B. LES LEVIERS TECHNOLOGIQUES DE FLEXIBILITÉ ET DE RÉGULATION
Les productions éolienne et solaire présentent une variabilité marquée à l'échelle du mois, de la semaine et de la journée, qui impose d'adapter en permanence l'exploitation du système électrique afin de garantir l'équilibre entre l'offre et la demande, condition indispensable à la sécurité d'approvisionnement.
Dans ce contexte, la flexibilité est un instrument essentiel pour préserver cet équilibre, alors même que la part de sources non pilotables progresse rapidement, en France comme en Europe.
La flexibilité peut être définie comme « la capacité d'un moyen de production, de consommation ou de stockage à moduler à la hausse ou à la baisse son injection ou son soutirage sur le réseau »62(*). Elle se décline en deux composantes complémentaires : la flexibilité de l'offre et celle de la demande.
1. La flexibilité de la demande : un levier essentiel encore peu exploité
Les consommateurs d'électricité, ménages et entreprises, sont à même d'adapter temporairement leur profil de consommation en réponse à un signal, qu'il soit tarifaire, contractuel ou opérationnel.
Les instances internationales et européennes rapprochent cette notion de celle de « demand response », définie comme l'ajustement volontaire de la demande pour contribuer à l'équilibre du système électrique, en particulier lors des périodes de tension ou de forte variabilité de la production.
RTE publie un Baromètre de la flexibilité de consommation d'électricité63(*) dans lequel il apparaît que des marges de progrès très importantes existent dans l'exploitation quotidienne et généralisée de la flexibilité. Les leviers, contraintes et potentiels de la flexibilité de la demande diffèrent cependant fortement entre les secteurs résidentiel, tertiaire et industriel.
a) Le secteur résidentiel : un gisement diffus mais important
Le secteur résidentiel est depuis longtemps un levier important de flexibilité, notamment grâce au dispositif des heures creuses, traditionnellement fixées entre 22 heures et 6 heures, associé à l'asservissement des ballons d'eau chaude. Ce dispositif permet de transférer une part significative de la consommation électrique diurne vers la nuit, période de moindre sollicitation du réseau.
Depuis novembre 2025, de nouvelles plages d'heures creuses sont progressivement mises en place sur le territoire national. Deux ou trois heures creuses ont désormais vocation à être positionnées en journée entre avril et octobre, entre 11 heures et 17 heures, afin de valoriser les excédents de production photovoltaïque ; les autres heures creuses demeurent réparties entre 23 heures et 7 heures et sont toujours consécutives.
Les équipements électriques fortement consommateurs : appareils de chauffage, pompes à chaleur, véhicules électriques, etc., se généralisant, le secteur résidentiel représente un gisement de flexibilité particulièrement important. Toutefois, ce potentiel reste diffus, réparti entre un très grand nombre de foyers, et ne pourra être pleinement mobilisé qu'au prix d'une automatisation accrue et d'un déploiement à grande échelle de solutions de pilotage intelligentes.
Deux leviers principaux peuvent être mobilisés. D'une part, le pilotage des équipement thermiques tels que le chauffe-eau, le chauffage ou la climatisation permet un décalage sans perte de confort. En effet, l'inertie du bâti et celle des équipements eux-mêmes, dans le cas des chauffe-eau, des radiateurs à inertie ou des pompes à chaleur, permet de décaler la consommation d'électricité sans affecter les conditions de vie.
