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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Marché de la flexibilité

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Un marché de la flexibilité est un mécanisme organisé par lequel des modifications limitées dans le temps de la production d'électricité, de la consommation d'électricité ou du stockage sont offertes, demandées, tarifées et appelées. Ce qui s'échange n'est pas simplement de l'électricité, c'est-à-dire un kilowattheure à un moment quelconque. Ce qui s'échange, c'est la capacité de décaler, d'augmenter, de réduire ou d'adapter plus rapidement l'injection ou le soutirage. Cette capacité s'appelle la flexibilité.

Sur le plan technique, un marché de la flexibilité porte le plus souvent sur la puissance, c'est-à-dire des kilowatts ou des mégawatts. S'y ajoutent une durée, un temps d'activation, un sens et souvent un lieu. Une batterie peut par exemple injecter ou absorber de l'électricité supplémentaire pendant un quart d'heure. Une pompe à chaleur peut décaler sa consommation si le bâtiment présente une inertie thermique suffisante. Un site industriel peut démarrer un processus plus tôt, le faire fonctionner plus tard ou le réduire brièvement, pour autant que la qualité, la planification de la production et la sécurité au travail le permettent. De ces caractéristiques naît un produit : quelle puissance, pendant combien de temps, avec quel délai de préavis, à quel point du réseau et avec quelle fiabilité.

C'est pourquoi un marché de la flexibilité doit être distingué d'un marché de l'électricité ordinaire. Sur le marché de gros, l'énergie électrique est achetée et vendue pour des périodes de livraison déterminées. Sur un marché de la flexibilité, il s'agit de la modifiabilité du programme de marche. Un offreur vend donc la possibilité de s'écarter d'un comportement attendu. Cet écart doit être mesurable, réglé par contrat et techniquement appelable. Sans concept de mesure, valeur de référence et responsabilité claire, la flexibilité n'est pas un bien négociable, mais seulement un potentiel théorique.

Distinction par rapport à l'énergie de réglage, au redispatching, aux tarifs dynamiques et au marché de capacité

Le terme de marché de la flexibilité est utilisé pour des instruments très différents. Il reste ainsi souvent peu clair quelle fonction un mécanisme doit remplir. Les marchés de l'énergie de réglage servent au maintien de la fréquence : les gestionnaires de réseau de transport y acquièrent de la puissance de réglage (la disponibilité réservée) et de l'énergie de réglage (l'énergie effectivement appelée) afin de compenser les déséquilibres de courte durée entre production et consommation dans l'ensemble de la zone de réseau. L'énergie de réglage est ainsi une forme particulière, fortement standardisée, d'acquisition de flexibilité, pour laquelle l'emplacement exact de l'installation n'a généralement pas d'importance.

Le redispatching sert en revanche à soulager les congestions du réseau. Les gestionnaires de réseau y modifient le mode de fonctionnement d'installations de production, de stockages ou de charges afin que les lignes ne soient pas surchargées. Ici, le lieu est déterminant : une installation peut être avantageuse du point de vue du marché et causer pourtant des problèmes supplémentaires à un nœud de réseau surchargé. En Allemagne, le redispatching est organisé, selon les §§ 13 et 13a EnWG, principalement comme une intervention réglementée avec compensation financière, et non comme un marché libre fonctionnant par offres. Le droit allemand précise expressément que ces instruments restent inchangés par l'acquisition de flexibilité fondée sur le marché dans le réseau de distribution.

Les tarifs d'électricité dynamiques donnent aux clients finals des signaux de prix qui s'alignent par exemple sur les prix de bourse. Au sens strict, ils ne constituent pas un marché de la flexibilité tant qu'aucune possibilité d'appel contraignante, aucune puissance garantie ni aucun pilotage au service du réseau n'est convenu. Un ménage avec un tarif dynamique réagit peut-être à des prix bas, mais il n'y est pas tenu. Pour l'exploitation du réseau et la sécurité d'approvisionnement, cette différence est considérable.

Un marché de capacité est lui aussi différent. On y rémunère la disponibilité de puissance garantie, généralement en vue de situations de pénurie. Un marché de la flexibilité peut certes contribuer à la puissance garantie lorsque des charges flexibles ou des stockages peuvent être appelés de manière fiable. Mais il rémunère avant tout la capacité d'adaptation dans le temps, et non la simple existence d'une installation.

Cadre juridique dans l'UE et en Allemagne

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. Celui-ci doit permettre aux gestionnaires de réseau de distribution d'acquérir des services de flexibilité, y compris la gestion des congestions, dans leur zone, et les y inciter, afin de rendre l'exploitation et le développement du réseau de distribution plus efficaces. Selon la directive, les clients finals doivent en outre pouvoir participer, en tant que clients actifs, à des programmes de flexibilité. Avec la réforme de 2024, la version consolidée contient en plus un cadre pour des contrats de raccordement au réseau flexibles dans les zones où la capacité du réseau est limitée. Il s'agit d'un instrument apparenté mais distinct : la flexibilité y est convenue dès le raccordement au réseau et non négociée au cas par cas.

