Flexibiliser la demande, un enjeu clé de la réforme du marché européen de l’électricité

Le développement massif d’énergies renouvelables non pilotables va démultiplier les besoins en flexibilité du réseau électrique. Les acteurs du marché, comme le français Schneider Electric, plaident pour une meilleure gestion de la demande, vivier important d’optimisation.

Avec la crise du gaz, le marché européen de l’électricité n’a pas su maintenir l’équilibre des prix, qui se sont envolés et décorrélés des coûts de production, notamment nucléaires et renouvelables.

En réponse, la Commission européenne a proposé une réforme du marché européen de l’électricité. Objectif : accélérer le développement d’actifs décarbonés qui ne dépendent pas des fluctuations des prix du gaz.

Encore faut-il que la production et la demande concordent en temps et en heure, tout en évitant les congestions sur le réseau électrique. La Commission européenne propose, dès lors, d’agir plus encore sur les moyens de flexibiliser l’offre et la demande.

Selon la commissaire à l’énergie, Kadri Simson, les besoins quotidiens de l’UE en flexibilité devraient augmenter de 133 % entre 2021 et 2030, puis de 250 % entre 2030 et 2050. Et si le stockage et l’effacement de la demande sont appelés à jouer un rôle essentiel dans le futur, « le gaz joue encore aujourd’hui un rôle dominant » pour répondre aux besoins à court terme, a-t-elle rappelé lors d’un discours en avril dernier.

« Il n’y aura pas de transition [énergétique] sans flexibilité » – tant de l’offre que de la demande, résume le géant gazier français Engie, qui estime les besoins à 820 GW d’ici 2050 pour une quinzaine de pays européens, dont la Suisse et Royaume-Uni.

Flexibiliser la demande

Le marché peut d’abord être flexibilisé par l’offre : stockage de la production électrique et mise en réserve de capacités de production fossiles (gaz ou charbon) utilisées seulement en cas de pointe de la demande.

Néanmoins, ces moyens sont coûteux et ne suffiront pas face aux besoins accrus par la massification du recours aux énergies renouvelables intermittentes en Europe, comme le solaire et l’éolien.

Un certain nombre d’acteurs du marché insistent donc sur les possibilités offertes de flexibiliser par la demande. Certaines techniques sont déjà bien connues, comme l’effacement de consommation, qui peut être adossé à des contrats à prix fixes ou variables.

La France, par exemple, dispose d’un marché de l’effacement sur lequel les industries énergivores réduisent leur production (et donc leur consommation d’électricité) pour alléger la pression sur le réseau contre une rémunération.

L’efficacité énergétique est aussi une solution, dans le secteur du bâtiment notamment.

Dans le non résidentiel, « on peut aller jusqu’à 30 % d’optimisation de la demande », explique à EURACTIV France Gwenaëlle Avice-Huet, vice-présidente exécutive Europe chez Schneider Electric, spécialiste européen de la gestion de consommation énergétique.

« Le potentiel est plus grand encore que dans le résidentiel », précise-t-elle, alors que « 18 % des bâtiments sont non résidentiels dans l’UE, mais représentent un tiers de la consommation énergétique. En outre, le retour sur investissement est très rapide, de l’ordre de 2 à 5 ans ».

Dans le résidentiel, « l’idée est d’avoir un contrôle sur les charges à l’intérieur de la maison » – essentiellement les pompes à chaleurs et voitures électriques – grâce au « submetering », c’est-à-dire la mesure de la consommation des objets connectés dans un bâtiment ou une maison, précise Mme Avice-Huet.

Nouvel usage des batteries de véhicules électriques

Dans le cas des voitures électriques, les technologies en développement portent sur la « bi-directionnalité », qui permet de renvoyer de l’électricité vers le réseau depuis les batteries.

Certains constructeurs, comme Tesla, y travaillent déjà, confirme Michael Villa, directeur-exécutif de smartEN, association promouvant le déploiement de la flexibilité, à EURACTIV France.

