La flexibilité électrique : quand le marché de l’énergie impose le mode de fonctionnement de l’économie et de la société.

Nous avons grandi dans une France dont l’approvisionnement énergétique était confié à 4 entreprises majeures. La mission des activités pétrolières était confiée à Total-Fina et Elf Aquitaine, celle du gaz à Gaz de France, et celle de l’électricité à EDF. Ces acteurs avaient pour mission d’assurer l’approvisionnement énergétique du pays, mais aussi de garantir le coût opérationnel le plus bas possible puisque l’énergie est la colonne vertébrale de l’activité socio-économique. N’importe quel particulier, commerçant, industriel, fonctionnaire, médecin pouvait exercer son activité sans « trop » se poser la question de la facture énergétique à la fin du mois.

Depuis la privatisation du secteur de l’énergie imposée par Bruxelles et les traités européens, les 4 fournisseurs historiques français d’énergie ont été privatisés, déstructurés ou fusionnés. Désormais les utilisateurs (privé & public) doivent choisir non plus un producteur d’énergie mais un fournisseur d’accès à l’énergie (électricité ou gaz) qui propose une énergie qu’ils ont « négociée » sur le marché de l’électricité ou du gaz. C’est désormais le marché de l’énergie (électricité ou gaz) qui fixe le prix pour le consommateur final.

Il est fondamental de comprendre que pour un gestionnaire de réseau électrique, ce n’est plus le producteur d’électricité qui est important, mais bel et bien le producteur de flexibilité électrique. Nous avons expliqué dans une série d’articles que :

• un réseau électrique est une équation où production = consommation en tout point du réseau.
• les énergies renouvelables (ENRs) provoquent une incertitude journalière sur l’offre électrique à la hausse ou à la baisse.
• Les unités thermiques (charbon/ gaz/ pétrole) sont les centrales les plus dynamiques pour répondre aux variations des productions des ENRs
• Le marché de l’électricité est encadré par les principes du MERIT Order
• Via le Merit order et suivant le prix de quotas CO2, le gaz est moins cher que le charbon et le pétrole, donc le gaz est très souvent la variable d’ajustement de l’équilibre du réseau électrique.

A l’heure actuelle, les gestionnaires de réseau électrique sont plus à la recherche d’industriels pouvant être source de flexibilité électrique que de producteurs d’électricité, dans le seul but d’assurer l’équilibre production= consommation mis à mal par l’intégration des ENRs intermittentes sur le réseau électrique.

On pourrait définir la flexibilité électrique par la capacité d’un producteur d’énergie à injecter ou à retirer une certaine quantité d’énergie sur le réseau électrique sur une période donnée. La flexibilité électrique représente également la capacité d’un consommateur (entendre gros industriel) à démarrer ou à stopper une production consommatrice d’électricité en un temps donné, afin d’assurer l’équilibre du réseau électrique. Les gestionnaires de réseau électrique comme RTE, ELIA (Belgique) TERNA (ITALIE)… sont donc à la recherche de sources de flexibilités électriques et sont prêts à les rémunérer.

Y. Jacquemart, Directeur Nouvelles Flexibilités (RTE) auditionné le 20 mars 2024 devant la Commission d’enquête du Sénat sur le prix de l’électricité a déclaré : « Le terme de « flexibilité » est très général et recouvre des éléments très variés (…). La flexibilité correspond à la capacité d’un actif de production, de consommation, de stockage à moduler, à la hausse ou à la baisse, son injection ou son soutirage ».

Structure des échelons de la sécurité électrique face aux échéances du marché

Plus l’UE voudra augmenter la part de renouvelable dans le mixe énergétique européen, plus la part d’électricité négociée sur le marché SPOT augmentera. Pour rappel, on notera que le marché de l’électricité est divisé en 2 marchés distincts : le marché à terme, et le marché spot. Le marché à terme correspond aux volumes d’électricité négociés de 3 ans à 3 jours avant l’instant de consommation. Le marché spot correspond aux volumes d’électricité négociés de 3 jours à 4h avant l’instant de consommation.

