Commercialisation de la flexibilité · Glossaire

La commercialisation de la flexibilité désigne l'exploitation économique de la capacité de modifier dans le temps la production, la consommation ou le stockage. Une installation, un consommateur ou un système de stockage ne se contente pas de fournir ou d'absorber de l'énergie. Ce qui est proposé, c'est une modification pilotable par rapport à une trajectoire attendue. Cette modification peut être rémunérée de différentes manières : sur les marchés de l'électricité, sur les marchés de l'énergie de réglage, dans le négoce intrajournalier, auprès des gestionnaires de réseau de transport ou de distribution, par l'intermédiaire d'agrégateurs ou par des contrats bilatéraux.

Le fondement technique est la flexibilité. Ce n'est cependant pas la propriété abstraite d'être flexible qui est commercialisée. Ce qui est vendu, c'est une puissance concrètement mesurable à un moment donné, avec une durée, un temps de réaction, une disponibilité et une logique d'appel définis. Exemples : une batterie peut fournir très rapidement de la puissance pendant une courte durée. Une pompe à chaleur peut décaler sa consommation dans certaines limites. Un électrolyseur peut réagir aux prix de l'électricité. Un site industriel peut déplacer certains processus si la production, la qualité et l'organisation du travail le permettent. La commercialisation de la flexibilité traduit ces possibilités techniques en contrats, offres de marché, programmes de marche, appels et décomptes.

Quelle grandeur est commercialisée ?

La flexibilité se décrit généralement par la puissance, c'est-à-dire en kilowatts ou en mégawatts. Celui qui peut réduire sa charge de 5 mégawatts propose une variation de puissance. La quantité d'énergie ainsi décalée ou fournie se mesure en kilowattheures ou en mégawattheures. Ces deux grandeurs doivent être distinguées. Exemple : un système de stockage par batterie de 10 mégawatts de puissance et de 20 mégawattheures de capacité peut, en théorie, délivrer sa pleine puissance pendant deux heures. En pratique, c'est un peu moins, en raison des pertes de rendement et des limites d'état de charge. Pour certains marchés, une réaction rapide est plus précieuse que la durée. Pour d'autres, c'est la quantité d'énergie disponible sur plusieurs heures qui compte.

Outre la puissance et la quantité d'énergie, d'autres caractéristiques comptent : temps d'activation, durée minimale, vitesse de rampe, charge minimale technique, besoin de recharge, qualité des prévisions et fréquence des appels possibles. Un entrepôt frigorifique, une aluminerie, un système de stockage par batterie et une flotte de recharge peuvent proposer la même puissance. Ce ne sont pourtant pas des sources de flexibilité équivalentes, car leurs contraintes diffèrent. Pour le stockage, l'état de charge est limitant ; pour une charge industrielle, c'est le risque pour la production. Pour un bâtiment, un corridor de confort doit être respecté ; pour les véhicules électriques, le besoin de mobilité.

La résolution temporelle des marchés joue aussi un rôle. Depuis le jour de livraison du 1er octobre 2025, les échanges de l'enchère day-ahead couplée au niveau européen (SDAC) se font par intervalles de 15 minutes au lieu de blocs horaires, soit 96 produits par jour au lieu de 24. L'Irlande fait exception et reste à 30 minutes. Ainsi, les rampes à court terme, par exemple le matin et le soir pour la production photovoltaïque, peuvent être valorisées en prix dès la veille. Une flexibilité à réaction rapide est ainsi évaluée plus finement.

Distinction avec la flexibilité, la commercialisation directe, l'énergie de réglage et la réponse à la demande

La commercialisation de la flexibilité n'est pas identique à la flexibilité. La flexibilité décrit une capacité technique ou organisationnelle. La commercialisation de la flexibilité décrit le processus visant à rendre cette capacité économiquement exploitable. Cela comprend le mesurage, le pilotage, la prévision, la participation au marché, la conception des contrats, le décompte et la responsabilité en cas d'écarts.

Il existe aussi une différence avec la commercialisation directe. La commercialisation directe désigne, au sens strict, la vente d'électricité issue d'installations de production, en Allemagne surtout d'installations renouvelables, par l'intermédiaire d'un commercialisateur direct ou de la bourse. La commercialisation de la flexibilité peut faire partie d'une telle stratégie, par exemple lorsqu'une installation de biogaz décale sa production d'électricité vers des heures chères. Elle peut toutefois concerner tout autant des installations de consommation, des systèmes de stockage ou des points de recharge pilotables qui ne produisent rien.

