Pourquoi y avait-il un risque de blackout en Belgique cet hiver ?
Commençons par quelques rappels :
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. Si cet équilibre n’est pas respecté, le réseau ne peut plus distribuer d’électricité et c’est le fameux blackout.
En Belgique, alors que les prévisions d’Elia (le réseau de transport électrique belge) étaient rassurantes, les besoins de réserve stratégiques ont été réduits à la fin de l’été. Quelques semaines plus tard, l’agence de contrôle nucléaire demandait des contrôles complémentaires sur plusieurs centrales nucléaires belges et retardait leur redémarrage initialement prévu avant l’hiver. Ces travaux entraînaient une baisse de la capacité de production électrique avec une seule centrale nucléaire sur 7 de disponible pendant l’hiver.
Pour faire face à cette situation difficile, ENGIE a mis en place un groupe de travail transversal au sein duquel NextFlex a joué un rôle clé en mobilisant plus de 200MW de flexiblité en Demand Response.
Qu’est-ce que c’est que le Demand Response ?
La gestion de la demande, demand response, ou effacement électrique, consiste à demander ponctuellement et en échange d’une rémunération à certains sites industriels ou tertiaires de diminuer fortement, voire d’arrêter leur consommation. C’est ce qu’on appelle l’effacement.
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 5 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 cet hiver.
Quelles mesures ont été mises en place par ENGIE ?
Le mois d’octobre a été un mois extrêmement tendu, à la fois au plan politique et au plan technique ! Les mesures annoncées par le Groupe en novembre étaient :
Sur ces 540 MW, NextFlex a joué un rôle critique sur 200 MW qui correspondent à un nouveau mécanisme mis à disposition des clients et mis en œuvre en 6 semaines entre Octobre et début novembre.
Au cours de ces 6 semaines, NextFlex s’est mobilisé pour aller chercher des gisements d’effacement qui n’avaient pas été exploités avant parce qu’ils ne rentraient pas dans les cases des produits existants : non standards, trop lents et souvent trop chers. Ce sont les gisements que nous avons décidé d’exploiter pour répondre à un besoin urgent de tout mettre en œuvre pour éviter un déséquilibre physique du réseau.
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 répond pas au format demandé par Elia. Ces clients ont besoin de plus de temps que les 15 mn 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 par exemple) pendant une durée limité de 2 ou 4 heures. En cas de tension forte sur le réseau et les marchés, en fin de journée, nous prévenions ces clients de ne pas consommer le lendemain pour une période donnée conformément à notre accord et contre la rémunération choisie.
Pour quelles raisons les industriels ont-ils joué le jeu ? Ce n’est pas uniquement l’appât du gain ?
Certains, qui participaient auparavant à la fameuse « réserve stratégique », ont considéré notre proposition comme une sorte de nouvelle « réserve stratégique » et ont donc participé dans ce cadre.
Certains « nouveaux clients » ont participé, à la fois par civisme, pour éviter le blackout, mais également en considérant qu’ils bénéficiaient ainsi de l’information sur les risques de coupure et pouvaient s’organiser en conséquence.
Il y a un réel sens du bien commun chez nos partenaires avec la mise en œuvre de ces contrats. Cet effort est exceptionnel car aucun industriel n’est jamais devenu riche en arrêtant de produire. Le niveau auquel ils plaçaient la barre à laquelle ils acceptaient d’être arrêté (par exemple 1000 ou 2000 € du MWh 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.
En dehors de ce cadre « exceptionnel » avez-vous pu convertir de nouveaux clients ?
Les retombées économiques sont intéressantes pour la reconnaissance et la croissance du business 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 que nous leur proposions ; maintenant que la crise est passée, ils sont plus sensibles aux rémunérations raisonnables que nous leur offrons de façon régulière.
Nous avons aussi pu convaincre des clients qui en mettant leur flexibilité à disposition se sont rendu compte qu’ils pouvaient être acteurs réguliers et commencer à jouer sur des marchés de réserve plus rentables pour eux comme pour nous. Nous parvenons ainsi à les faire rentrer dans le cadre contractuel classique.
Mais ce « nouveau » produit n’est pas économiquement viable ?
Non, il n’est intéressant que comme réserve exceptionnelle face à une situation de crise.
Nous étions vraiment au bord d’un déséquilibre. Nous avons eu la chance d’avoir un hiver assez doux. Si nous avions eu un hiver très froid, l’équilibre aurait été beaucoup plus difficile à gérer. Nous n’avons eu à activer nos clients que 2 fois, et nous avons 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, c’est une prouesse !
Oui, c’est vraiment la dynamique NextFlex, l’agilité héritée de l’incubation et de notre mode d’organisation « start up » qui nous a permis de trouver des solutions et de nous « retrousser les manches » de façon très pro et très rapide pour développer la solution IT nécessaire pour exploiter ce nouveau segment tout en démarchant les clients potentiels.
L’intégration à GEM (Global Energy Management, une BU d’ENGIE) nous a donné les moyens financiers et le réseau nécessaire pour la mise en place à grande échelle.
Ce qui a permis à NextFlex d’être aussi réactif, c’est que nous disposons 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. Nous maîtrisons la chaîne depuis le câblage du boîtier posé sur le moteur du client jusqu’aux ordres passés automatiquement sur les marchés. La force de NextFlex, c’est notre équipe qui regroupe toutes ces compétences dans une petite équipe d’une douzaine de personnes, dont la moitié en Belgique.
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