BE 2023 Flexibilités

Dans un système électrique où la plupart des moyens de production sont pilotables, comme cela a longtemps été le cas en France et en Europe, le maintien de l’équilibre entre offre et demande d’électricité à tout moment est assuré par l’adaptation de la sollicitation des différents moyens de production aux variations de la consommation. Ainsi, dans le dimensionnement du mix de production français, la production nucléaire a en général répondu aux besoins de base¹, complétée par des moyens de semi-base ou de pointe (en général de type thermiques fossiles) pour couvrir les augmentations de consommation sur des périodes plus ou moins longues, notamment au cours de l’hiver. Ces moyens, caractérisés par une moindre inertie que le nucléaire, permettent également de faire face à des aléas concernant la production ou la consommation, en temps réel. Les échanges avec les pays voisins ont complété le cadre, permettant d’optimiser le fonctionnement du système européen en profitant de la relative désynchronisation des pics de consommation dans les différents pays². Des adaptations de la consommation ou le recours à des moyens de stockage ont également contribué à assurer l’équilibre entre offre et demande, mais dans une mesure moindre par rapport à la flexibilité de la production.

Cette situation évolue progressivement avec le développement de la production renouvelable variable et non pilotable, éolienne et solaire notamment, qui dépend des conditions météorologiques. Dans ce contexte, l’équilibre entre offre et demande nécessitera de plus en plus une adaptation de la consommation à la variabilité de la production, ainsi que le développement de solutions de stockage (batteries pour le très court terme, power-to-gas pour le stockage inter-saisonnier…). La production pilotable doit alors assurer la couverture de l’écart entre le niveau de consommation et celui de la production non pilotable³ à chaque instant (consommation résiduelle).

La flexibilité de la consommation représente donc un enjeu primordial dans la gestion d’un système électrique avec une forte part d’énergies renouvelables. Elle permet d’optimiser le fonctionnement du système, en positionnant la consommation lorsque la production décarbonée (renouvelable et nucléaire) est abondante, ce qui permet de la couvrir par une production à faible coût et bas-carbone,  et de réduire la consommation lorsque le recours aux unités de production thermiques fossiles, plus coûteuses et polluantes, serait nécessaire.

Le développement des nouveaux usages de l’électricité, avec l’électrification de consommations aujourd’hui largement couvertes par des combustibles fossiles (mobilité, procédés industriels, chauffage) présente un enjeu important en matière de flexibilité du système. En effet, il s’agit de volumes importants de consommation additionnelle, mais qui seront au moins en partie pilotables. En effet, la mobilité électrique, la production d’hydrogène par électrolyse ou le chauffage électrique dans les bâtiments permettent d’adapter au moins en partie le profil de consommation à la production bas-carbone, grâce à la possibilité de stockage : dans les batteries des véhicules électriques, ce qui permet de décaler dans une certaine mesure la recharge, de l’hydrogène produit, stockable dans des infrastructures adaptées, ou encore grâce à l’inertie thermique des bâtiments permettant d’accumuler de la chaleur. Ces nouveaux usages représentent ainsi une opportunité pour flexibiliser le profil de consommation et optimiser le fonctionnement du système.

Les productions éolienne et solaire sont caractérisées par des grandes tendances saisonnières : les vents sont en général plus forts à l’automne et en hiver qu’en été, alors que le printemps et l’été bénéficient d’un meilleur ensoleillement grâce à des journées plus longues. Par ailleurs, le profil journalier de production solaire est connu et dépend du cycle jour/nuit, mais la production effective au cours d’une journée peut varier en fonction des conditions météorologiques. De même pour la production éolienne, qui ne présente pas de profil caractéristique sur une journée et dépend des conditions de vent ponctuelles. Ainsi, la production de ces filières est difficilement prévisible longtemps à l’avance : la qualité des prévisions s’améliore en se rapprochant du temps réel, étant bien meilleure un ou deux jours avant le jour considéré, qu’une ou deux semaines avant.

Le développement de ces filières de production non pilotables entraîne en conséquence une augmentation des besoins de flexibilité du système, qui seront amenés à évoluer fortement à moyen et long terme⁴.  Ces besoins correspondent aux puissances pilotables qu’il est nécessaire de mobiliser pour assurer l’équilibre entre offre et demande d’électricité à chaque instant. Ils contiennent donc deux dimensions : celle de la puissance instantanée, et celle de la durée pendant laquelle il faut la mobiliser (quelques minutes, quelques heures, quelques journées ou des horizons plus longs), ce qui correspond au déplacement dans le temps d’un certain volume d’énergie consommée ou produite.

