexibles et qui ne participent pas à la pointe, comme le chauffage électrique à micro-accumulation (voir photo) ; il faut en profiter.

    Cependant, la Réglementation Thermique menace le développement de ces usages électriques flexibles et performants en France.
    D’où notre deuxième proposition : une Réglementation thermique plus cohérente avec les objectifs de la transition énergétique, en centrant les exigences de la RT sur les quantités d’émissions de CO2 et sur la performance du bâti. Deux enjeux émergent : les émissions de CO2 et la valorisation d’une filière industrielle française d’excellence pouvant se développer à l’export, si les conditions sur le marché national sont bien réunies.
    Les nouvelles technologies, et notamment les nouveaux compteurs communicants Linky, rendront techniquement accessibles de nouveaux gisements de flexibilité. Mais les professionnels que nous avons contactés nous indiquent que la diversité des installations et des protocoles de communication entre les appareils risquent de conduire à des coûts supplémentaires et une complexité pour les clients. Nous proposons donc la création et la promotion d’un label « smart grid ready », qui permettra une standardisation et une simplification des interfaces techniques au bénéfice des consommateurs, de la maîtrise de leur facture et de leur confort.

  3. Enfin, nous avons fait des propositions permettant d’améliorer les incitations financières pour les consommateurs : mise en place d’une rémunération des flexibilités stable et prévisible au travers du mécanisme de capacité, intégration d’un signal de pointe mobile dans le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). Nous avons d’ailleurs eu le plaisir de constater que cette dernière recommandation était prévue dans le projet de loi de transition énergétique pour la croissance verte.

Votre Livre blanc cible tout particulièrement les consommateurs résidentiels. Pourquoi avez-vous choisi de vous centrer sur ces consommateurs, plutôt que sur les consommateurs industriels ou tertiaires ?

Les dispositifs à mobiliser pour les consommateurs résidentiels sont tout à fait différents de ceux à mobiliser pour des consommateurs industriels ou tertiaires. Nous avons choisi de traiter les flexibilités de la demande dans le résidentiel, car elles ont la réputation d’être coûteuses et difficiles à développer.

Comment faire en sorte de mieux mobiliser les consommateurs résidentiels ?

Il conviendra de sensibiliser les professionnels du bâtiment, pour qu’ils proposent ces solutions aux consommateurs.

Nous proposons une sensibilisation des consommateurs sur la maîtrise de la consommation, qui reste cruciale quoi qu’il arrive, et sur la gestion active de la demande. Nous sommes convaincus que la maîtrise de la consommation doit devenir un geste familier pour tous, à l’instar de ce qui a été réalisé avec le tri des déchets ménagers pour lesquels les efforts de pédagogie ont porté leurs fruits. Par exemple, accepter les jours de grand froid de mettre un pull, plutôt que d’augmenter le chauffage.

Avez-vous identifié des freins au développement de la flexibilité en France ?

Les propositions de notre Livre blanc pourraient lever bien des freins. La France a l’opportunité de dynamiser une filière industrielle d’excellence, produisant des équipements électriques de qualité, au bénéfice de la transition énergétique et de la croissance du pays.


Cédric Ringenbach
7 septembre 2015




Ingénieur de l’Ecole Centrale de Nantes, Cédric Ringenbach est Directeur de The Shift Project. Cédric Ringenbach y pilote le développement stratégique, depuis 2010. Ancien consultant en informatique décisionnelle et entrepreneur, il est également conférencier sur la problématique du changement climatique.







The Shift project est un think tank travaillant sur la transition vers une économie bas carbone, créé en 2010 par Jean-Marc Jancovici, ingénieur-conseil présent depuis plus de dix ans dans le débat français sur la politique énergétique.




Interview de Maxime Dauby (Smart Grid Energy) :

Pouvez-vous nous présenter Smart Grid Energy ?

Smart Grid Energy est une jeune société créée en 2011 dans le Sud-Ouest de la France dont l’idée fondatrice est de développer les effacements de consommation sur les sites industriels afin de contribuer à l’équilibrage du système électrique.