Le graphique suivant (fig. 1) représente les 4 échelons de la sécurité électrique :

• la stratégie énergétique (très long terme : 3 ans à 1 ans avant l’instant de consommation)
• L’adéquation (Long terme à moyen terme : 1 an à 3 mois avant l’instant de consommation)
• La sureté (saisonnier : de 6 mois à 3 jour avant l’instant de consommation)
• La flexibilité (très court terme & proche du temps réel : 1 jour à 4h avant l’instant de consommation)

A chacune de ces étapes les gestionnaires calculent la sécurité du réseau et vérifient qu’il y ait assez de production d’électricité pour le jour J, en tenant compte des maintenances et réparations prévues sur le réseau. Ils vérifient la disponibilité ou l’indisponibilité des acteurs du réseau, afin que l’équilibre production = consommation soit assuré le jour J. Ces calculs, qui débutent 3 ans avant le jour de la consommation, assurent quasiment en temps réel un ajustement en volume d’électricité le plus faible possible, 98% des volumes ayant été assurés pendant les 3 échelons précédent la flexibilité. La gestion sécuritaire d’un réseau électrique permet d’avoir les volumes les plus faibles possibles à échanger sur l’échelon de la flexibilité pour payer l’énergie le moins cher possible.

Nous rappelons que l’électricité SPOT est l’électricité négociée de 1 jour à 4h avant l’instant de consommation, soit intégralement durant l’échelon sécuritaire le plus tendu, celui de la flexibilité. Nous retrouvons ici l’opposition flagrante entre la gestion d’un réseau électrique, et la gestion du marché de l’électricité. On rappellera que l’article 194 du TFUE stipule que les principaux objectifs de la politique énergétique de l’UE visent à:

• assurer le bon fonctionnement du marché de l’énergie ;
• assurer la sécurité de l’approvisionnement énergétique ;

Cependant, la volonté de l’UE est d’augmenter encore et encore les productions renouvelables et plus particulièrement éolienne. Comme on peut difficilement prévoir 3 jours avant ce que sera la météo des vents au jour J, la production électrique éolienne est quasi intégralement négociée sur le marché SPOT, soit durant l’échelon sécuritaire de la flexibilité électrique. Il semblerait donc que la politique Européenne en matière d’énergie, soit avant toute chose d’assurer le bon fonctionnement du marché de l’énergie au dépend de la sécurité de l’approvisionnement énergétique. L’avenir nous le dira.

Je partage ici (fig. 2) les échéances du trading Spot sur la bourse Epex-Spot qui se déroulent durant l’échelon de la flexibilité électrique:

 On distingue plusieurs séances d’enchères durant lesquels producteurs et fournisseurs doivent se mettre d’accord pour équilibrer l’offre et la demande. Le Day ahead (J-1) l’Intraday et l’after Market sont les 3 principales enchères.

Nous voyons sur le graphique suivant (fig. 3) les 3 principales échéances pour les pays participant au marché : Day Ahead, Intra Day et After Market, définies de manière très précises. Par exemple en Day Ahead, il y a les enchères UK à 9h30, puis vient la Suisse à 11h, ensuite vient l’ensemble des pays membre de l’UE, puis on clôture le marché avec une nouvelle donne pour UK. Ces étapes se répètent chaque jour.

J’invite le lecteur à aller sur le site d’Epex-Spot pour comprendre la complexité des produits proposés ainsi que la structure temporelle des échéances du marché. Il est important de noter les nombreuses possibilités de trading sur des produits très variés et l’importance de la chronologie. Il est intéressant de s’attarder sur l’évolution des volumes d’échange électrique qui sont présentés (fig. 4 & fig. 5) :

Pour l’année 2023 542TWh ont été négociés en Day Ahead, et 180 TWh en Intraday. Pour avoir un ordre d’idée, d’après RTE en 2023 la production électrique totale Française était de 494,7 TWh et la consommation électrique totale Française était de 445,7 TWh. Nous arrivons donc à une situation de marché européen, où, sur l’ensemble des échanges entre L’Allemagne, le Luxembourg, la France, le Royaume Uni, les pays Scandinaves, les Pays Bas, la Belgique, la Suisse, l’Autriche et la Pologne, nous avons négociés en SPOT market 542+180= 722TWh. C’est comme si le marché spot négociait 1,5 fois la production annuelle française. Comme la France est le plus grand producteur électrique du marché européen, c’est une déviation énorme faite sur le seul échelon de la flexibilité électrique.