D'autre part, la recharge intelligente des véhicules électriques offre une flexibilité substantielle, notamment la nuit ou lors de pics de production renouvelable. À cet égard, l'OPECST a recommandé dès 2019 « d'étendre à l'habitat collectif et au tertiaire l'obligation, déjà prévue pour les bornes publiques, d'installation d'un système permettant de piloter la recharge. »64(*)
Figure 16. Courbe de charge associée à la recharge d'un million de véhicules pour un jour ouvré de janvier selon le mode de pilotage de la recharge65(*)
À un stade plus avancé, le vehicle-to-grid (V2G) permettra aux véhicules électriques de réinjecter de l'électricité dans le réseau ou de moduler leur recharge afin de contribuer à l'équilibre du système. Chaque batterie individuelle n'a qu'une capacité limitée, mais l'agrégation de plusieurs millions de véhicules constitue un gisement potentiel considérable : à long terme, la flotte pourrait offrir plusieurs dizaines de gigawattheures de stockage distribué et plusieurs gigawatts de puissance modulable. Ce potentiel fait du V2G un outil prometteur pour absorber les excédents de production renouvelable, réduire les pointes de consommation et renforcer la flexibilité du système électrique, à condition de disposer d'infrastructures de recharge bidirectionnelle adaptées et de mécanismes d'incitation suffisamment attractifs pour les utilisateurs.
La montée en puissance de la flexibilité résidentielle suppose une diffusion accrue des dispositifs de contrôle automatisé, une meilleure structuration des offres tarifaires et un engagement accru des agrégateurs, capables de rassembler des gisements diffus en un volume mobilisable pour le système électrique.
b) Le secteur tertiaire : un potentiel croissant
Les bâtiments tertiaires : bureaux, commerces, hôpitaux, établissements publics, etc. disposent d'un potentiel significatif lié à leurs systèmes de chauffage, de ventilation et climatisation, ainsi qu'à certains usages spécifiques, tels que les équipements informatiques, le refroidissement, etc.
Ce secteur présente deux atouts déterminants. D'une part, la présence d'équipements centralisés, pilotables de manière automatisée par des systèmes de gestion technique du bâtiment (GTB, en anglais, building automation control system ou BACS) et d'autre part une capacité d'effacement modulable, notamment en matière de climatisation, d'éclairage et de pilotage des équipements informatiques non critiques.
L'introduction de l'intelligence artificielle dans les systèmes de GTB, qui est déjà une réalité, vient apporter un niveau d'optimisation supplémentaire à ces systèmes, en se substituant à une programmation humaine souvent laborieuse et parfois inadéquate.
Le déploiement des dispositifs de gestion énergétique, renforcé par les obligations réglementaires, notamment dans le cadre du « décret BACS »66(*), accélère l'émergence d'un tertiaire « actif », capable de participer aux mécanismes de marché d'ajustement ou aux dispositifs contractuels proposés par les opérateurs. Cependant, le secteur demeure hétérogène : les grands établissements sont déjà en mesure de contribuer, alors que les petites structures restent moins équipées.
c) Le secteur industriel : un acteur historique
L'industrie constitue la source la plus structurée de flexibilité, car certaines installations disposent de procédés électriques pouvant être modulés sur commande ou selon un préavis court. Les grands sites électro-intensifs : métallurgie, chimie, papeterie, agroalimentaire, etc. participent déjà activement aux mécanismes d'effacement ou d'ajustement.
Ce secteur présente plusieurs caractéristiques favorables : des puissances appelées importantes permettant une contribution significative dès l'activation d'un nombre limité de sites ; une expertise technique réelle, qui facilite le développement de contrats d'effacement ou de participation directe aux marchés de services système ; une maturité contractuelle et une longue expérience des interactions avec les gestionnaires de réseaux et les agrégateurs.
Néanmoins, la flexibilité industrielle reste contrainte par la nature même des procédés industriels : certains cycles de production ne peuvent pas être interrompus sans entraîner des pertes économiques majeures. La montée en puissance de l'industrie électrifiée, notamment l'hydrogène produit par électrolyse, les procédés électrothermiques et les gigafactories de batteries, ouvre de nouveaux gisements particulièrement flexibles.
2. La flexibilité de l'offre : adapter en temps réel les moyens de production et de stockage
La flexibilité de l'offre désigne la capacité des moyens de production ou de stockage à moduler rapidement leur injection d'électricité dans le système, à la hausse comme à la baisse, afin de contribuer à l'équilibre instantané entre production et consommation.
