Depuis l’origine des systèmes centralisés, les réseaux électriques ont été menacés de black-out, soit une coupure massive provoquée par une pénurie soudaine ou un problème technique imprévu. Les études de cas, comme celle ci-après sur la Belgique, aident à comprendre comment affronter ce genre d’accident.
Black-out : l’expression a été fréquemment entendue au cours de l’hiver 2018-2019, à l’occasion de la remise en route retardée des centrales nucléaires belges, ou lors des coupures récurrentes d’électricité dont a souffert le Venezuela. Pour limiter les risques d’un black-out en Belgique, NextFlex, entité d’ENGIE, est intervenu. Par quels moyens ? Avec quels résultats ?
1. Pourquoi un risque de blackout en Belgique au cours de l’hiver 2018-2019 ?
Un réseau électrique a besoin d’un équilibre permanent entre l’offre et la demande, c’est-à-dire entre l’énergie produite et celle consommée, à laquelle il faut ajouter les pertes dans les réseaux. Si cet équilibre n’est pas respecté, le réseau ne peut plus distribuer d’électricité, car le maintien de la fréquence et du niveau de tension devient problématique. Survient alors un risque de blackout (Lire : L’électricité : éléments essentiels, génération et transport).
Pour éviter une telle survenue, des institutions sont chargées de gérer des réserves stratégiques, du type de celle créée en Belgique par la loi du 26 mars 2014, en tant que modification de la loi fédérale Électricité du 29 avril 1999. Elle a été placée sous la responsabilité d’ELIA, réseau de transport électrique belge. Dans ce cadre, ELIA s’est vu confier la mission de mettre en place un mécanisme de réserve stratégique, de gérer ce mécanisme et, au besoin, de l’activer afin de faire face à toute pénurie structurelle de production pendant les mois d’hiver. Ce mécanisme contribue à la sécurité d’approvisionnement du pays au cours de la période hivernale. Le mécanisme de réserve stratégique se distingue des moyens de balancing, qui sont exploités toute l’année, en temps réel, pour compenser le total des déséquilibres résiduels des différents Access Responsible Parties (ARP)[1].
À la fin de l’été 2018, sur la foi des prévisions rassurantes d’ELIA, les besoins de réserves stratégiques avaient été réduits, mais quelques semaines plus tard, l’agence de contrôle nucléaire demandait des contrôles complémentaires sur plusieurs réacteurs nucléaires belges et retardait leur redémarrage initialement prévu avant l’hiver. Ces travaux entraînaient une baisse de la capacité de production électrique avec un seul réacteur nucléaire sur sept de disponible pendant l’hiver. Dès lors, sur les 15,9 GW disponibles sur le réseau électrique belge, plus de 3 GW ont manqué au début de l’hiver, alors que la pointe, c’est-à-dire le pic de consommation électrique prédit par le gestionnaire du réseau national, avait atteint 11,7 GW l’hiver 2017-2018 (Figure 1).
Dans ce contexte, le gestionnaire de réseau national ELIA a pris de nombreuses mesures afin de sécuriser le plus grand nombre de MW disponibles. Ce n’était pas suffisant. Face à cette situation difficile, ENGIE, opérateur très important sur le marché électrique belge via Electrabel, a fait appel à une solution innovante pour pallier au manque créé par l’indisponibilité des réacteurs nucléaires. Un groupe de travail transverse a donc été mis en place, pour trouver des MW disponibles par d’autres moyens de production. Et c’est au sein de ce groupe que NextFlex a joué un rôle clé en mobilisant plus de 200 MW de flexibilité en Demand Response.
2. Qu’est-ce que la Demand Response ?
La gestion de la demande, demand response, consiste à demander ponctuellement, en échange d’une rémunération, à certains sites de diminuer fortement, voire d’arrêter leur consommation. C’est ce qu’on appelle l’effacement (Lire : La complexité des marchés électriques). Cela peut être mis en place avec des sites industriels ou tertiaires comme le fait NextFlex mais également auprès de particuliers, ce que font d’autres agrégateurs[2].
Les effacements peuvent être gris, c’est-à-dire que le site qui s’efface du réseau électrique national pour une durée donnée allume en parallèle un groupe électrogène pour compenser la capacité électrique effacée. D’autres effacements, beaucoup moins polluants, ne produisent pas de gaz à effet de serre car ils ne compensent pas la perte de puissance effacée du réseau par une production locale mais ralentissent ou arrêtent ponctuellement leur processus, ces effacements sont appelés effacements verts (Figure 2).