L’analyse de la variation de la consommation résiduelle au cours du temps permet d’identifier différents types de besoins de flexibilité selon les horizons de temps suivants :

• Intra-journalier : variations entre les heures d’une même journée. La production d’origine photovoltaïque induit notamment de fortes variations de consommation résiduelle entre le jour et la nuit ;
• Intra-hebdomadaire : variations entre les jours d’une même semaine. Notamment, la consommation totale, et donc la consommation résiduelle, varie fortement entre les jours ouvrés et les week-end ; par ailleurs, la production éolienne peut présenter des variations, parfois brusques, entre un jour et l’autre ;
• Inter-hebdomadaire : variations entre les semaines d’une même saison (été ou hiver) qui sont majoritairement le résultat des aléas climatiques (températures, vent) ;
• Inter-saisonnier : variations entre l’été et l’hiver ;
• Inter-annuel : variations entre une année et l’autre, qui dépendent notamment des conditions météorologiques (niveau de température par rapport aux normales, niveau de production éolienne...)

Différents types de flexibilités permettent d’adresser ces besoins variés. Il est possible de les classifier de manière séquencée dans le temps, avec un volume d’énergie déplacée qui décroit à l’approche du temps réel :

1. Les flexibilités structurelles et régulières : elles représentent l’essentiel des besoins de flexibilités et dont les besoins sont largement prévisibles (forme naturelle de la courbe de charge, production solaire en journée, ...). L’enjeu réside dans le positionnement de la consommation lorsque l’électricité bas-carbone est disponible. Il s’agit de modifier les courbes de charge sur la durée ;
2. Les flexibilités dynamiques : elles adressent des besoins prévisibles de quelques jours à l’avance jusqu’à l’infra-journalier, notamment en réaction aux incertitudes liées à la production éolienne et à la thermo-sensibilité de la consommation ;
3. Les flexibilités d’équilibrage : elles viennent remédier aux aléas (pannes, incidents) ou aux incertitudes (liées à la météo en particulier) liées à la gestion de l’équilibre entre offre et demande en temps réel ; leur besoin total ne représente pas plus de quelques GW, et n’augmentera que marginalement malgré l’évolution du mix de production ;
4. Les flexibilités de sauvegarde : elles concernent les besoins requis pour faire face aux situations exceptionnelles affectant l’équilibre offre-demande. La mobilisation de ce type de flexibilité repose actuellement principalement sur les journées et heures les plus à risque signalées par le dispositif Ecowatt.

Les trois premiers types de flexibilités sont mobilisés tous les jours et peuvent être valorisés dans le cadre du fonctionnement des marchés de gros et d’équilibrage, alors que les flexibilités de sauvegarde répondent à des besoins exceptionnels et ponctuels.

La consommation résiduelle se définit à partir de la consommation d’électricité totale, à laquelle on soustrait la production des énergies renouvelables non pilotables (et à coût variable de production nul) : hydraulique au fil de l’eau, solaire et éolienne. Du point de vue de la gestion de l’équilibre entre offre et demande d’électricité, la consommation résiduelle représente donc la consommation qu’il reste à satisfaire par d’autres moyens de production pilotables, aux coûts variables de production plus élevés.

Historiquement, avant le développement significatif des énergies renouvelables variables au cours des dernières décennies, cette consommation résiduelle était assez proche de la consommation totale, la production non pilotable correspondant essentiellement à celle des barrages au fil de l’eau. Il s’agit de barrages hydro-électriques de petite taille qui exploitent le courant des fleuves et rivières, à la différence des centrales hydrauliques disposant d’un stock d’eau et dont la production est planifiée.

L’écart entre consommation totale et consommation résiduelle s’est amplifié sous l’effet du développement des énergies renouvelables, passant de 12 % en moyenne en 2014 à 24 % en 2023. Cet écart varie au fil des saisons en raison des cycles de production des énergies solaires et éoliennes.

Naturellement, la courbe de production solaire sur une journée est caractérisée par un profil ressemblant à une cloche centrée, en France, sur les heures du début d’après-midi. Comme cette production dépend directement de l’ensoleillement et que celui-ci a un caractère cyclique, la forme de la courbe de production solaire au cours d’une certaine période d’une année donnée ressemblera fortement à celle constatée au cours de la même période d’une autre année, pour peu que les conditions de nébulosité soient proches.