Contrairement à la flexibilité de la demande, qui repose sur l'adaptation des usages, la flexibilité de l'offre mobilise directement les ressources énergétiques disponibles et leur capacité à réagir en temps réel aux signaux du réseau.
a) Les moyens de production pilotables
Les moyens de production pilotables : hydraulique, thermique, et plus rarement nucléaire - sauf en France -, sont depuis des décennies la première source de flexibilité des systèmes électriques. Ils offrent la possibilité d'ajuster la production aux besoins, de compenser la variabilité de la demande et de répondre à des contingences techniques.
Par exemple, les turbines à gaz en cycle ouvert (OCGT) se caractérisent par des temps de démarrage courts, des rampes de montée et de descente de charge élevées et une large plage de fonctionnement à charge partielle, qualités qui en font le moyen de production les plus adapté pour compenser les fluctuations rapides de l'éolien et du solaire.
b) Les interconnexions transfrontalières
Les interconnexions entre pays, présentées en détail dans le dernier chapitre, permettent de valoriser les excédents de production disponibles dans les pays voisins et d'optimiser collectivement l'équilibre du système électrique.
Ces surplus peuvent découler de différences entre les politiques énergétiques nationales, de contrastes géographiques - par exemple un pays plus méridional bénéficiant d'une production solaire plus abondante que ses voisins du nord - ou encore de différences culturelles, telles que des rythmes de travail plus ou moins matinaux. Ils peuvent également résulter du décalage entre fuseaux horaires, qui crée des déphasages naturels dans les pointes de consommation et donc des opportunités d'échanges supplémentaires.
Si les interconnexions sont un levier important de flexibilité, leur mobilisation sans discernement peut également générer des risques. En effet, leur efficacité dépend de la capacité des pays voisins à disposer eux-mêmes de marges suffisantes : lorsque plusieurs systèmes sont simultanément exposés aux mêmes tensions d'approvisionnement, notamment lors de pics de consommation synchrones, la solidarité électrique peut se trouver limitée, réduisant la disponibilité réelle d'un volant suffisant d'importations.
c) Le stockage : une ressource en croissance rapide
Le stockage d'électricité, longtemps négligé, devient progressivement une composante essentielle de la flexibilité de l'offre. Il permet de découpler temporellement production et consommation, ce qui est un avantage déterminant dans un système à forte variabilité.
Les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) fournissent aujourd'hui la grande majorité des capacités de stockage de masse et demeurent irremplaçables pour les besoins de forte puissance sur quelques heures. Les six STEP françaises - Grand'Maison en Isère, d'une puissance de 1 790 MW, Montézic dans l'Aveyron (910 MW), Super-Bissorte en Savoie (730 MW), Revin dans les Ardennes (720 MW), Le Cheylas en Isère (460 MW) et La Coche en Savoie (330 MW) cumulent une puissance totale de 4,9 GW et une capacité de stockage annuel de 30 TWh, variable suivant l'état hydrologique.
Les batteries stationnaires, en forte progression, peuvent se positionner de plusieurs façons dans le système électrique.
Elles peuvent stocker l'électricité excédentaire produite en période de faible demande, notamment par le photovoltaïque en milieu de journée, pour la restituer en période de pointe. Dans ce cadre, elles contribuent à limiter l'écrêtement de la production en excès, tout en réduisant par la suite l'appel aux moyens fossiles résiduels.
En aval des réseaux de transport, les batteries stationnaires peuvent réduire les congestions locales, apporter un soutien aux noeuds du réseau en période de forte injection renouvelable et éviter, ou du moins reporter, l'investissement dans de nouvelles lignes.
Comme évoqué précédemment, les batteries stationnaires peuvent également, compte tenu de leur temps de réponse extrêmement court (de l'ordre de la milliseconde), participer efficacement aux mécanismes de services systèmes : gestion des variations brusques de production renouvelable, contrôle de fréquence ou maintien de la tension locale.