De plus on constate que les volumes d’échanges en Day Ahead étaient en hausse légère 2017 et 2020, il y a eu petite baisse entre 2021 et 2022, et c’est reparti à la hausse en 2023. Pour le marché intraday, la lecture est encore plus simple, entre 2017 et 2023, nous sommes passé d’un volume de 75TWh à 180TWh. Soit une augmentation représentant 2,4 fois le volume négocié en 2017. Cette tendance ne va pas aller à la baisse. Tout le marché de l’énergie est structuré pour qu’il soit ultra spéculatif et pour permettre à de nombreux intermédiaires de proposer des produits financiers énergétiques tous les plus innovants les uns que les autres. EPEX SPOT fait en sorte de fournir des indices les plus performants possibles afin de permettre à leurs clients de pouvoir se positionner de la meilleure manière, sur différents marchés. On parle des Indices EPEX-SPOT Pour information je partage ici un des produits de toute la gamme EPEX-SPOT qui est bien entendu dédié à l’énergie renouvelable EPEX x SPEEDWELL. Il est tout à fait normal de retrouver un tel produit, sachant que c’est le renouvelable qui permet à EPEX-SPOT d’avoir des volumes d’échanges en constante augmentation soit en Day Ahead soit en Intraday sur le marché SPOT.

Peu à peu, nous allons assister en Europe à l’inversion des volumes échangés sur les bourses d’électricité (fig6). En effet, plus les ENR seront connectées au réseau, plus la production « incertaine » représentera un gros volume. De ce fait, les fournisseurs vont devoir intégrer dans leur offre des volumes de plus en plus gros d’ENR. Or les enchères d’approvisionnement se font jusqu’à 3 ans avant l’instant de consommation. Quel fournisseur et quel producteur pourra prédire la production éolienne et solaire dans 3 ans? Cette question se pose jusqu’à 3 jours avant l’instant de consommation. Et c’est au niveau de la Flexibilité que cela sera réglé, avec comme nous l’avons vu, des after market trading qui se situent après le jour de consommation.

Dans la pratique que représente la flexibilité électrique?

C’est l’instant où le gestionnaire de réseau se rend compte que l’équilibre production = consommation n’est pas respecté et qu’il y a danger pour la stabilité du réseau. S’il y a trop de production, la fréquence augmente. S’il y a trop de consommation, la fréquence baisse. D’ailleurs, c’est en contrôlant la fréquence que les gestionnaires de réseaux arrivent à déterminer l’équilibre production = consommation.

On va donc arriver à des situations où des gestionnaires de réseau vont prier des consommateurs d’énergie de commencer leurs productions industrielles afin d’utiliser le surplus d’électricité produite, indépendamment de leur besoin réel, ou inversement d’arrêter leurs consommations. Par exemple, un gestionnaire de réseau pourra demander à la société d’adduction d’eau de décaler ses plans de pompages pour ne pas surcharger les périodes où le réseau est trop contraint.

Les exemples sont nombreux où des gestionnaires de réseau ont payé des industriels pour consommer de l’énergie. Le lecteur pourra prendre connaissance du document de la bourse EPEX- SPOT sur la question. Nous sommes dans la situation des prix négatifs.

De même, pour mieux comprendre ce que représente la flexibilité électrique, le lecteur pourra se référer au document d’ELIA pour la Belgique.

