Heures creuses, effacement, automatisation : pour payer l’électricité moins cher, il faudra être flexible

Rendre la consommation électrique nationale plus flexible pourrait se faire sans « perte de confort ni aucun autre effort », selon Réseau de transport d’électricité (RTE). Le gestionnaire du réseau national appelle à développer des solutions pour mieux décaler les usages les plus énergivores sans contraintes.

Face à la part grandissante du solaire notamment, la flexibilité de la consommation électrique devient essentielle. Le récent baromètre des flexibilités de consommation d’électricité met en lumière les avantages économiques et environnementaux de cette démarche, ainsi que les prérequis techniques et économiques nécessaires pour une mise en œuvre efficace.

La flexibilité de consommation, ou l’art de décaler ou de moduler certains usages électriques, est bénéfique pour tous : particuliers, entreprises et collectivités. Par exemple, la recharge des véhicules électriques est modulable et pourrait réduire de 3,8 gigawatts (GW) la consommation en soirée, tout en augmentant de 4,5 GW celle de l’après-midi. Le chauffage électrique est, lui aussi, modulable, mais 60 % des Français conservent encore une température inchangée (au lieu d’une modulation jour/nuit, voire plus évoluée). Il y a aussi la production d’eau chaude sanitaire (que 45 % des Français ne décalent pas actuellement) et le lavage (vaisselle et linge) qui peuvent être décalés durant les heures où l’électricité est moins coûteuse.

À l’horizon 2030, ces flexibilités pourraient assurer près de 50 % des besoins de modulation du système électrique et réduire de 75 % l’écrêtement des énergies renouvelables, évitant ainsi jusqu’à 3 milliards d’euros de dépenses pour de coûteuses solutions de stockage d’énergie.

Besoin de technologies pour piloter

Le décalage de consommation repose aujourd’hui sur des solutions technologiques accessibles. Les équipements permettant de piloter automatiquement les usages dans les bâtiments tertiaires deviennent indispensables et obligatoires (neuf et existant) avant 2027, avec un objectif de 100 000 unités installées d’ici 2030, contre seulement 25 500 en 2023.

Les bâtiments résidentiels ne sont pas en reste : d’ici 2030, 17 % des ménages pourraient être équipés de systèmes de gestion domestiques de l’énergie (HEMS) actifs, contre seulement 3 % aujourd’hui. Ces dispositifs contribueront à déplacer la consommation d’eau chaude sanitaire ou de recharge des véhicules électriques, générant des économies d’énergie substantielles.

Un avantage financier pour le consommateur et le producteur

Des économies d’énergie, donc, et des économies financières. Le baromètre insiste sur l’écart de prix spot, qui reflète pour chaque heure de la journée du lendemain les conditions d’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, entre la pointe du soir la pointe méridienne (basse grâce au solaire), de 34 % et 85 % pour respectivement les jours ouvrés et le week-end. Le cas français n’est pas isolé. L’écart de prix entre le maximum du pic de consommation et le maximum du pic de production solaire est de 60 euros le mégawattheure (€/MWh) en Espagne, Allemagne et aux Pays-Bas. Il est même de 250 €/MWh en Australie !

Côté producteur, la flexibilité serait bienvenue. D’une part, le nombre d’heures où les sont prix négatifs explose. 27 heures en 2019, 64 heures en 2021 et 322 heures entre janvier et août 2024. L’écrêtement des renouvelables sera par conséquent lui aussi limité. De -0,5 térawattheure (TWh) d’écrêtement en moins grâce aux flexibilités auxquels s’ajoutent -1 TWh d’écrêtement grâce à l’évolution des plages tarifaires (heures pleines/ heures creuses par exemple).