En 2010, le constat technique sur l’effacement de consommation était déjà fait. Les technologies existaient, les bénéfices pour le système électrique n’étaient plus à démontrer, et le rapport Smart 2020 chiffrait à près de 8 milliards de tonnes de CO2 le potentiel mondial d’évitement lié au pilotage de la demande et aux réseaux intelligents à horizon 2020, contre 29 milliards émises en 2007. Pourtant, aucune ruée sur ce marché. Si la valeur de l’effacement était connue, ses mécanismes de valorisation ne l’étaient pas.
Une asymétrie coûteuse
L’équilibre offre-demande reposait sur un seul levier pilotable, la production. Cette asymétrie coûte cher : réseaux surdimensionnés, réserves permanentes, centrales de pointe rarement appelées mais indispensables. En 2009, le prix spot français a atteint son plafond de 3 000 €/MWh pendant quatre heures, plus de cinquante fois le coût du kWh nucléaire. Un signal invisible pour le consommateur final, dont la structure tarifaire restait statique.
Quatre dynamiques ont fait émerger l’effacement : une pointe croissant plus vite que la consommation totale (2 % par an contre 1,5 %), la hausse des prix des fossiles et du CO2, la libéralisation qui a posé la question du partage des externalités d’équilibrage, et l’arrivée des renouvelables intermittents. Les compteurs communicants apportaient le chaînon manquant pour le résidentiel et les PME.
Trois applications, trois niveaux de valeur
- Optimisation des investissements réseau : 10 à 15 €/kW/an dans les cas les plus favorables. Insuffisant pour justifier seul un développement, mais utile comme revenu marginal pour un service déjà établi, surtout si l’effacement peut être géolocalisé.
- Équilibrage du système : 20 à 30 €/kW/an sur le mécanisme d’ajustement français. Marché structuré tôt mais étroit (4 TWh en France en 2009, moins de 1 % de la production). Insuffisant pour un agrégateur pure player, utile pour acquérir de l’expérience.
- Optimisation du portefeuille production-fourniture : 40 à 70 €/kW/an en Europe, sur la base du report d’investissement dans une turbine de pointe. Le gisement principal, et paradoxalement le moins développé.
Le blocage était tarifaire, pas technique
La difficulté centrale tenait à une inadéquation d’unité. Les marchés électriques valorisent l’énergie (le kWh), alors que la valeur de l’effacement réside dans la capacité mise à disposition (le kW). D’où un signal brouillé, aggravé par le plafonnement des prix de gros. S’y ajoutait un conflit non résolu : en France, l’intégration des offres d’agrégateurs au mécanisme d’ajustement avait provoqué des plaintes de fournisseurs estimant que leur énergie leur était soustraite, faute de comptage temps réel sur le segment de masse.
Une urgence qui allait forcer la clarification
La capacité d’effacement installée en France était passée de 6 GW en 1999 à environ 3 GW en 2009, sous l’effet de la restriction des groupes de secours, du basculement des grands consommateurs vers des offres sans clause d’effacement, et de la faible rentabilité des tarifs réglementés. Dans le même temps, RTE anticipait un dépassement de la capacité de production par la pointe dès 2015.
Deux voies s’ouvraient : une obligation de capacité imposée aux fournisseurs, créant un marché de gré à gré, ou un marché de capacité organisé par un opérateur central, sur le modèle de PJM ou de l’ISO New England. Ces marchés américains affichaient déjà 30 à 45 €/kW/an et une contribution significative de l’effacement, jusqu’à 96 % des nouvelles ressources sur une enchère.
Un point d’attention qui reste valable
Une même capacité d’effacement ne peut pas être valorisée simultanément sur plusieurs mécanismes. L’arbitrage entre gisements de valeur conditionne la viabilité du modèle économique. C’était vrai en 2010, ça l’est encore.
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