Cette modulation de la consommation fait partie d’une méthode plus globale de gestion de la demande nommée Demand Side Management (DSM). Le DSM consiste à retravailler tout le processus de consommation d’électricité pour le rendre le plus efficace possible et ce, contre rémunération (Lire : Les politiques d’efficacité énergétique : problématiques, moyens et outils d’évaluation et L’efficacité énergétique : une création réussie d’entreprise à son service). Cela fait plusieurs années qu’ENGIE est actif dans la valorisation de la flexibilité, avec des offres initialement portées par plusieurs entités. Créé il y a cinq ans, grâce au processus d’incubation interne mis en place par la direction de l’Innovation, NextFlex a finalement agrégé toutes les compétences en gestion de la demande du Groupe. NextFlex a permis de faire du demand response de façon plus efficace et c’est le dynamisme et l’esprit startup, héritages du processus d’incubation, qui ont permis à l’équipe NextFlex de réagir de façon très rapide au cours de l’hiver 2018-2019.
3. Mesures mises en place par ENGIE
Le mois d’octobre 2018 avait été extrêmement tendu, au plan politique et social (grèves des chemins de fer et de divers services publics), donc aussi technique, mais, fort heureusement, le climat hivernal a été doux car les fluctuations trop importantes de la température peuvent faire varier de manière très importante les consommations électriques en cette période. Dans ce contexte, le groupe ENGIE a pris des mesures pour aider le mieux possible au rééquilibrage et à la sécurité d’approvisionnement du réseau électrique belge :
– remise en service de la centrale au gaz de Vilvoorde (225 MW) exploitée par ENGIE ;
– optimisation de l’efficacité du parc thermique existant (100 MW) ;
– installation d’unités mobiles (diesel) sur les sites de production d’ENGIE Electrabel (255 MW) ;
– demand response, partie sur laquelle NextFlex est intervenu. (540 MW)
Sur ces 540 MW, NextFlex a joué un rôle critique pour 200 MW qui correspondent à un nouveau mécanisme mis à disposition des clients et mis en œuvre en six semaines entre octobre et début novembre 2018. Au cours de ces six semaines, NextFlex s’est mobilisé pour aller chercher des gisements d’effacement qui n’avaient pas été exploités auparavant parce qu’ils n’entraient pas dans les cases des produits existants : non standards, trop lents et souvent trop chers. Ce sont les gisements qu’il a été décidé d’exploiter pour répondre à un besoin urgent de tout mettre en œuvre pour éviter un déséquilibre physique du réseau (Figure 3).
Electrabel a dégagé des moyens pour une rémunération exceptionnelle, de novembre à mars, qui a permis d’aller chercher ces ressources supplémentaires : des clients disposant de flexibilité, mais dont la disponibilité ne répondait pas au format demandé par ELIA. Ces clients ont besoin de plus de temps que les 15 minutes prévues dans le contrat classique pour mettre leur usine à l’arrêt. Ce sont donc des formats d’effacement non traditionnels et habituellement non valorisés.
Nextflex a recontacté des clients en leur proposant de définir un seuil de prix d’activation au-delà duquel ils étaient prêts à arrêter de consommer, ou à démarrer un génératrice de secours, pendant une durée limité de deux ou quatre heures. En cas de tension forte sur le réseau et les marchés, en fin de journée, ces clients étaient prévenus de ne pas consommer le lendemain pour une période donnée conformément à l’accord passé et contre la rémunération choisie.
4. Les raisons pour lesquelles les industriels ont joué le jeu
Certains clients qui participaient auparavant à la réserve stratégique mise en place en 2014 ont considéré la proposition de NextFlex comme une sorte de nouvelle réserve stratégique et ont donc participé à ce titre, mais de nouveaux clients ont participé, à la fois par civisme, pour éviter le blackout, et également en considérant qu’ils bénéficiaient ainsi d’information sur les risques de coupure leur permettant de s’organiser en conséquence. La mise en œuvre des contrats a donc révélé un réel sens du bien commun de la part des industriels.