La société gère un portefeuille de 350 MW d’effacements et de 300 MW de production décentralisée (fioul, gaz et hydraulique). Nous développons également une activité de gestion opérationnelle des achats d’énergie pour les consommateurs industriels et gérons ainsi plus de 1 TWh d’achats de gaz naturel et 400 GWh d’achats d’électricité en 2015.

Votre activité cible les consommateurs industriels. Pourquoi avez-vous choisi de vous centrer sur ces consommateurs plutôt que sur les consommateurs résidentiels ou tertiaires ?

Il s’agit d’un choix lié à l’intérêt économique que cela représente pour le système électrique et la collectivité. Pour mettre en œuvre 1 MW d’effacement sur un site industriel ou tertiaire le coût est de l’ordre de dix fois inférieur à celui nécessaire pour le même service réalisé à partir de sites résidentiels. Cette différence s’explique logiquement par le nombre de sites à équiper et à agréger pour piloter un même volume d’effacement.

Quelle est la valeur ajoutée d’un effacement de consommation chez un industriel pour le système électrique ? Et pour les réseaux d’électricité ?

Les effacements de consommation apportent au système électrique un intérêt économique immédiat en abaissant les coûts d’ajustement de l’équilibre production-consommation. Les offres d’ajustement d’effacement sont généralement à des prix inférieurs à celles de production de pointe, ce qui a pour effet d’accroitre la compétition entre les filières sur le mécanisme d’ajustement et donc d’en faire baisser les coûts.

Par ailleurs, en conduisant à un niveau d’équilibre (entre production et consommation), plus bas que par une solution liée à une augmentation de production, lors des périodes de pointe, les effacements constituent un avantage pour les réseaux d’électricité qui peuvent ainsi réduire leurs couts d’infrastructure. En effet le dimensionnement d’un réseau électrique se faisant sur la base des pointes de consommation, en réduisant ces pointes on baisse mécaniquement les coûts de développement.

Au-delà de l’intérêt économique direct, il convient également de mentionner l’intérêt environnemental de cette solution qui permet de réduire les émissions de CO2 en lissant la consommation sur les périodes de disponibilité des moyens de production décarbonés.

Comment convaincre les consommateurs industriels d’accepter ou d’avoir recours aux effacements de consommation (présenter les avantages vs les inconvénients) ?

La première barrière est d’ordre psychologique : les responsables d’usines ont légitimement pour habitude de minimiser les arrêts de leur processus afin d’atteindre ou de dépasser leurs objectifs de productivité. L’acceptation du principe des effacements nécessite une compréhension globale de l’intérêt de l’entreprise qui peut, en dépit d’une réduction de sa production, réduire ses coûts et par conséquent accroître sa compétitivité.

Une fois cette prise de conscience réalisée, il convient dans tous les cas d’inscrire le processus dans une réalité économique. La rémunération des industriels est un facteur essentiel d’acceptation du dispositif. En dessous de certains niveaux minimaux, qui ont d’ailleurs été franchis en 2015, les industriels se désengagent du dispositif qui, même s’il fait du sens à leur yeux, ne répond plus à une logique économique de gestion d’entreprise.

Smart Grid Energy fait beaucoup d’efforts pour augmenter la rémunération des sites industriels mais se retrouve parfois contraint par des voies de valorisation trop exiguës ou trop contraignantes sur le plan réglementaire. Parmi les propositions portées par Smart Grid Energy on pourra citer la méthode de contrôle du réalisé basée sur les prévisions de consommation ou la prise en compte des limitations de consommation comme équivalentes à des baisses de consommation.


Maxime Dauby
3 septembre 2015




Maxime Dauby est Directeur Général et Président fondateur de Smart Grid Energy. Avant de fonder Smart Grid Energy, il a occupé différentes fonctions opérationnelles au sein de RTE, du centre production-marchés d’EDF puis de Poweo. Maxime Dauby est ingénieur en électricité diplômé de l’INP Grenoble




Smart Grid Energy est une société française basée dans les Landes dont le rôle est de valoriser et de mettre en œuvre les capacités d’effacements de consommation et de production d’électricité décentralisées. Fondée en 2011, elle gère aujourd'hui 24h/24 7j/7, plus de 650 MW répartis sur tout le territoire et également les achats d’énergies (gaz et électricité) sur une centaine de sites en France.