En outre, la « bi-directionnalité » dispose déjà de relais à Bruxelles. En juin, le ministre de l’Énergie luxembourgeois, Claude Turmes, invitait la Commission européenne à la rendre obligatoire.

Un potentiel inexploité

À ce jour, « la plupart des technologies pour rendre les consommateurs flexibles sont déjà sur le marché », explique M. Villa. « En 2020, 200 GW de capacité flexible ont déjà été déployés dans les bâtiments », ajoute-t-il.

En revanche, « seulement 5 % sont activées ».

Il persiste donc un besoin de communication envers le public pour pouvoir accéder aux données de leur consommation. Un sujet qui demande une grande transparence, convient Mme Avice-Huet.

Il faut, dès lors « aller plus loin et reconnaître le droit au submetering, qui est essentiel pour piloter de manière intelligente les chargeurs de batteries de véhicules par exemple », défend-elle.

D’autant que le potentiel global est énorme. Selon une étude publiée l’année dernière par le cabinet Norvégien DNV, les consommateurs européens pourraient économiser jusqu’à 71 milliards d’euros par an sur leur facture d’électricité si ces technologies étaient exploitées pleinement.

L’électricité mise à disposition par une meilleure gestion de la demande permettrait ainsi d’éviter l’installation de 60 GW de capacité de production de pointe et d’économiser près de 30 milliards d’euros par an sur les investissements qui seraient autrement nécessaires pour renforcer le réseau de distribution d’électricité et faire face à la charge supplémentaire.

Rémunérer la participation

Les incitations sont donc principalement financières. Ainsi, « l’effacement de consommation doit être rémunéré de la même façon, que l’on soit une grande entreprise, une PME ou un particulier » avance Mme Avice-Huet.

L’Espagne, qui préside le Conseil de l’UE jusqu’à la fin de l’année, a fortement insisté sur le développement d’un système de rémunération viable dans le cadre de la réforme du marché européen de l’électricité.

Teresa Ribera, la ministre espagnole de l’Énergie, en a fait son cheval de bataille. « Il y a des choses qui manquent encore » dans le système électrique actuel, a-t-elle déclaré en avril à Bruxelles, citant notamment la gestion de la demande et le stockage de l’électricité.

Optimiser les réseaux

En outre, les réseaux de distribution doivent aussi évoluer pour optimiser les transitions électriques et éviter les congestions. Ce n’est pas tant un problème de quantité que de qualité .

«Plutôt que d’investir pour renforcer le réseau, il faut s’assurer que les gestionnaires de réseaux de distribution utilisent la flexibilité des consommateurs connectés », explique M. Villa.

Aux Pays-Bas, les décideurs ont déjà créé une sorte de place de marché virtuelle d’échange de flexibilité. Des systèmes similaires sont en cours de développement en Europe, notamment en Italie, nous confie M. Villa.

Enfin, à plus grande échelle, les interconnexions européennes doivent être améliorées.

La Commission européenne souhaite notamment, comme nombre d’acteurs du secteur, que l’offre et la demande ne concordent plus seulement à l’heure, mais à la demi-heure près.

Flexibiliser: une priorité ?

D’ici là, la priorité pour résorber la volatilité des prix reste toutefois le développement de capacités de production d’électricité décarbonée.

En France notamment, le besoin de flexibilité deviendra « extrêmement important au-delà de 2035 », écrit RTE, gestionnaire de réseau électrique français ; 2040, si l’on se fie à l’analyse de l’Union française de l’électricité, syndicat professionnel des industriels de l’énergie.

La France profite, en effet, d’un parc électrique dont une grande partie de la production (nucléaire et hydroélectrique) est pilotable, donc flexible. Dans d’autres pays comme en Allemagne, où la transition énergétique est presque entièrement basée sur le développement de renouvelables intermittentes, les besoins seront plus pressants.

[Édité par Frédéric Simon]