Activation de flexibilité · Glossaire

Une activation de flexibilité est l'opération concrète par laquelle une option de flexibilité disponible ou promise par contrat est mobilisée. Exemples : une batterie se charge ou se décharge. Une pompe à chaleur réduit temporairement sa puissance électrique. Un véhicule électrique décale sa recharge. Une installation frigorifique exploite son inertie thermique, ou un procédé industriel modifie sa charge. L'activation n'est donc pas la simple existence de flexibilité. Elle désigne son utilisation effective dans une situation donnée, à un moment donné et avec un objectif technique donné.

Une activation de flexibilité se décrit généralement à l'aide de plusieurs grandeurs. La puissance activable est exprimée en kilowatts ou en mégawatts. Elle indique dans quelle mesure une installation peut modifier son injection ou son soutirage par rapport à un comportement de référence. La durée indique combien de temps cette modification peut être maintenue. De la puissance multipliée par la durée résulte la quantité d'énergie en kilowattheures ou en mégawattheures. Exemple : 2 MW pendant 30 minutes correspondent à 1 MWh. S'y ajoutent le temps de réaction, le délai de préavis, la vitesse de rampe, la disponibilité, la mesurabilité et le temps de rétablissement. Un accumulateur à batterie réagit souvent rapidement, mais il est limité par son état de charge. Une pompe à chaleur peut déplacer de la charge si le bâtiment et le ballon d'eau chaude disposent d'une réserve thermique suffisante. Un procédé industriel peut déplacer de fortes puissances, mais souvent seulement dans des fenêtres de production étroites.

Le terme sépare plusieurs niveaux qui sont souvent confondus dans les débats sur les consommateurs flexibles et les accumulateurs. Le potentiel de flexibilité signifie d'abord seulement qu'une installation peut être modifiée sur le plan technique ou opérationnel. La mise à disposition de flexibilité signifie que ce potentiel est rendu exploitable, par exemple par une technique de pilotage, un concept de mesure, un contrat, une préqualification ou une offre sur un marché. L'activation de flexibilité est le moment où cette possibilité devient une modification de puissance réellement effective. Sans cette étape, la flexibilité reste une propriété d'appareils ou de procédés. Elle n'est alors pas encore une ressource fiable pour l'exploitation du réseau, le marché ou la sécurité d'approvisionnement.

Fonction technique et effet mesurable

Une activation modifie toujours un profil de charge ou d'injection par rapport à une évolution attendue. Cette évolution attendue s'appelle souvent programme, prévision ou charge de référence (baseline). Pour le pilotage industriel de la charge et pour la réponse à la demande, cette référence est particulièrement importante. L'effet ne peut être mesuré que si l'on sait clairement ce qui se serait passé sans activation. Si la référence est fixée trop haut, on rémunère un effet qui n'a jamais eu lieu. Pour un accumulateur, l'effet est généralement plus facile à saisir, car la puissance de charge et de décharge est mesurée directement. Là aussi, l'état de charge reste important : un accumulateur ne peut pas fournir la même puissance indéfiniment ni aussi souvent qu'on le voudrait.

Une activation peut augmenter ou réduire la puissance. Du point de vue du système électrique, il ne suffit donc pas de parler de « réduire la consommation ». Une charge peut être augmentée lorsque beaucoup d'électricité renouvelable est disponible ou lorsqu'une forte injection photovoltaïque fait monter la tension locale. Elle peut être réduite lorsqu'une congestion du réseau menace ou que la charge résiduelle augmente fortement. Un accumulateur agit comme une consommation supplémentaire lors de la charge et comme une injection lors de la décharge. Le sens de l'activation dépend donc de l'objectif et de l'emplacement dans le réseau.

Le lieu n'est pas secondaire sur le plan technique. Une activation au niveau du réseau de transport peut convenir au maintien de la fréquence ou à l'équilibrage à l'échelle du système. Mais elle ne résout pas automatiquement une congestion dans un réseau basse tension donné. Inversement, un pilotage favorable au réseau dans le réseau de distribution peut agir localement sans devenir pertinent pour le marché de gros. La flexibilité doit donc être évaluée non seulement selon la quantité, mais aussi selon le niveau de réseau, le lieu de raccordement et la disponibilité dans le temps.