En 2015, Smart Grid Energy s’est vue attribuer les premiers certificats de capacité d’effacement et les premiers certificats de capacité de production raccordée aux réseaux publics de distribution dans le cadre du mécanisme de capacité.

Interview de Natacha Hakwik (EQINOV DSM) :

Pouvez-vous nous expliquer quel type de flexibilité EQINOV DSM met en œuvre ?

EQINOV Demand Side Management (EQINOV DSM) entend par flexibilité de consommation électrique la capacité d’un consommateur à moduler sa consommation (par une baisse ou un déplacement de sa consommation), sous l’impulsion d’un tiers, en fonction des contraintes du système électrique et en contrepartie d’un gain financier sur sa facture d’électricité.

EQINOV DSM s’appuie sur les différents mécanismes du marché de l’électricité (mécanisme d’ajustement, NEBEF (notifications d'échanges de blocs d'effacement), marché de capacités, etc.) pour identifier et valoriser des gisements de flexibilité de consommation électrique sans que leur activation ne pose de contrainte opérationnelle majeure pour les clients, de type industriels ou tertiaires.

Le cœur de l’activité d’EQINOV DSM consiste en effet à identifier des flexibilités intrinsèques à l’organisation ou aux processus de production des sites. Les sources de flexibilité des consommateurs, en particulier industriels, sont en effet nombreuses et souvent méconnues : adaptation du fonctionnement des équipements, de l’organisation de la production ou des procédés, etc.

Chaque site fait l’objet d’une analyse approfondie d’EQINOV DSM afin d’identifier les gisements de flexibilité mobilisables, les mécanismes adaptés et la valeur potentielle pour le client.

A titre d’exemple, une usine de production d’éléments en graphite a sollicité EQINOV DSM pour évaluer et valoriser son potentiel de flexibilité. L’activité du site requiert de faire fonctionner des fours électriques, fortement consommateurs d’électricité.

Après étude, le site a décidé de piloter le démarrage de ses fours sur sollicitation d’EQINOV DSM en fonction des besoins du système électrique. L’économie potentielle représente 10 % du coût annuel de fourniture d’électricité de l’usine.

De nombreux autres secteurs sont aujourd’hui accompagnés par EQINOV DSM, parmi lesquels la sidérurgie-métallurgie, l’industrie agro-alimentaire, la chimie, la cimenterie, la papeterie ou encore le traitement d’eau.

Quel est le modèle d’affaires d’EQINOV DSM ?

Notre positionnement, différenciant par rapport aux autres acteurs du marché, repose sur la valorisation de la flexibilité de consommation, c’est-à-dire de l’effacement de consommation mais également du report ou de l’anticipation de consommation. Cette approche a deux atouts :

  • 1. traiter un gisement plus profond et complexe que les effacements réalisés à ce jour par recours à un groupe électrogène et en lien avec les évolutions du marché de l’électricité (émergence massive des énergies de source renouvelable) ;
  • 2. permettre au consommateur industriel de ne pas avoir à renoncer à sa production.

Les services de flexibilité d’EQINOV DSM répondent aux besoins des opérateurs de réseaux, des consommateurs mais, également, des fournisseurs d’électricité pour réduire leurs coûts d’approvisionnement.

La valorisation économique de la flexibilité est in fine partagée entre le consommateur et EQINOV DSM et, le cas échéant, le fournisseur d’électricité.

Dans le cadre de ce modèle, EQINOV DSM travaille soit directement auprès des consommateurs pour identifier et valoriser leur gisement de flexibilité, soit pour le compte de fournisseurs d’électricité pour analyser les flexibilités de leurs clients dans le cadre d’une activation dans leur périmètre d’équilibre.

Pouvez-vous nous présenter DREAMS® ?

Afin de sécuriser, d’optimiser les processus métiers et de faciliter la participation des consommateurs, EQINOV DSM développe en interne un outil logiciel baptisé DREAMS® (Demand Response, Energy and Ancillary Management Software).