Les batteries stationnaires n'étant fortement contraintes ni par le poids, ni par le volume, ni par la température, le panel de technologies disponibles est plus large que pour d'autres usages, si bien qu'il est difficile de toutes les mentionner.
La technologie le plus couramment employée dans le domaine stationnaire est celle des batteries au lithium-ion, en raison de leur maturité industrielle et de leurs caractéristiques favorables : densité énergétique et efficacité élevée, avec une bonne puissance de décharge. De plus, leur coût a fortement diminué au cours de la dernière décennie et leur production à grande échelle, tirée par la filière automobile, favorise la disponibilité des équipements et la standardisation. Elles sont plutôt adaptées aux applications de courte durée (1 à 4 heures).
Les batteries à flux, notamment les technologies redox au vanadium, stockent l'énergie dans des électrolytes liquides externes. Elles présentent plusieurs avantages : une durée de vie élevée, une très bonne sécurité et la possibilité d'augmenter la capacité énergétique indépendamment de la puissance. Elles sont particulièrement adaptées aux besoins de stockage de longue durée, c'est-à-dire de 4 à 12 heures, même si leur coût reste élevé et la disponibilité des matériaux limitée.
Les batteries sodium-ion suscitent un intérêt croissant. Moins denses mais plus économiques que le lithium-ion, elles pourraient devenir compétitives pour des usages stationnaires. Leur production repose sur des matériaux disponibles en abondance, ce qui permet de réduire la dépendance aux métaux critiques. La France est particulièrement impliquée dans cette filière, au développement de laquelle les équipes du CNRS et du CEA ont fortement contribué, au sein du réseau RS2E (Réseau sur le stockage électrochimique de l'énergie), et la start-up TIAMAT qui développe des cellules sodium-ion orientées vers des usages de puissance et de stockage stationnaire.
d) Les énergies renouvelables pilotables : une contribution encore limitée mais croissante
Certaines filières renouvelables présentent des marges de pilotabilité, comme la biomasse et le biogaz, qui peuvent être mobilisés à la demande, sous réserve de disponibilité des ressources, ou la géothermie, dont la production est stable et modulable dans certaines configurations.
Ces ressources, bien que modestes à l'échelle du système français, apportent une flexibilité complémentaire, notamment en hiver ou lors des périodes de tension.
e) La flexibilité des renouvelables variables : une marge de manoeuvre en développement
Les parcs éoliens et photovoltaïques, traditionnellement considérés comme non pilotables, peuvent apporter une forme limitée mais bien réelle de flexibilité, notamment via la réduction de la production en cas de contraintes réseau, la commande intelligente d'onduleurs, comme évoqué précédemment, permettant une réponse en fréquence à très court terme, et l'intégration de systèmes hybrides, associant photovoltaïque et batteries.
Ainsi, les renouvelables variables évoluent progressivement d'une logique strictement passive à une participation active aux services système, tendance appelée à se renforcer avec la numérisation des installations.
* 62 Cédric Philibert et Arthur de Lassus, La dimension stratégique de la flexibilité des systèmes électriques : opportunités en Europe, IFRI, coll. « Études de l'IFRI », 30 avril 2025, p. 11.
* 63 RTE, Baromètre de la flexibilité de consommation d'électricité, 16 octobre 2024.
* 64 Huguette Tiegna et Stéphane Piednoir, Rapport sur les scénarios technologiques permettant d'atteindre l'objectif d'un arrêt de la commercialisation des véhicules thermiques en 2040, Assemblée nationale n° 1766 (15ème législature) - Sénat n° 380 (2018-2019), p. 80.
* 65 Ibid., p. 79.
* 66 Décret n° 2020-887 du 20 juillet 2020 relatif au système d'automatisation et de contrôle des bâtiments non résidentiels et à la régulation automatique de la chaleur, complété par le décret n° 2023-259 du 7 avril 2023 relatif aux systèmes d'automatisation et de contrôle des bâtiments tertiaires.