En résumé il y a en Belgique 2 types de réserves pour être fournisseur de flexibilité au réseau électrique : la réserve primaire et la réserve tertiaire (fig. 7)

La notion de timing est fondamentale pour conserver l’équilibre production = consommation. La réserve primaire est une réserve d’énergie qui doit être injectée en très peu de temps (quelques secondes) sur le réseau électrique. La réserve tertiaire est une réserve d’énergie qui peut être injectée sur demande dans un temps plus long (quelques minutes) sur le réseau. Dans le cas de la réserve primaire, les volumes d’énergie sont réservés par les gestionnaires de réseau. C’est à dire que ces volumes doivent être disponibles 100% du temps pour le gestionnaire. Dans le cas de la réserve tertiaire, les volumes peuvent être réservés ou non. Il est bien évident que les fournisseurs de réserve sont rémunérés pour cela. Et donc même si la réserve primaire n’est pas appelée durant l’année, le fournisseur de réserve primaire est tout de même rémunéré du fait qu’il bloque un potentiel de production. Typiquement, un industriel possédant son propre groupe électrogène de secours peut mettre son moyen de production à l’actif des réserves primaires, et être rémunéré pour cela.

Le graphique suivant (fig 8) donnera une vision plus schématique du processus des 2 réserves:

Jadis, la flexibilité électrique était sporadique lorsque EDF gérait l’intégralité de la filière électrique française avec un renouvelable négligeable dans le mix énergétique français. Elle va devenir la norme de la gestion d’un réseau électrique à l’heure du tout renouvelable.

Je vous présente maintenant l’offre de rémunération de RTE aux acteurs de la flexibilité pour la France.

RTE indique que la sécurité du réseau électrique est assurée lorsque production = consommation. Cependant RTE fait appel aux flexibilités offertes par les sites de production, de stockage et de consommation, de manière indifférenciée, sur les mécanismes de marché, dits mécanismes d’équilibrage (services système fréquence et mécanisme d’ajustement). (Fig. 9)

RTE, tout comme ELIA pour la Belgique, rémunère deux aspects de la flexibilité :

• La capacité (MW) : vous êtes rémunéré pour une puissance que vous vous engagez à mettre à disposition sur une plage horaire donnée, activable sur l’ordre de RTE ou d’un agrégateur, selon une prime fixe (en €/MW).
• L’Energie (MWh) : vous êtes rémunéré à la suite d’une activation effective par RTE ou un agrégateur (injection ou effacement de consommation) pour une puissance et une durée déterminée (en €/MWh).

Il est donc normal que l’on trouve 2 mécanismes de rémunération, l’un pour la capacité (fig. 10), l’autre pour l’énergie (fig. 11)

Derrière ce mot de flexibilité électrique se cachent de multiples conséquences néfastes pour les consommateurs. Que ce soit les effacements de consommation, les réserves primaires ou tertiaires, tous ces mécanismes sont rémunérés par le gestionnaire de réseau aux industriels qui participent à la flexibilité. Chaque mécanisme de la flexibilité est connecté à un produit financier. Pour la France et la Belgique, nous pouvons déjà compter une douzaine de produits financiers dédiés à la flexibilité.

De plus, les volumes d’ENR injectés sur le réseau dépassent largement les besoins des pays européens en période de forte production. De ce fait, lorsque c’est le cas en France, et à cause de la logique du Merit Order, nous nous trouvons en situation ou EDF n’est plus qu’un simple producteur comme n’importe quel autre, et se doit d’effacer sa production nucléaire.

la modulation modérée sans arrêter les réacteurs nucléaires a probablement peu d’inconvénients techniques. Par contre, s’il faut pousser la modulation jusqu’à des arrêts de production sur plusieurs jours dont le WE, c’est plus problématique et on ne connaît pas bien les effets que cela peut avoir sur la durée de vie des matériels.

Or ce cas de figure peut se présenter de plus en plus souvent si la consommation ne redémarre pas à la hausse en même temps que le déploiement massif des énergies renouvelables intermittentes souhaité par l’Union Européenne.

En outre le nucléaire est une production à coûts fixes relativement élevé. Moins il produit, plus son prix de revient au MWh augmente et l’équilibre par les prix de vente d’électricité est plus difficile à trouver. EDF a alors du souci à se faire pour son bilan et son compte d’exploitation, sauf si l’on reconnait enfin que le mixe énergétique de EDF (Nucléaire + Hydroélectrique) rend un service au réseau en l’équilibrant en permanence.

C’est d’ailleurs le cas des renouvelables intermittentes payées par RTE pour ne pas produire alors qu’il y a du vent ou du soleil.