La figure ci-dessous présente l’effet de la production solaire sur la déformation de la consommation résiduelle, pour trois années de la dernière décennie, sur la même semaine de juillet. Elle illustre d’une part le caractère régulier de la déformation provoquée par cette source de production d’électricité au fil des années, d’autre part l’augmentation de l’amplitude de la déformation, qui suit la progression du parc de production solaire photovoltaïque installé en France.

Le caractère régulier de cette production rend le recours à la flexibilité de la demande très pertinent, en particulier en ce qui concerne une déformation structurelle et durable de la courbe de consommation grâce au positionnement d’une partie de la consommation dans les heures de début d’après-midi. Ce type de flexibilité peut être accessible via des mécanismes simples et déjà existants et maitrisés, comme les plages d’heures creuses, qu’il est possible d’adapter au pic de production décarbonée.

L’évolution au fil des années du profil de production éolienne est moins régulière que celle du profil de production solaire : en effet, le facteur de charge éolien, c’est-à-dire la production à chaque instant rapporté à la capacité installée, peut varier de manière plus importante d’une année à l’autre en moyenne que le facteur de charge solaire. De plus, la production éolienne n’est pas caractérisée par une cyclicité journalière similaire à celle de la production solaire. Cependant, même si les régimes de vent ont un caractère variable, ils présentent tout de même une importante cyclicité saisonnière : en effet, la production éolienne est en général plus forte au cours de l’hiver que pendant l’été, en phase avec le cycle constaté pour la consommation d’électricité en France.

La figure ci-dessous illustre l’effet de la production éolienne sur la déformation de la consommation résiduelle, pour trois années de la dernière décennie, sur la même semaine de mars. En 2014, la production éolienne était très faible au cours de la semaine choisie, en raison d’un facteur de charge bas. La capacité installée représentait autour de 9 GW à l’époque. En 2019 en revanche, l’effet de la production éolienne sur la semaine considérée est bien plus visible, atteignant presque 10 GW en moyenne, pour une capacité installée d’un peu plus de 15 GW. Au cours de la même semaine mais de l’année 2023, la production éolienne a été assez variable : relativement faible lors du début et de la fin de la semaine mais très élevée en milieu de semaine, où elle a dépassé les 15 GW (pour un parc installé d’environ 21,5 GW).

Du fait de la variabilité du facteur de charge éolien, l’effet sur la courbe de charge résiduelle de l’augmentation de la capacité installée n’est pas aussi linéaire que pour la capacité solaire. Pour autant, la consommation résiduelle se modifie tendanciellement avec l’augmentation de la capacité éolienne et ses effets seront de plus en plus visibles.

Vu la nature de la production éolienne, les flexibilités qui peuvent être sollicitées pour faire correspondre les profils de production et consommation sont les flexibilités dynamiques, mobilisables à partir de quelques jours avant le temps réel jusqu’à une heure avant, ainsi que les flexibilités d’équilibrage mobilisables au plus proche du temps réel.

En conséquence, la prévision de la production éolienne revêt un enjeu notable pour le fonctionnement du système électrique, notamment pour élaborer les signaux adéquats pour les moyens de flexibilité. Pour une échéance donnée, la prévision de la production éolienne à des mailles territoriales agrégées est plus précise que celle à l’échelle d’un seul parc, puisque cette dernière peut être affectée par des phénomènes agissants très localement, qui sont par nature plus aléatoires et difficiles à anticiper. Ainsi, avec les outils statistiques adaptés, la prévision de production éolienne est un enjeu de plus en plus maitrisé en ce qui concerne l’exploitation du système électrique.

Même si leur contribution varie au cours de l’année, les énergies renouvelables contribuent désormais de manière significative à la sécurité d’approvisionnement. À titre d’illustration, en moyenne, la production éolienne a été de 5,6 GW au cours des heures ayant des niveaux de consommations faisant partie des 10 % les plus élevés de l’année. En raison des conditions favorables, cette contribution a même été de 8,2 GW lors du pic annuel de 84,2 GW constatée le lundi 23 janvier à 19h, soit une couverture de presque 10 % de la consommation à ce moment-là.

Retrouvez toutes les données ici : Données flexibilités

Données mises à jour le 29 février 2024

Les flexibilités de la demande sont déjà aujourd’hui un levier précieux pour l’équilibre du système électrique, même si leur importance est destinée à s’accroître dans les années à venir. Au cours des années 1980, une transformation significative du mix électrique français a été engendrée par le rapide déploiement de l'énergie nucléaire et du chauffage électrique. Cette transformation a conduit à l’apparition et ensuite à la diffusion de deux catégories majeures de flexibilité de la demande, pilotées par le biais de signaux tarifaires.

