« Parce que le temps est compté, que des incertitudes peuvent encore modifier le contexte (conflits géopolitiques, indisponibilités de matières premières…), il devient urgent que l'usage des flexibilités électriques soit inscrit comme un levier fiable de la gestion d'un système électrique dans son ensemble, en lançant dès maintenant des actions à l'échelle industrielle ou semi-industrielle », estime l'association professionnelle Think smartgrids, dans un rapport sur les flexibilités de la consommation électrique (1) , publié le 9 janvier.
Ces solutions présentent plusieurs atouts : contribuer à l'équilibre du système électrique, optimiser le dimensionnement des réseaux mais aussi du parc de production, et ainsi minimiser les coûts du système électrique. Le gain est évalué « entre quelques centaines de millions et un milliard d'euros par an, à condition d'amorcer un développement significatif des flexibilités de consommation pour en faire une composante à part entière du système électrique », précise Xavier Piechaczyk, président de l'association et, par ailleurs, du directoire de RTE.
Si le gisement mobilisable est « massif », notamment dans le résidentiel et le tertiaire, il n'est pas suffisamment exploité et anticipé aujourd'hui pour en faire une part entière du système à l'horizon 2030, prévient le rapport. Celui-ci chiffre le potentiel des différentes solutions et les leviers à activer pour les développer rapidement. « L'enjeu principal réside dans le déploiement des flexibilités tertiaires et résidentielles, en investissant massivement au niveau de l'interopérabilité des équipements ; cela implique par conséquent de se pencher urgemment sur les financements et la rémunération des flexibilités de consommation électrique. »
Tarifs incitatifs : mobiliser massivement la flexibilité implicite
Le premier levier pour développer une flexibilité implicite de la demande réside dans la structuration des tarifs de l'électricité, afin d'inciter à consommer lorsque la production est bas carbone, importante et bon marché. Il s'agit du « levier principal déployable à court terme pour développer les capacités de flexibilité des bâtiments résidentiels et tertiaires », estime le rapport.
Généraliser les tarifications horosaisonnières et les adapter au mix
Une tarification plus dynamique encore permet de répondre « à des besoins ponctuels de fluctuations irrégulières de la consommation plus difficilement anticipables (ex. : vagues de froid) ». Il s'agit aujourd'hui des offres Tempo et EJP, qui incitent fortement les consommateurs à éviter de consommer les jours de tension, en échange d'un prix plus bas le reste de l'année. Ces offres sont plus confidentielles et représentent aujourd'hui 640 000 contrats et un potentiel d'effacement de 600 mégawatts (MW).
L'association estime pertinent de faire évoluer l'ensemble des tarifs de fourniture vers ces tarifications horosaisonnières, de manière coordonnée, progressive et lisible pour les consommateurs. Il faudrait également faire évoluer les offres existantes pour prendre en compte certains aléas prévisibles, mais aussi pour répondre au développement de la production solaire, dont le pic de production se situe à 14 heures, quand les heures creuses, aujourd'hui, sont situées la nuit. « La généralisation d'une offre HP/HC solaire incluant potentiellement une notion d'heure super creuse permettrait d'absorber ce pic de production en incitant financièrement les consommateurs (particuliers ou non) à décaler eux-mêmes leurs usages lorsque la production solaire est élevée », indique le rapport, sans chiffrer ce gisement, qui dépendra du rythme de déploiement du parc photovoltaïque.
Accompagner le déploiement de technologies de pilotage
Pour aller plus loin, il faut s'appuyer sur des intermédiaires qui agrégeront les gisements d'effacement de consommation dans le résidentiel et le tertiaire, en pilotant les radiateurs, les pompes à chaleur, les véhicules électriques… Ce qui permet de créer des « Virtual Power Plant » (VPP), activables par le réseau et rémunérés.
Mais cela nécessite de développer les technologies de pilotage, notamment dans le tertiaire, alors que seulement 6 % du parc est aujourd'hui équipé. « Ces technologies existent, sont matures et facilement déployables (comme les GTB) », indique le rapport, qui souligne cependant un « manque de normalisation entre les équipements pilotables, les capteurs et les émetteurs de signaux [qui] limite par ailleurs l'interopérabilité et la généralisation du pilotage de la consommation ».
Le nombre de bâtiments équipés de plus de 1 000 m2 devrait être multiplié par dix d'ici à 2035 (décret Bacs), soit 300 000 bâtiments, mais seulement la moitié devrait être pilotable. Néanmoins, en effaçant quelques dizaines de kilowatts sur ces bâtiments, le potentiel pourrait atteindre 4 GW.
Il est également possible de mobiliser l'effacement diffus dans le résidentiel, notamment pour les pointes hivernales. Ce gisement concerne aujourd'hui 200 000 consommateurs et pourrait atteindre 400 000 à 1,5 million en 2030, voire 3 millions. Mais les pouvoirs publics doivent accompagner ceux « qui souhaiteraient piloter leurs équipements en fonction des périodes tarifaires [et] devront faire face à des coûts d'installation (pilotage par fil pilote, équipements connectés, main d'œuvre...) », souligne le rapport.
Le développement de la mobilité électrique devrait également accroître le gisement de flexibilité via un pilotage dynamique de la recharge en fonction des signaux tarifaires. En 2035, en misant sur le déploiement de charges pilotables pour 80 % du parc, le potentiel d'effacement pourrait atteindre 8 GW.
Enfin, l'effacement industriel peut encore être augmenté d'un gigawatt d'ici à 2035, avec des technologies matures et facilement déployables. Ce gisement pourrait par ailleurs augmenter avec l'électrification du secteur.