Nous pourrons partager le rapport de la commission d’enquête parlementaire sur la perte de notre souveraineté énergétique pilotée par Mr Raphaël Schellenberger. Patrick Pouyanné, le PDG de Total Énergies, y rapportait d’un ton moqueur que : « le nucléaire en France est une base d’électricité mais n’est pas flexible. Vous ne pouvez pas piloter une centrale nucléaire vers le haut et vers le bas aussi facilement. »

Cette question de la flexibilité des centrales nucléaires est cruciale, elles ne peuvent pas faire le yoyo sur le réseau en fonction des aléas des productions éolienne et solaire. De plus il est économiquement préférable que le nucléaire produise beaucoup, afin d’avoir un coût de production le plus bas possible. Cela dit, il se trouve que la France est un des rares pays au monde à avoir des centrales nucléaires pilotables, dont on peut moduler la production en fonction du besoin du réseau.

A titre d’exemple, voici ce qu’ont réalisé les centrales de Cattenom et Tricastin entre fin mars 2024 et début avril 2024 (fig. 12)

Les 3 réacteurs ont encaissé entre 8 et 10 variations de charge profondes sur 7 jours à la demande de RTE suivant une pente de 30MW/mn. Donc le nucléaire français est flexible techniquement. Mais est une bonne chose économiquement ?

La flexibilité électrique n’est pas qu’un échelon de la sûreté électrique. Elle est devenue un concept clef de la gestion du réseau électrique pour satisfaire aux intérêts du marché de l’électricité. Il n’est pas impossible dans un futur plus ou moins proche que les tarifs jours/nuits et même week-end disparaissent, car ces tarifs seront totalement décorrélés de la réalité du marché de l’électricité et de la flexibilité électrique. La flexibilité va amener les grands producteurs industriels à calquer leurs productions sur les coûts des marchés SPOT.

De grands industriels démarrent des productions ou les arrêtent en fonction des prix de l’électricité. Cela à un impact majeur sur le style de société que l’on construit. Sommes-nous d’accord d’avoir par exemple un gestionnaire de réseau d’eau qui calque les plans de pompage non plus sur la demande en eau, mais sur les prix de l’électricité ? Sommes-nous d’accord d’avoir peut-être demain des rendez-vous IRM la nuit où l’électricité coûte moins cher ? Sommes-nous d’accord de donner au marché de l’énergie une telle prééminence sur le comportement de notre société ?

Conclusion

Nous nous trouvons dans un monde dogmatique et consensuel. Plus les dogmes européistes sont rabâchés, plus il y a de « croyants » pour y adhérer. Les slogans publicitaires se multiplient pour faire adhérer le citoyen à la croyance du tout renouvelable. Il faut bien expliquer ici que toute la campagne médiatique orchestrée depuis 30 ans contre le nucléaire et pour les ENR sert les intérêts des grands groupes gaziers et pétroliers. La vassalisation de la France aux intérêts géostratégiques Américains est totale. Nous avons appris dernièrement que Total envisageait d’être cotée à la bourse de New York.

A ce sujet, il est intéressant de voir que Mr de Margerie, grand PDG historique et charismatique de Total a trouvé la mort dans un curieux accident d’avion le 20 octobre 2014, alors qu’il venait de s’accorder avec son ami Vladimir Poutine pour développer de nouveaux marchés pour Total en Russie et en Iran. Remplacé a terme par Mr Pouyanné, nous ne pouvons que constater le changement de direction opérationnelle du groupe.

Nous subissons une vassalisation de nos intérêts fondamentaux aux intérêts américains. Et comme en 1940, il se trouve en France, toute une caste « d’élites » prête à sacrifier les intérêts de la nation à ses intérêts.

Les mots de la fin seront musicaux et historiques. Nous avons fêté le 100^ème anniversaire de la mort de Camille Saint Saëns en 2021. Grand compositeur Français, il avait notamment créé en 1871, soit 1 an après la défaite de 1870 face à la Prusse, la Société Nationale de Musique afin de promouvoir la musique française. A cette époque déjà, la diffusion des œuvres musicales françaises contemporaines était fortement défavorisée dans les sociétés de concerts français au profit d’œuvres de compositeurs Allemands.