L'énergie de réglage est un cas d'application important, mais plus étroit. Ici, de la puissance est tenue en réserve afin que les gestionnaires de réseau de transport puissent compenser les déséquilibres à court terme entre production et consommation et maintenir la fréquence stable. La commercialisation de la flexibilité va au-delà. Elle inclut aussi l'arbitrage de prix sur le marché spot, l'optimisation intrajournalière, le pilotage au service du réseau dans les réseaux de distribution, l'optimisation de portefeuille et des produits de flexibilité contractuels pour les fournisseurs ou les responsables d'équilibre.

La réponse à la demande (demand response) désigne l'adaptation de la demande d'électricité aux prix ou aux appels. Le droit de l'UE parle de participation active de la demande. Cela décrit une partie de la commercialisation de la flexibilité, mais pas son ensemble. Le stockage et la production flexible ne décalent pas de demande. Ils interviennent néanmoins souvent sur les mêmes marchés avec des produits similaires.

Pourquoi la commercialisation de la flexibilité gagne en importance

Un système électrique avec une forte part d'éolien et de photovoltaïque a des tâches d'équilibrage différentes de celles d'un système reposant surtout sur des centrales pilotables. La production suit davantage la météo. Les profils de consommation, les capacités de réseau et les règles de marché doivent pourtant être respectés. La charge résiduelle, c'est-à-dire la demande d'électricité qui subsiste après déduction de l'injection d'origine éolienne et solaire, fluctue davantage. Il en résulte des périodes de prix bas ou négatifs, des phases de forte rareté et des congestions locales du réseau. Le besoin d'adaptation à court terme augmente.

La commercialisation de la flexibilité rend ces adaptations économiquement accessibles. Un système de stockage par batterie se charge lorsque les prix sont bas et se décharge lorsqu'ils sont plus élevés. Un site industriel décale sa consommation d'un quart d'heure cher vers un quart d'heure plus avantageux. Un fournisseur réduit son risque de coûts d'énergie d'équilibrage s'il peut piloter des consommateurs flexibles dans son portefeuille. Un gestionnaire de réseau peut, selon les règles applicables, recourir à une réduction de charge ou à une modification de l'injection pour éviter une congestion.

Les installations flexibles peuvent réduire le besoin de centrales de pointe, atténuer les pics de prix, diminuer l'écrêtement des énergies renouvelables et soutenir l'exploitation du réseau. Que cet avantage se concrétise réellement dépend des règles. Une batterie qui ne tire parti que des écarts de prix sur le marché de gros n'aide pas automatiquement face à une congestion locale du réseau. Des pompes à chaleur qui réagissent à de bas prix de bourse peuvent même charger davantage un réseau de distribution faible si de nombreux appareils démarrent simultanément. La commercialisation doit donc correspondre à la fonction système visée.

Marchés, responsabilités et logiques d'appel

La commercialisation de la flexibilité s'exerce dans différents espaces institutionnels. Sur les marchés day-ahead et intrajournalier, les installations flexibles réagissent aux prix. L'exploitant ou l'agrégateur optimise les programmes de marche, achète ou vend de l'électricité et supporte le risque que les prévisions ne se réalisent pas. Pour l'énergie de réglage, des conditions propres s'appliquent : préqualification, tranches temporelles des produits, tailles minimales d'offre, justificatifs techniques et signaux d'appel des gestionnaires de réseau de transport. Dans le périmètre d'équilibre, ce qui compte est de savoir si les injections et soutirages réels correspondent au programme déclaré. Les écarts génèrent des coûts d'énergie d'équilibrage.

Dans les réseaux de distribution, il s'agit souvent de congestions locales, du maintien de la tension ou de la pilotabilité des installations de consommation. Des pompes à chaleur, des dispositifs de recharge et des systèmes de stockage par batterie pilotables peuvent être utiles au réseau lorsque les appels correspondent, en lieu et en temps, au problème du réseau. Un prix de l'électricité uniforme à l'échelle nationale ne reflète pas cette situation locale. C'est pourquoi on distingue trois types de flexibilité :

Au service du marché : l'installation réagit aux signaux de prix du marché de gros.
Au service du système : l'installation agit sur la situation globale d'approvisionnement ou sur le maintien de la fréquence, par exemple via l'énergie de réglage.
Au service du réseau : l'installation soulage des équipements de réseau concrets en un lieu précis.