Distinction par rapport à l'énergie de réglage, au redispatch et à l'optimisation propre

L'activation de flexibilité est un terme générique. Elle peut recouvrir différents mécanismes sans être identique à aucun d'entre eux. Pour l'énergie de réglage, des installations préqualifiées sont appelées. Elles compensent les écarts de courte durée entre production et consommation et stabilisent ainsi la fréquence du réseau. Des exigences précises s'y appliquent en matière de temps de réaction, de disponibilité, de mesure et de décompte.

Le redispatch sert en revanche à la gestion des congestions. Les programmes de production ou de consommation sont modifiés de manière à ne pas surcharger les lignes et autres équipements. Il ne s'agit donc pas en premier lieu de la fréquence, mais de la répartition spatiale de l'injection et de la charge dans le réseau. En Allemagne, le redispatch n'est plus limité au réseau de transport. Depuis le 1er octobre 2021, la procédure « Redispatch 2.0 » s'applique sur la base du NABEG 2.0. Elle inclut en principe toutes les installations à partir de 100 kW, y compris les installations d'énergies renouvelables et de cogénération (KWK). Outre les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution sont depuis lors davantage impliqués. Le redispatch peut aussi comporter des activations de flexibilité, par exemple lorsque des accumulateurs ou des installations décentralisées pilotables sont mobilisés.

L'optimisation de l'autoconsommation doit également être distinguée. Lorsqu'une batterie domestique stocke l'électricité solaire à midi et la restitue le soir, de la flexibilité est utilisée sur le plan technique. Une activation de flexibilité systémique n'existe toutefois que si l'utilisation réagit à un signal externe : un contrat, un besoin du réseau ou un prix de marché. En outre, l'effet doit pouvoir être planifié de manière fiable par des tiers. L'optimisation privée peut être favorable au système par hasard. Elle n'est pas pour autant une ressource activable pour les gestionnaires de réseau ou les marchés.

Marché, contrat et compétence

Une activation de flexibilité requiert des règles. Elles déterminent qui peut la déclencher, qui doit réagir, comment l'effet est mesuré et comment les conflits sont traités. Pour les activations de marché, cela passe par des prix, des offres et des programmes. Les exploitants d'installations ou un agrégateur regroupent des unités flexibles et les proposent sur un marché. L'activation a lieu lorsque l'offre est retenue économiquement ou qu'un signal de prix déclenche une réaction automatique.

Pour les activations relevant de l'exploitation du réseau, le déclencheur se trouve du côté du gestionnaire de réseau. Il doit respecter la tension, la charge en courant et les limites des équipements. Dans le réseau de distribution en particulier, une nouvelle tâche de coordination apparaît, car des pompes à chaleur, des points de recharge, des installations photovoltaïques et des accumulateurs à batterie sont raccordés en grand nombre aux niveaux de réseau inférieurs. Un appareil isolé est petit. De nombreuses recharges simultanées ou des pointes d'injection peuvent toutefois devenir pertinentes localement. Une activation de flexibilité peut alors compléter ou étaler dans le temps l'extension du réseau. Elle ne peut pas automatiquement la remplacer, car les augmentations durables de charge et les congestions structurelles exigent toujours une capacité de réseau physique.