En Allemagne, le § 14c EnWG transpose cette exigence pour les exploitants de réseaux de distribution d'électricité. Lorsqu'ils acquièrent des services de flexibilité pour rendre l'exploitation et le développement de leur réseau plus efficaces, cela doit se faire selon une procédure transparente, non discriminatoire et fondée sur le marché. Les spécifications et les produits de marché standardisés sont élaborés par les gestionnaires de réseau de distribution. L'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) doit les approuver ou peut elle-même les imposer par décision de fixation. Elle peut aussi autoriser des exceptions lorsqu'une acquisition fondée sur le marché ne serait pas économiquement efficace, fausserait gravement le marché ou aggraverait les congestions. Les services visés au § 12h EnWG, c'est-à-dire les services système non liés à la fréquence, n'en relèvent pas.

Important pour l'état de la validité : selon le § 118, alinéa 28, EnWG, l'obligation du § 14c est suspendue jusqu'à ce que la Bundesnetzagentur ait approuvé ou fixé des spécifications pour la première fois. Fin 2023, la Bundesnetzagentur a expressément indiqué, dans sa décision de fixation relative au § 14a EnWG, qu'il ne découle des §§ 14a et 14c aucune obligation impérative de définir dès à présent des exigences pour une acquisition de flexibilité fondée sur le marché. Le pilotage orienté réseau des installations de consommation pilotables telles que les pompes à chaleur et les bornes de recharge murales (wallboxes) selon le § 14a n'est donc pas un marché de la flexibilité. Il s'agit d'un régime de pilotage obligatoire, avec des redevances d'utilisation du réseau réduites en contrepartie. Selon cet état des choses, il n'existe pas de marché local de la flexibilité réglementé et à couverture nationale dans le réseau de distribution allemand. À côté, il existe des projets pilotes et des plateformes volontaires.

Pourquoi les marchés de la flexibilité gagnent en importance dans le système électrique

Avec la part croissante de l'énergie éolienne et du photovoltaïque, la tâche change dans le système électrique. Auparavant, la production suivait largement la consommation : on augmentait ou réduisait la production des centrales pour compenser les variations de charge. Dans un système davantage renouvelable, une grande partie de l'injection fluctue avec la météo. En même temps, la demande d'électricité augmente avec les pompes à chaleur, les voitures électriques, les électrolyseurs et les processus industriels électriques. Il en résulte de nouveaux profils de charge et de nouvelles congestions.

Les marchés de la flexibilité peuvent aider à coordonner économiquement ces évolutions. Lorsqu'il y a beaucoup d'électricité solaire, il peut être judicieux de charger des stockages, de produire de l'eau chaude, de recharger des véhicules électriques ou d'avancer des processus industriels. Lorsque l'électricité est rare ou qu'un tronçon du réseau est fortement sollicité, la consommation peut être réduite ou décalée. L'essentiel n'est alors pas seulement combien de kilowattheures sont consommés par an, mais quand, où et avec quelle puissance de raccordement.

La différence entre flexibilité à l'échelle du système et flexibilité locale est particulièrement importante. Un prix de bourse bas indique généralement une offre d'électricité abondante dans l'ensemble de la zone de marché. Mais il ne dit pas que chaque réseau de distribution dispose d'une capacité de lignes suffisante. Un exemple concret : dans un quartier résidentiel, des dizaines de wallboxes et de batteries domestiques démarrent en même temps un midi ensoleillé parce que le prix baisse. Le transformateur du réseau local peut alors être surchargé, alors que l'électricité est abondante à l'échelle nationale. Un marché de la flexibilité censé prendre en compte les besoins du réseau a donc besoin d'informations sur le lieu et de règles claires sur qui peut accéder à quelles installations. C'est précisément ce cas – l'acquisition locale par le gestionnaire de réseau de distribution – que visent les réglementations européennes et allemandes.

Le rôle des agrégateurs et de la mesure

De nombreuses unités flexibles sont, prises isolément, trop petites pour participer directement aux marchés. Une voiture électrique, une batterie domestique ou une pompe à chaleur n'offre qu'une puissance limitée. Ensemble, de telles installations peuvent toutefois devenir significatives. Un agrégateur regroupe de nombreuses petites flexibilités, prévoit leur comportement, les commercialise et assume certaines obligations envers le marché ou le gestionnaire de réseau.

Pour que ce regroupement fonctionne, plusieurs questions doivent être clarifiées. Qui peut piloter une installation ? Comment obtient-on le consentement du client ? Quelles limites de confort s'appliquent pour la chaleur ou la mobilité ? Et comment détermine-t-on ce qui se serait passé sans appel ? Cette référence, souvent appelée ligne de base, est centrale pour le décompte. Lorsqu'un site industriel vend une réduction de charge, il doit être clair par rapport à quelle consommation attendue elle est mesurée. De fausses valeurs de référence peuvent déclencher des rémunérations sans que le système électrique en soit réellement aidé. Un exemple est une ligne de base fixée artificiellement haut, dont la réduction est ensuite payée.