Nous retrouvons une nouvelle fois cette faculté des élites françaises à diffuser la culture de l’étranger plutôt que les créations françaises. Il en est de même de nos jours et cela à la faveur de la culture américaine, et du mode de vie Anglo saxon.

Voici ce que disait Camille Saint Saëns à propos du Wagnérisme :

« Tant que les commentateurs se bornent à décrire les beautés des œuvres wagnériennes, sauf une tendance à la partialité et à l’hyperbole dont il n’y a pas lieu de s’étonner, on n’a rien à leur reprocher; mais, dès qu’ils entrent dans le vif de la question, dès qu’ils veulent nous expliquer en quoi le drame musical diffère du drame lyrique et celui-ci de l’opéra, pourquoi le drame musical doit être nécessairement symbolique et légendaire, comment il doit être pensé musicalement, comment il doit exister dans l’orchestre et non dans les voix, comment on ne saurait appliquer à un drame musical de la musique d’opéra, quelle est la nature essentielle du Leitmotiv, etc.; dès qu’ils veulent, en un mot, nous initier à toutes ces belles choses, un brouillard épais descend sur le style des mots étranges, des phrases incohérentes apparaissent tout à coup, comme des diables qui sortiraient de leur boîte, bref, pour exprimer les choses par mots honorables, on n’y comprend plus rien du tout. »

Il en est de même en 2024, alors que la construction européenne tourne au fiasco général et finit de consumer la France. Dès que nous voulons parler de l’Europe, les défenseurs de l’Européisme n’en finissent pas de noyer leurs propos dans des phrases compliquées, des idées loufoques… « bref , on n’y comprend plus rien du tout » Et c’est exactement ce qu’il se passe avec le marché de l’énergie. D’une structure extrêmement simple avec l’EDF d’avant, nous sommes passés, sous couvert de dogme Européo-Ecologique et pour les intérêts spéculatifs d’une minorité, à une situation extrêmement complexe et on n’y comprend plus rien du tout.

Et voici ce que disait Adolf Hitler à Herman Rauschning à propos des classes dirigeantes et possédantes des pays qu’il voulait envahir, alors qu’ils discutaient de la dislocation psychologique de l’ennemi :

« Jamais je ne commencerai une guerre sans avoir auparavant la certitude que l’ennemi, démoralisé d’avance succombera sous mon premier choc. Partout en pays ennemi nous aurons des amis qui nous aideront. Nous n’aurons pas besoin de les acheter, ils viendront à nous spontanément. J’entrerai en France en champion de l’ordre social. Nous aurons avec nous les classes dirigeantes et possédantes, c’est à dire ces milieux d’affaires pour qui un seul mot du vocabulaire politique s’écrit en lettres capitales : PROFIT. Ces collaborateurs n’auront pas de peine à trouver des phrases patriotiques qui serviront d’habillage à leur jeu. »

En 2024, le nouveau patriotisme c’est l’Européisme et l’Écologisme. Si vous êtes contre, vous êtes un facho, un complotiste, un salaud. Mais ne vous y trompez pas, les milieux d’affaires, prêts à sacrifier l’état, la nation et le peuple pour leurs intérêts propres sont toujours là. Le lecteur doit bien comprendre que nous jouons actuellement notre souveraineté énergétique et institutionnelle. Un prochain article se focalisera sur notre perte de souveraineté énergétique et les trahisons successives des élites françaises à l’encontre des 4 grands groupes français EDF / GDF/ TOTAL/ ELF.

Je laisse le lecteur à ses réflexions et l’incite à faire ses recherches.

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François NUC

Ingénieur spécialisé dans la gestion des réseaux d'énergie électrique, ayant vécu au Japon puis en Tunisie où il a développé le marché de la cogénération pour le secteur industriel. Il a reçu le prix spécial Ubifrance au concours méditerrané de l'année 2009. Installé en Belgique, après avoir effectué des missions d'électrification pour Médecin Sans Frontière au Sud Soudan et en Afghanistan, il rejoint en 2018 Coreso, le coordinateur des TSOs européen.
Actuellement chargé de recherche à l'Université Libre de Bruxelles, il y traite notamment des questions sur la flexibilité des réseaux électriques.

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