DREAMS® est le centre de commande d’EQINOV DSM permettant de piloter l’activation et la valorisation des gisements de flexibilité. L’outil offre de nombreuses fonctionnalités parmi lesquelles :

  • l’anticipation des tensions du système électrique ;
  • la gestion de la complexité des règles de participation aux différents mécanismes de valorisation ;
  • la conduite des activations de flexibilité dans des délais proches du temps réel et, en particulier, la transmission des flux avec les différentes parties prenantes : la bourse de l’électricité, le gestionnaire du réseau de transport RTE ou les gestionnaires de réseaux de distribution, les fournisseurs et le client.

La conception native ergonomique de l’outil permet au consommateur de piloter et suivre simplement ses activations sur les différents mécanismes et la valorisation prévisionnelle de sa flexibilité.

DREAMS® contient, également, une intelligence développée par EQINOV DSM en termes de modélisation et de prévisions mathématiques des données du marché de l’électricité permettant d’anticiper les tensions du système électrique.

Que pensez-vous des dispositifs actuels permettant de valoriser la flexibilité ?

La France s’est dotée d’un ensemble de règles parmi les plus avancées d’Europe en matière de valorisation des effacements. Les mécanismes actuels permettent aux consommateurs de participer aux réserves, aux marchés de capacité, d’énergie et d’équilibrage.

Toutefois, ces mécanismes concernent un nombre encore restreint de sites, pour la plupart très électro-intensifs.

Certaines évolutions importantes des règles des mécanismes de valorisation permettraient d’accroître le nombre de consommateurs éligibles et la valeur de la flexibilité de consommation parmi lesquelles :

  • 1. la révision de certains critères techniques, notamment l’ajout de méthodes de contrôle du réalisé sur le mécanisme d’ajustement, car l’unique méthode de contrôle du réalisé en vigueur bride le nombre de consommateurs éligibles aux mécanismes. En effet, la méthode de contrôle du réalisé actuelle ne permet que des effacements de courte durée et se base pour déterminer la valeur d’énergie effacée sur l’écart entre la puissance de consommation du site avant l’effacement et celle durant l’effacement. De nombreux gisements de flexibilité utiles pour l’équilibrage du réseau ne peuvent ainsi pas être mobilisés tels que le renoncement au démarrage d’un équipement ou d’un processus par exemple ;
  • 2. la possibilité pour un site industriel de valoriser sur le marché de l’électricité l’anticipation sollicitée de sa consommation, afin d’absorber les surplus de production d’origine renouvelable ;
  • 3. la possibilité pour un site d’avoir plusieurs opérateurs d’effacement différents, exploitant des gisements de flexibilité de consommation différents sur des mécanismes différents.

Natacha Hakwik
29 août 2016




Fondatrice et présidente d’EQINOV DSM, Natacha Hakwik est diplômée en Mathématiques et dispose d’une expertise reconnue des marchés de l’énergie après dix années passées au sein de fournisseurs d’énergie et à la Commission de régulation de l’énergie. Elle pilote aujourd’hui l’équipe R&D et les opérations d’EQINOV DSM.




EQINOV Demand Side Management développe une nouvelle génération de services de pilotage et de valorisation de la flexibilité des consommations électriques des sites industriels et tertiaires, basés sur une technologie d’optimisation développée en interne. La société permet à ses clients d'obtenir une rémunération pour l’électricité qu’ils décident de consommer en lien avec les besoins du système électrique.

EQINOV DSM dispose des agréments suivants auprès de RTE lui permettant d’activer la flexibilité de consommation de ses clients sur l’ensemble des mécanismes existants ou à venir :
  • Opérateur d’Effacement (NEBEF)
  • Acteur d’Ajustement (Mécanisme d’Ajustement, Interruptibilité et réserves)
  • Responsable d’Equilibre
  • Responsable de Périmètre de Certification (Mécanisme de Capacité)
La société est soutenue par BPIFrance, le réseau Entreprendre et le pôle de compétitivité Advancity.