Au niveau de l'UE, l'article 32 de la directive (UE) 2019/944 sur le marché intérieur de l'électricité oblige les États membres à créer un cadre réglementaire. Il doit permettre aux gestionnaires de réseau de distribution, et les inciter, à se procurer des services de flexibilité, y compris pour la gestion des congestions. L'objectif est une plus grande efficacité dans l'exploitation et le développement du réseau de distribution. En Allemagne, le § 14c EnWG le met en œuvre. Lorsqu'un exploitant d'un réseau de distribution d'électricité se procure des services de flexibilité à cette fin, cela doit se faire de manière transparente, non discriminatoire et fondée sur le marché. Les spécifications et les produits de marché standardisés doivent être approuvés par la Bundesnetzagentur. L'autorité peut en outre fixer des dérogations lorsqu'une acquisition fondée sur le marché ne serait pas économiquement efficiente, causerait de graves distorsions du marché ou aggraverait des congestions. Les dispositions relatives au redispatch et aux mesures de sécurité du réseau, ainsi que le § 14a EnWG, demeurent inchangées.

Un exemple d'activation non marchande, relevant de l'exploitation du réseau, en Allemagne est le § 14a EnWG avec les décisions de la Bundesnetzagentur de novembre 2023. Il s'applique aux installations de consommation pilotables telles que les points de recharge privés, les pompes à chaleur, les climatiseurs et les accumulateurs d'électricité soutirant du réseau. Les conditions sont une puissance de raccordement au réseau supérieure à 4,2 kW, un raccordement en basse tension et, en règle générale, une mise en service à partir du 1er janvier 2024. Le gestionnaire de réseau ne peut réduire temporairement leur soutirage d'électricité que si une surcharge aiguë ou un endommagement du réseau menace. Une coupure complète n'est pas autorisée. Par installation, une puissance minimale de 4,2 kW doit en principe être maintenue. Des calculs particuliers s'appliquent aux grandes pompes à chaleur et à plusieurs appareils sur un même raccordement. En contrepartie, les redevances d'utilisation du réseau diminuent. Des règles transitoires s'appliquent aux installations existantes avec des accords plus anciens.

Les activations contractuelles se situent entre ces formes. Une entreprise peut s'engager auprès d'un fournisseur ou d'un prestataire à réduire sa charge à certaines heures. Un client résidentiel peut accepter un tarif dans lequel la puissance de recharge ou le fonctionnement de la pompe à chaleur sont ajustés dans des limites fixées. De tels modèles ne fonctionnent que si le confort, la sécurité de production et les limites techniques sont respectés. Une activation théoriquement possible mais qui nuit à l'acceptation, à la stabilité du procédé ou à la durée de vie des appareils n'est pas une ressource robuste.

Malentendus typiques

Un malentendu répandu consiste à traiter la flexibilité comme une réserve libre. De nombreuses installations peuvent déplacer leur charge, mais pas la faire disparaître. Si une voiture électrique se recharge plus tard, l'énergie nécessaire doit généralement être rattrapée. Si une pompe à chaleur est brièvement bridée, le besoin supplémentaire ultérieur dépend de l'enveloppe du bâtiment, de la température extérieure, de la taille du stockage et des limites de confort. Une activation peut donc réduire une pointe et déclencher plus tard une réaction inverse, appelée effet de rattrapage ou rebond. Pour le système électrique, c'est donc l'ensemble du profil de charge qui compte, et pas seulement le moment de l'activation.

Il est tout aussi problématique d'assimiler la puissance installée des appareils à la puissance activable. Un million de points de recharge de onze kilowatts chacun donnent, sur le papier, onze gigawatts. Il n'en résulte toutefois pas que cette puissance soit disponible à tout moment, pilotable, liée par contrat et activable simultanément. Les véhicules doivent être branchés. Les utilisateurs doivent indiquer des objectifs de recharge ou au moins accepter des limites. La technique de mesure et de pilotage, par exemple via un compteur intelligent, doit fonctionner. Et l'activation ne doit pas charger les réseaux locaux à un autre endroit. S'ajoutent des limites juridiques : lors de la réduction selon le § 14a EnWG, une puissance minimale est maintenue, de sorte que seule une partie de la puissance de raccordement peut être réduite.