Cet effort est exceptionnel car aucun industriel n’est jamais devenu riche en arrêtant de produire. Le niveau auquel certains ont placé la barre à laquelle ils acceptaient d’être arrêté, par exemple 1000 ou 2000 € du MWh, soit 1 à 2 €/kWh, contre un prix de marché day ahead habituel de 40 à 50 €, leur permettait d’évaluer de façon tangible les risques de blackout et de se rendre compte que ce niveau de rémunération correspondait vraiment à une situation au bord du gouffre.
Les retombées économiques de cette expérience sont intéressantes pour la reconnaissance et la croissance des activités de NextFlex, ainsi que pour l’acculturation des parties prenantes. Certains clients ont pu se rendre compte qu’ils avaient besoin de moins de temps pour s’effacer, ou qu’ils étaient finalement plus flexibles qu’ils ne le pensaient. Certains ont accepté, poussés par la crise et par les seuils de rémunérations exceptionnellement hauts qui leur étaient proposés. Désormais, la crise passée, ils sont plus sensibles aux rémunérations raisonnables qui leur sont offertes de façon régulière.
Des clients ont ainsi pu être convaincus qu’en mettant leur flexibilité à disposition, ils pouvaient être des acteurs réguliers et commencer à jouer sur des marchés de réserve plus rentables pour eux comme pour Netflex. Ils sont ainsi entrés dans le cadre contractuel classique.
5. La pérennité du nouveau produit
Le nouveau produit n’est pas économiquement viable. Il n’est intéressant que comme réserve exceptionnelle face à une situation de crise, ce qui a été le cas au cours de l’hiver 2018-2019, heureusement assez doux, car, en cas de grand froid, l’équilibre aurait été beaucoup plus difficile à gérer. À quoi s’ajoute la possibilité de n’avoir eu à activer les clients que deux fois, et d’avoir pu n’activer que ceux qui avaient des coûts d’activation raisonnables. Activer des réserves d’énergie à des prix de marché 200 ou 400 fois supérieurs aux prix habituels aurait aussi eu pour conséquence que tous les clients exposés aux prix indexés du marché auraient souffert d’un prix moyen beaucoup plus élevé.
Mettre en place une nouvelle offre de ce type en un temps si court a été une prouesse due à l’agilité de NextFlex héritée de l’incubation et d’un mode d’organisation start up qui a permis de trouver des solutions et d’agir de façon très professionnelle et rapide pour développer la solution informatique nécessaire à l’exploitation de ce nouveau segment tout en démarchant les clients potentiels. Les clients ont été contactés manuellement ou automatiquement après le signal qui leur a été envoyé pour valoriser leur flexibilité. L’intégration à Global Energy Management (GEM), une filiale d’ENGIE, a donné les moyens financiers et le réseau nécessaire pour la mise en place à grande échelle.
Au total, la réactivité de NextFlex s’explique par la disposition dans l’équipe de toute la chaîne opérationnelle : de l’accès au marché au volet contractualisation, sans oublier le volet technique, comme les algorithmes d’optimisation et les boîtiers d’activation. Par là, toute la chaîne, depuis le câblage du boîtier posé sur le moteur du client jusqu’aux ordres passés automatiquement sur les marchés, est maîtrisée. La force de NextFlex réside dans une petite équipe d’une douzaine de personnes regroupant toutes ces compétences, dont la moitié en Belgique (Figure 4).
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Notes et références
[1] Le contrat d’ARP (Access Responsible Party) règle les droits et les devoirs d’Elia, d’une part, et du responsable d’accès, d’autre part, en vue du maintien de l’équilibre. Elia veille pour sa part à ce que l’équilibre soit préservé dans sa zone de réglage, tandis que l’ARP est chargé du maintien de l’équilibre, sur une base quart-horaire, de l’ensemble des injections et des prélèvements dont il a la responsabilité. Un responsable d’équilibre doit être désigné pour chaque point d’accès au réseau. Le fournisseur peut endosser lui-même ce rôle ou désigner un ARP (Access Responsible Party) qui dispose déjà d’un contrat avec Elia.
[2] L’agrégateur est l’intermédiaire entre le producteur d’électricité et le marché de l’électricité. C’est lui qui, après avoir acheté la production d’une installation partenaire, la revend soit directement à des clients soit à la bourse de l’électricité. La grande majorité de ces nouveaux acteurs travaille en exclusivité avec des producteurs d’énergies renouvelables.
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