Flexibilités et équilibrage

À l’heure actuelle, l’électricité est difficilement stockable à grande échelle, malgré l’existence de stations de stockage d’énergie potentielle comme les STEP ou les progrès réalisés par les batteries. Pour garantir l’équilibre entre production et consommation d’électricité à tout instant, il est donc nécessaire de disposer de moyens de flexibilité permettant de compenser la variabilité de la consommation et de la production ainsi que de faire face à des aléas en temps réel. Avec le développement des énergies renouvelables variables, les besoins de flexibilité du système deviennent de plus en plus importants et seront amenés à évoluer fortement à moyen et long terme¹.

Ces moyens de flexibilité représentent une puissance pilotable permettant d’assurer l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité : ils peuvent aussi bien se situer du côté de la production (modulation de la production à la baisse ou à la hausse) que de la consommation (baisse des consommations à la demande) ou du stockage. Ils peuvent également se situer à l’étranger et contribuer à l’équilibrage du système via les échanges d’électricité avec les pays voisins.

Chaque moyen de flexibilité a des caractéristiques technico-économiques différentes, qui permettent de répondre à différents besoins de flexibilité. En effet, la flexibilité au sens large peut tout aussi bien concerner la modification du profil de consommation sur le moyen-long terme pour améliorer l’intégration des énergies renouvelables variables (via des mécanismes type heures pleines / heures creuses, par exemple), que la gestion d’aléas sur la production et la consommation au plus proche du temps réel. Plusieurs mécanismes de marché interviennent pour organiser la contribution des différents acteurs à la flexibilité du système.

Les capacités mobilisables pour la gestion de l’équilibrage en temps réel constituent les « réserves opérationnelles », dont les volumes requis pour chaque échéance de temps (quelques secondes, quelques minutes, quelques dizaines de minutes) sont déterminés en fonction des situations que le système électrique est susceptible de rencontrer. Ces capacités sont mises en réserve et ne sont donc pas utilisées pour couvrir la demande si celle-ci est conforme à la prévision : elles ne servent que lorsque surviennent les aléas de court terme. À l’heure actuelle, ces réserves sont dimensionnées pour faire face aux risques d’arrêt brutal des grands groupes de production et aux erreurs de prévision de la consommation et représentent un total d’environ 3 GW. Aujourd’hui, tous les moyens de productions pilotables raccordés au réseau public de transport d’électricité ont l’obligation d’offrir leur puissance disponible dans le cadre du mécanisme d’ajustement (réserve tertiaire ou mFRR et RR²) et qui contribue à l’équilibre du système électrique en cas d’aléas.

Les autres moyens (production non pilotable, flexibilités de consommation, stockage etc.) peuvent participer de manière volontaire aux différents mécanismes de marché. Bien que les capacités de modulation offertes par ces moyens restent aujourd’hui minoritaires par rapport à celles liées à la production classique, leur volume est en augmentation.

Ce chapitre présente différents moyens participant à la flexibilité et sur des mécanismes de marché permettant la participation de ces moyens.

¹ Voir en particulier le chapitre 7 (« La sécurité d’approvisionnement ») du rapport « Futurs énergétiques 2050 », publié par RTE.

²  mFRR = manual frequency resoration reserve et RR = replacement reserve sont les termes utilisés au niveau européen.

Données mises à jour en février 2023

Les STEP (Station de Transfert d’Energie par Pompage) représentent actuellement le seul moyen de stockage à grande échelle et qui dispose de durées de stockage de plusieurs heures (jusqu’à quelques dizaines d’heures) disponible en France.  Elles sont utilisées en général pour fournir de la flexibilité infra-journalière ou au sein d’une semaine.

Par exemple, elles peuvent stocker de l’énergie la nuit en profitant de la production nucléaire lorsque la consommation est faible pour la restituer au cours de la journée, ou stocker une production éolienne importante au cours d’un week-end pour la restituer les jours suivants.

La capacité installée en France est aujourd’hui d’environ 5 GW et n’a pas significativement évolué au cours des années passées. Cependant, quelques possibilités de développement de nouvelles stations en France existent : la PPE envisage ainsi la possibilité de mettre en service jusqu’à 1,5 GW de nouvelles STEP entre 2030 et 2035.

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Données mises à jour en février 2023

Les batteries peuvent répondre à des besoins de flexibilité allant de quelques secondes à quelques heures. Ainsi, elles peuvent notamment participer au réglage de la fréquence, qui nécessite un temps de réaction très court (quelques secondes).  La fréquence est un indicateur important de l’équilibre du système électrique : si la production est supérieure à la consommation, la fréquence a tendance à augmenter, et inversement. Comme la consommation et la production d’électricité changent en permanence, la fréquence varie continuellement. En situation normale, le seuil de tolérance est de 0,05 Hz en plus ou en moins par rapport à la valeur d’équilibre de 50 Hz.  La capacité de batteries installées a continué à progresser en 2022 pour s’approcher de 500 MW.

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Données mises à jour en février 2023

La modulation de la consommation peut contribuer à plusieurs niveaux et sur différentes échelles de temps à la flexibilité du système, à la hausse ou à la baisse. Un type particulier de modulation de la consommation est l’effacement de consommation, qui est défini par l’article L 271-1 du code de l’énergie. Il consiste, sur sollicitation ponctuelle envoyée à un ou plusieurs consommateurs finals par un opérateur d’effacement ou un fournisseur d’électricité, à baisser temporairement le niveau de soutirage effectif d’électricité sur les réseaux publics de transport ou de distribution d’un ou de plusieurs sites de consommation, par rapport à un programme prévisionnel de consommation ou à une consommation estimée.