La rémunération est elle aussi souvent envisagée de façon trop simple. Peuvent être rémunérées la simple mise à disposition de puissance, l'énergie effectivement activée, la charge de réseau évitée ou une combinaison de ces éléments. C'est plus qu'une question de comptabilité. Celui qui rémunère la disponibilité crée d'autres incitations que celui qui ne paie que les activations. Si seule l'activation est payée, il se peut que les exploitants n'aient pas intérêt à tenir en réserve une capacité rarement utilisée. Si la mise à disposition est rémunérée trop généreusement, des coûts apparaissent pour des ressources à l'utilité limitée. Les règles déterminent donc quelles installations participent et avec quelle fiabilité elles réagissent.

Importance dans le système électrique

Avec la part croissante de production dépendante de la météo et l'électrification croissante, l'activation de flexibilité gagne en importance. Le photovoltaïque et l'éolien ne produisent pas selon la demande, mais selon la situation météorologique. Les pompes à chaleur, l'électromobilité et les procédés industriels électriques augmentent la demande d'électricité, mais introduisent en même temps de nouvelles charges déplaçables dans le système. La valeur ne tient pas seulement à la quantité d'énergie, mais au moment de l'utilisation. Un kilowattheure pendant une heure du soir surchargée n'a pas le même effet que le même kilowattheure pendant une heure à forte production solaire locale.

Les activations de flexibilité peuvent aider à mieux utiliser les centrales, les réseaux et les accumulateurs. Elles peuvent amortir les pointes de prix, réduire l'écrêtement des installations renouvelables, atténuer les congestions et diminuer le besoin de mesures d'équilibrage à court terme. Leur effet dépend toutefois de la coordination. Un signal de prix qui amène de nombreuses installations à se recharger en même temps peut créer localement de nouveaux problèmes de réseau. Une activation favorable au réseau peut entrer en conflit avec les prix du marché. Un agrégateur optimise peut-être pour un périmètre d'équilibre, alors que le gestionnaire de réseau de distribution doit respecter une autre limite locale. Les conflits surviennent là où possibilité technique, règle de marché et compétence divergent.

Pour que les activations de flexibilité deviennent fiables, les données, la pilotabilité et les responsabilités doivent s'accorder. Les compteurs intelligents, les voies de communication sécurisées, les interfaces standardisées et des règles de décompte claires ne sont pas des accessoires, mais des conditions de la pratique. Il faut en même temps des limites. Les gestionnaires de réseau ne doivent pas intervenir arbitrairement dans les décisions de consommation. En Allemagne, la réduction selon le § 14a EnWG est par exemple liée à une menace de surcharge du réseau et à une puissance minimale. Les marchés ne doivent pas ignorer les limites physiques du réseau. Et les clients doivent savoir quelles restrictions ils acceptent et quelle contrepartie ils reçoivent.

Le terme d'activation de flexibilité met en évidence la différence entre un ajustement possible et un effet fiable sur le système. Des appareils flexibles ne constituent pas à eux seuls une solution. Ils ne deviennent efficaces que lorsque la puissance, la durée, le lieu, le déclencheur, la mesure, la rémunération et la compétence sont réglés. Alors une activation a effectivement lieu au bon moment, et ses conséquences sur le réseau et sur le marché restent maîtrisables.

Sources

§14a EnWG Steuerbare Verbrauchseinrichtungen – Integration von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen — Bundesnetzagentur; unbekannt. Verbraucherportal, Abschnitte zu Anwendungsbereich, Dimmen und Mindestleistung
§ 14c EnWG – Marktgestützte Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen im Elektrizitätsverteilernetz; Festlegungskompetenz — lxgesetze.de (Gesetzestext EnWG); unbekannt (Fassung in Kraft seit 29.07.2022). § 14c Abs. 1 und 2; Abs. 4 laut rewis.io-Wiedergabe
Netzengpassmanagement – Redispatch 2.0 — Bundesnetzagentur; unbekannt. Abschnitt Redispatch 2.0
Richtlinie (EU) 2019/944 mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt — Europäische Union (EUR-Lex); 2019-06-05. Artikel 32 Abs. 1 (Anreize für die Nutzung von Flexibilität in Verteilernetzen)

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