Premièrement, une flexibilité structurelle régulière et quotidienne, orchestrée par le biais du signal « heures creuses », auquel les ballons d'eau chaude sanitaire sont directement asservis en large partie. Celle-ci a permis de limiter la consommation lors des pics journaliers et d'optimiser l'utilisation de l'électricité nucléaire disponible pendant la nuit.

Deuxièmement, une flexibilité dynamique portée par des offres tarifaires d'effacement liées à la fourniture, telles que l'« effacement des jours de pointe (EJP) » puis le « Tempo », qui ont été instaurées afin d'encourager les consommateurs à réduire leur consommation lors des jours les plus tendus du point de vue de l'équilibre entre l'offre et la demande d’électricité, notamment pendant les jours les plus froids. En raison de la tension sur l'équilibre offre-demande au cours de l’année 2022 et de l’hiver 2022–2023, les consommateurs ont été encouragés à choisir ces offres tarifaires : le nombre de clients ayant souscrits à cette offre serait passé de 200 000 à 500 000⁵ entre octobre 2022 et octobre 2023.

Depuis 2010, de nouvelles formes d'effacement explicite ont vu le jour à travers des agrégateurs indépendants des fournisseurs d'électricité, représentant environ 3 GW de puissance activable, principalement dans le secteur industriel et marginalement dans le secteur tertiaire. Dans le secteur résidentiel, des acteurs spécialisés dans les effacements explicites ont également émergé, totalisant une capacité d'environ une centaine de mégawatts sur les marchés, avec des perspectives de croissance au cours des prochaines années. Dans le domaine des bâtiments, les effacements sont principalement issus des tarifs EJP et Tempo (valorisés par le fournisseur d'électricité via des offres tarifaires dédiées) et s'élèvent actuellement à 900 MW.

Ces effacements sont mobilisables sur les marchés de gros de l’électricité à travers le dispositif NEBEF ou directement par RTE sur le mécanisme d’ajustement qui assure l’équilibre du système électrique au plus proche du temps réel. A ce titre, les effacements ont représenté un volume de 8,5 GWh en nette diminution par rapport à l’année 2022 lors de laquelle 17,6 GWh avaient été activés.

Enfin, la flexibilité de la demande peut, dans les cas les plus dégradés où la sécurité d’approvisionnement est directement menacée, jouer le rôle de flexibilité de sauvegarde du système électrique dans les situations les plus tendues. C’est notamment l’objectif du dispositif EcoWatt qui vise à alerter les consommateurs des périodes de tension du système électrique pour qu’ils diminuent de façon volontaire leur consommation lors de ces périodes afin d’éviter des coupures ciblées et subies par les consommateurs concernés. Le dispositif EcoWatt a évolué en 2022 et alerte désormais les consommateurs jusqu’à 3 jours en amont des situations de tension sur le système électrique.

Les moyens de stockage aujourd’hui exploités en France sont principalement les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) et, dans une moindre mesure, les batteries.

La contribution des batteries et des STEP journalières à la flexibilité du système électrique se concentre sur l’échelle intra-journalière, puisque ces moyens permettent d’absorber le surplus d’énergie produite au cours de l’après-midi ou de la nuit et de le restituer au moment des pics de consommation du matin et du soir. Du fait de coûts élevés associés à leur capacité de stockage, les batteries sont dimensionnées pour stocker un volume d’énergie correspondant à quelques heures de restitution seulement (moins de quatre heures voire moins de deux heures selon le type de système). Elles peuvent ensuite conserver cette énergie pour la restituer au système quelques heures ou quelques dizaines d’heures plus tard. Ce service est proche de celui offert par la flexibilité de la demande (comme le pilotage de la recharge des véhicules électriques ou le placement de la production d’eau chaude sanitaire sur les heures de forte production photovoltaïque) et il est particulièrement utile dans les scénarios de développement accéléré du photovoltaïque en Europe. L’intérêt du déploiement des batteries est donc largement dépendant du degré de mobilisation de la flexibilité de consommation, et vice-versa. Les analyses des Futurs énergétiques 2050 avaient mis en évidence la concurrence forte entre ces deux types de solutions, qui est confirmée par les nouvelles études du Bilan prévisionnel 2023–2035.

Les STEP hebdomadaires, grâce à leurs stocks de volumes plus larges, peuvent également être utilisées pour déplacer une partie de l’énergie produite au cours du week-end vers les jours de semaine. Elles peuvent également contribuer à lisser les variations de production éolienne au cours d’une semaine donnée.