Des conflits peuvent surgir entre ces niveaux. Une installation voudra peut-être absorber de l'électricité parce que le prix est bas, alors que le tronçon de réseau local est déjà fortement sollicité. Inversement, un appel du réseau peut modifier une position de marché et provoquer des écarts de périmètre d'équilibre. La commercialisation de la flexibilité requiert donc des règles claires en matière de priorité, d'indemnisation, d'accès aux données, de mesurage et de responsabilité. Sans de telles règles, la flexibilité existe certes techniquement, mais reste incertaine en pratique.

Cadre juridique dans l'UE et en Allemagne (état : novembre 2026)

Au niveau de l'UE, l'article 17 de la directive (UE) 2019/944 sur le marché intérieur de l'électricité oblige les États membres à autoriser et à encourager la participation active de la demande par agrégation. Les clients finals doivent pouvoir, y compris par l'intermédiaire d'agrégateurs, participer à tous les marchés de l'électricité sur un pied d'égalité avec les producteurs. Les agrégateurs indépendants peuvent accéder aux marchés sans l'accord des autres acteurs du marché. En même temps, ils assument la responsabilité financière des déséquilibres qu'ils causent : ils sont eux-mêmes responsables d'équilibre ou délèguent cette responsabilité.

En Allemagne, le § 14c EnWG régit l'acquisition fondée sur le marché de services de flexibilité dans le réseau de distribution d'électricité. Lorsqu'un gestionnaire de réseau de distribution acquiert de tels services afin de rendre l'exploitation et le développement de son réseau plus efficaces, cela doit se faire de manière transparente, non discriminatoire et fondée sur le marché. Les spécifications et les produits standardisés sont élaborés par les gestionnaires de réseau. Ils sont approuvés par l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur), qui peut aussi fixer des exceptions pour certains services. Les instruments prévus aux §§ 13, 13a EnWG, dont relève le redispatching, ainsi que le § 14a EnWG demeurent expressément inchangés. En Allemagne, le redispatching n'est donc pas un marché libre de la flexibilité, mais une procédure réglementée des gestionnaires de réseau.

Depuis le 1er janvier 2024, des décisions uniformes à l'échelle fédérale de la Bundesnetzagentur relatives au § 14a EnWG s'appliquent. Les nouvelles installations de consommation pilotables dont la puissance de raccordement au réseau dépasse 4,2 kilowatts, par exemple les pompes à chaleur, les points de recharge privés ou les systèmes de stockage par batterie, doivent accepter d'être bridées par le gestionnaire de réseau. En contrepartie, elles bénéficient de redevances d'utilisation du réseau réduites. Les coupures complètes ne sont plus admises. Des dispositions transitoires existent pour les installations existantes. Le § 14a n'est pas un marché de la flexibilité, mais un instrument de pilotage obligatoire orienté vers le réseau. Il limite toutefois la marge de manœuvre que ces mêmes appareils peuvent exploiter sur le marché, et doit donc être pris en compte dans les modèles de commercialisation.

Agrégateurs et regroupement de petites flexibilités

Beaucoup d'installations flexibles sont, prises isolément, trop petites, trop irrégulières ou trop lourdes sur le plan organisationnel pour participer directement au marché. Un agrégateur les regroupe en un portefeuille. Il se charge des prévisions, du pilotage, du dépôt des offres, de la communication avec les marchés et du décompte avec les exploitants des installations. Une centrale virtuelle est une forme technique et commerciale de ce regroupement. Elle rassemble des producteurs décentralisés, des systèmes de stockage et des consommateurs de manière à ce qu'ils apparaissent vers l'extérieur comme une unité pilotable plus importante.

Le rôle de l'agrégateur est souvent sous-estimé. Il ne vend pas une somme quelconque de petits appareils, mais une puissance fiable au comportement défini. Pour cela, il doit savoir quelle installation est disponible, quelles contraintes existent et quelle baseline s'applique, c'est-à-dire quelle consommation aurait été attendue sans appel. Il doit en outre estimer comment un appel influence les périodes ultérieures. Si une flotte de recharge recharge moins ce soir, elle devra peut-être recharger plus tard. Si un bâtiment éteint temporairement sa pompe à chaleur, il se refroidit et a ensuite besoin de plus de chaleur. Cet effet de rattrapage doit être intégré dans le prix de la commercialisation ou limité techniquement.