 Les effacements peuvent être utilisés par les acteurs de marché pour optimiser leur propre portefeuille ou pour vendre de l’énergie directement à d’autres acteurs ou à RTE. Deux grandes catégories d’effacement participent ainsi à l’équilibre offre-demande :

• L’effacement industriel, qui consiste à réduire la consommation d’un ou plusieurs sites industriels (soit par arrêt de process, soit par bascule sur un mode d’autoconsommation). Ces effacements peuvent être proposés directement par l’industriel ou par l’intermédiaire d’un agrégateur ou d’un fournisseur.
• L’effacement diffus, qui est l’agrégation de petits effacements unitaires de consommation d’électricité, réalisés au même moment chez des particuliers ou des professionnels, par l’intermédiaire d’un agrégateur ou d’un fournisseur.

Les acteurs de marché (individuels ou agrégateurs) peuvent valoriser leurs effacements sur plusieurs mécanismes de marché. Tout d’abord, ils peuvent valoriser la puissance grâce au mécanisme de capacité ou en participant à différents appels d’offres (l’appel d’offres effacement, les appels d’offres pour les réserves rapides et complémentaires (RRC) ou encore à l’appel d’offres pour les services système). Ils peuvent valoriser l’énergie grâce au mécanisme NEBEF, au mécanisme d’ajustement ou à la participation au réglage en fréquence (services système).

Le mécanisme NEBEF (Notification d’Echange de Bloc d’Effacement) permet la participation des effacements au marché de l’énergie, sur lequel la baisse de consommation est considérée au même titre qu’un volume de production équivalent proposé par un moyen de production classique. Le contexte de tension sur le marché de l’électricité en 2022, avec la hausse de prix détaillée dans le chapitre correspondant, a mené à une nette augmentation du volume d’effacements proposés sur ce marché.

D’autre part, les acteurs participant au mécanisme d’ajustement proposent des offres de modulation à la hausse ou à la baisse, qui peuvent être activées à la demande de RTE si les besoins d’équilibrage du système électrique le rendent nécessaire.

Le volume d’offres d’effacement activées sur le mécanisme d’ajustement a légèrement baissé par rapport à celui de l’année 2022 (17,6 GWh). Les activations se sont étalées sur l’ensemble de l’année avec des pics au cours de l’été pendant des épisodes de tension pour le système électrique.

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Données mises à jour en février 2023

Le mécanisme d’ajustement permet à RTE de gérer les écarts entre consommation et production en temps réel, en recourant si besoin à des modulations des niveaux de production, de consommation ou des volumes échangés avec les pays voisins.

Cette modulation se fait via l’activation d’offres d’ajustement, « à la hausse » ou « à la baisse » proposées par les acteurs participant au mécanisme :

• Les ajustements « à la hausse » sont nécessaires lorsque la consommation d’électricité se révèle supérieure à la production : ils peuvent correspondre à une hausse de production, à une baisse de consommation de la part d’un consommateur, ou à plus d’importations.
• Les ajustements « à la baisse » sont nécessaires lorsque la production d’électricité se révèle supérieure à la consommation.

Aujourd’hui, tous les moyens de productions pilotables raccordés au réseau public de transport d’électricité ont l’obligation d’offrir leur puissance disponible dans le cadre du mécanisme d’ajustement (réserve tertiaire ou mFRR et RR¹, les autres moyens (production non pilotable, flexibilités de consommation, stockage etc.) peuvent participer de manière volontaire.

Les périodes de situation tendue sur l’équilibre offre-demande, lorsque les offres d’ajustement disponibles sont susceptibles de ne pas se révéler suffisantes pour assurer l’équilibre, sont identifiées par RTE et signalées aux acteurs par l’envoi de « messages de manque d’offres », qui ont l’objectif d’identifier des offres supplémentaires activables en cas de besoin.

Les offres sont activées selon un ordre de préséance économique et rémunérées au prix d’offre, sauf celles activées via la plateforme européenne de partage de réserve RR TERRE (Trans-European Replacement Reserve Exchange). En effet, ces dernières sont rémunérées au prix marginal.

En 2022, le volume des ajustements réalisés à la hausse et à la baisse pour équilibrer le système électrique a reculé de près de 2 TWh par rapport à 2021. Le volume activé à la hausse a atteint son niveau le plus bas depuis 2016 et celui à la baisse son niveau le plus bas depuis 2011. En lien avec l’augmentation des prix sur le marché spot, le coût moyen des ajustements a augmenté par rapport à 2021 (408,4 €/MWh à la hausse, 150,4 €/MWh à la baisse), alors que le niveau atteint en 2021 était déjà élevé par rapport à l’historique.

Le nombre de situations tendues a légèrement baissé en 2022 par rapport aux années précédentes, mais il est resté élevé par rapport aux années d’avant-crise sanitaire.

Cela témoigne de la tension sur le système électrique français en 2022 détaillée en particulier dans les parties « Production » et « Prix ». La tension a été particulièrement élevée sur le troisième trimestre, où la production nucléaire et hydraulique était au plus bas. Cela a conduit à multiplier par 30, par rapport à 2021, le nombre de demi-journées caractérisées par un message de manque d’offres à la hausse sur cette période.

¹ mFRR = manual frequency resoration reserve et RR = replacement reserve sont les termes utilisés au niveau européen.

Retrouvez toutes les données ici : Données équilibrage

Données mises à jour en février 2023