La responsabilité d'équilibre joue également un rôle. Les fournisseurs doivent prévoir et équilibrer l'injection et le soutirage de leurs clients. Si un agrégateur intervient à court terme sur la consommation, il modifie éventuellement le bilan d'un fournisseur. Un marché de la flexibilité viable a donc besoin de règles sur la manière de traiter, rémunérer et délimiter ces interventions sur le plan de l'équilibre. La seule pilotabilité technique ne suffit pas.

Malentendus typiques

Un malentendu répandu assimile marché de la flexibilité et stockage. Les stockages sont d'importantes sources de flexibilité, mais pas les seules. Les charges décalables, la production réglable, les électrolyseurs, les réseaux de chaleur, les processus industriels et l'infrastructure de recharge peuvent aussi fournir de la flexibilité. Inversement, tout stockage n'est pas automatiquement utile au système. Si un stockage par batterie exploite exclusivement des écarts de prix sur le marché de gros, il peut aggraver des congestions locales du réseau ou ne jouer aucun rôle pour le maintien de la fréquence.

Un autre malentendu consiste à traiter tout potentiel technique comme une flexibilité disponible. Une voiture électrique est certes souvent à l'arrêt pendant de nombreuses heures, mais tous les véhicules ne sont pas branchés, tous les utilisateurs n'acceptent pas des interventions et toutes les bornes de recharge ne sont pas pilotables. Une pompe à chaleur peut décaler sa consommation, mais seulement dans des limites thermiques. Une usine peut adapter sa charge, mais pas aussi souvent qu'on le veut, pas sans coûts et pas indépendamment des obligations de livraison. La flexibilité comporte des coûts d'opportunité, des effets d'usure, des limites de confort et des contraintes organisationnelles.

L'idée qu'un prix unique pourrait résoudre tous les problèmes de flexibilité masque elle aussi d'importantes différences. Les prix peuvent coordonner les comportements lorsque la rareté pertinente est contenue dans le prix. Beaucoup de congestions du réseau ne se reflètent toutefois pas directement dans le prix de gros, parce que les zones de marché comme la zone de dépôt des offres germano-luxembourgeoise sont plus grandes que les contraintes physiques individuelles du réseau. Il en résulte des situations dans lesquelles une utilisation judicieuse du point de vue du marché est défavorable pour le réseau. Le conflit se situe là où possibilité technique, règle de marché et compétence divergent.

Situation institutionnelle et économique

Les marchés de la flexibilité touchent aux compétences de nombreux acteurs : gestionnaires de réseau de transport, gestionnaires de réseau de distribution, fournisseurs, responsables d'équilibre, agrégateurs, exploitants d'installations et autorités de régulation. Chacun de ces rôles a ses propres objectifs et obligations. Les gestionnaires de réseau de transport assurent la stabilité de l'ensemble du système. Les gestionnaires de réseau de distribution doivent maintenir les équipements locaux dans la plage admissible. Les fournisseurs acquièrent l'énergie pour leurs clients. Les agrégateurs valorisent la flexibilité. Les exploitants d'installations attendent des revenus fiables et des interventions limitées.

Il en découle une question de conception : qui peut acquérir de la flexibilité, selon quelles règles, avec quelle priorité et avec quelle répartition des coûts ? Lorsqu'un gestionnaire de réseau de distribution utilise un décalage de charge pour éviter un renforcement du réseau, cela a une utilité différente d'un usage pour l'arbitrage sur le marché de l'électricité. Si la même batterie doit participer à plusieurs marchés, il faut empêcher que la même puissance soit vendue plusieurs fois. Une installation peut combiner plusieurs sources de revenus, mais elle ne peut promettre de manière sûre une puissance donnée, sur une période donnée, qu'une seule fois. La coordination entre les niveaux transport et distribution est donc une question centrale, que le droit de l'UE aborde expressément.

Sur le plan économique, les marchés de la flexibilité valent la peine lorsqu'ils évitent ou réduisent des alternatives coûteuses. Il s'agit notamment du combustible pour les centrales de pointe, de l'écrêtement des énergies renouvelables, d'un renforcement de réseau inutilement élevé ou d'une énergie d'équilibre coûteuse. Ils ne peuvent toutefois pas remplacer entièrement ces mesures. Un système électrique a toujours besoin de réseaux, de puissance garantie, de technique de protection, de prévisions et de responsabilités claires. Les marchés de la flexibilité sont un instrument de coordination, non un substitut à l'infrastructure physique.

Le terme de marché de la flexibilité décrit ainsi une fonction déterminée de l'approvisionnement en électricité : la modifiabilité devient une contribution négociable et appelable. Sa valeur ne naît pas de la simple existence d'appareils flexibles. Elle naît de leur intégration mesurable, fiable et conforme aux règles dans l'exploitation et le marché. Qui emploie correctement le terme distingue le potentiel technique de la flexibilité réellement disponible, le prix de marché du besoin du réseau, et l'optimisation individuelle de la contribution à un approvisionnement en électricité sûr.

Sources

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Edited by eCMS on 12.11.2026 05:05

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