Interprétations erronées typiques

Une idée répandue veut que toute installation pilotable soit automatiquement une source de flexibilité économiquement exploitable. Entre la pilotabilité technique et la flexibilité commercialisable s'interposent des coûts et des risques. Il faut une infrastructure de mesure, des technologies de communication et de pilotage, des contrats, des processus de marché, de bonnes données ainsi que du personnel ou des prestataires. Pour les petites installations, les coûts de transaction peuvent dépasser les recettes. S'y ajoutent, selon l'installation, d'autres coûts : pour les batteries, le vieillissement dû aux cycles supplémentaires ; pour les processus industriels, des coûts d'opportunité ; pour les ménages, des limites d'acceptation et de confort.

De fortes fluctuations de prix ne garantissent pas non plus des recettes élevées. Si de nombreux systèmes de stockage exploitent le même écart de prix, celui-ci se réduit. Lorsque de nombreux nouveaux fournisseurs entrent sur les marchés de l'énergie de réglage, les prix de la puissance baissent souvent. Les modèles de recettes fondés uniquement sur des écarts de prix passés surestiment donc fréquemment l'avenir. Une commercialisation solide combine plusieurs sources de recettes et tient compte de la manière dont elles se limitent mutuellement. Un système de stockage ne peut pas réserver simultanément et intégralement la même capacité au négoce intrajournalier, à l'énergie de réglage et à la gestion locale des congestions. L'usage multiple est possible, mais seulement avec une priorisation rigoureuse et la preuve que tous les engagements restent réalisables.

Un autre raccourci consiste à traiter la commercialisation de la flexibilité comme un substitut au développement du réseau. Des installations flexibles peuvent atténuer les congestions et reporter des investissements dans le temps. Elles ne remplacent pas une infrastructure de réseau suffisante lorsque des besoins de transport durablement élevés existent ou que de nouveaux centres de consommation apparaissent. Une comparaison équitable considère l'ensemble des coûts du système : acquisition et pilotage de la flexibilité, recettes de marché perdues, pertes supplémentaires, sécurité d'exploitation et coûts d'investissement. C'est alors seulement qu'on peut juger si la flexibilité est moins chère que le développement du réseau ou si les deux doivent être combinés.

Ce que le concept rend visible

La commercialisation de la flexibilité montre qu'un système électrique neutre pour le climat ne se décrit pas uniquement par la puissance de production installée. Il est tout aussi important de savoir si la consommation, le stockage et la production peuvent réagir à la rareté, aux excédents et aux situations de réseau. Le concept relie la pilotabilité technique aux règles de marché et aux responsabilités. La flexibilité ne devient fiable que lorsqu'elle peut être mesurée, rémunérée, coordonnée et sanctionnée en cas de défaillance.

La commercialisation de la flexibilité va ainsi au-delà d'un simple appel à plus de flexibilité. Elle interroge la puissance concrète, le lieu, la durée, le motif d'appel, la contrepartie et le décompte. Un kilowattheure flexible n'a pas la même valeur partout. Sa valeur dépend de la situation : selon qu'il réduit une rareté, soulage une congestion, évite de l'énergie d'équilibrage ou rend exploitable la production renouvelable. La commercialisation de la flexibilité n'est donc pas un marché de niche pour des cas techniques particuliers. C'est un mécanisme d'ordonnancement pour un système électrique dans lequel le temps, le lieu et la pilotabilité déterminent de plus en plus les coûts et la sécurité d'approvisionnement.

Sources

Richtlinie (EU) 2019/944 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt (konsolidierte Fassung) — Europäische Union, EUR-Lex; 2024-07-16 (konsolidierte Fassung). Artikel 17 (Laststeuerung durch Aggregierung), Abs. 1 und 3
EnWG § 14c Marktgestützte Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen im Elektrizitätsverteilernetz; Festlegungskompetenz — NWB Verlag (Gesetzestext Energiewirtschaftsgesetz); Fassung vom 23.07.2026 laut Datenbank; § 14c i. d. F. vom 19.07.2022, wirksam ab 29.07.2022. § 14c Abs. 1 und 2 EnWG
Bundesnetzagentur legt Regelungen zur Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen fest — Bundesnetzagentur; 2023-11-27. Pressemitteilung, Abschnitt Inhalt der Festlegungen
§14a EnWG Steuerbare Verbrauchseinrichtungen – Integration von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen — Bundesnetzagentur (Verbraucherportal); unbekannt. Abschnitt Integration von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen
15-minute products in Market Coupling — EPEX SPOT; unbekannt (Stand nach Go-live 2025). Abschnitt Introduction of 15-minute MTU contracts for Day-Ahead - SDAC

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Edited by eCMS on 12.11.2026 05:05