Energie & technologie

Rapport Spécial : Energie et Technologie : de nouveaux modèles économiques
La principale préoccupation du secteur de l'énergie a toujours été l'offre. Maintenant, c’est d'apprendre à gérer
la demande
The Economist, Le 17 janvier 2015
Le modèle de base de l'industrie de l'électricité a été d'envoyer des tensions élevées sur de longues distances
à des clients passifs. Les centrales électriques étaient grandes, coûteuses, et construites à côté des mines de
charbon, des ports, des raffineries de pétrole ou des réservoirs -pour l’hydroélectricité-. Beaucoup de ces
endroits étaient très éloignés des centres de consommation (urbains et industriels). Le principal souci des
entreprises était de fournir le jus, et en particulier de répondre aux pics de demande. La plupart des pays,
notamment dans les régions d’Amérique étaient des îlots d’énergie, avec peu d’interconnexion avec d'autres
systèmes.
Ce modèle, bien que simple et rentable pour les services publics et les générateurs, était coûteux pour les
consommateurs (et parfois les contribuables). Mais il est en train de changer à une "image beaucoup plus
coloré", dit Michael Weinhold de Siemens, une grande société d'ingénierie allemande. Non seulement les
énergies renouvelables jouent un rôle beaucoup plus important; grâce aux nouvelles technologies, la
demande peut également être modifié pour correspondre à l'offre, et non l'inverse.
En conséquence, le réseau électrique est de plus en plus compliqué. Il s’agit de plus en plus de l'envoi de
puissance à basse tension sur de courtes distances, en utilisant des arrangements souples : le contraire
du modèle traditionnel. À certains égards, le changement s’apparente à ce qui est arrivé dans
l'informatique. Un rapport BCG de 2010, une société de conseil, a établi un parallèle avec le commutateur
entre l’unité centrale et les terminaux au regroupement de stockage (cloud storage) en comparaison à
l'Internet.
Les stations et réseaux électriques traditionnels continuent à jouer un rôle dans ce monde, mais pas un rôle
dominant. Ils sont en concurrence avec de nouveaux arrivants, et avec les participants existants adoptant de
nouvelles techniques. Un exemple est le business florissant de négociation que M. Lovins du Rocky
Mountain Institute a nommé "negawatts": l'électricité non utilisée. La technique est connue comme
"réponse à la demande" ajustant la consommation pour s’aligner avec l'offre, et non l'inverse.
Aplatir les Pics "Flattening the Peaks"
L'électricité la plus chère dans tout système électrique est celle consommée en période de pointe, donc au
lieu de démarrer une centrale électrique coûteuse et probablement sale, l'idée est de payer les
consommateurs pour l’éteindre (ou ne pas la démarrer). Par exemple, pour quelqu'un qui fait tourner un
grand système de refroidissement, de chauffage ou de pompage, le fait de le mettre hors tension, pendant une
courte période, ne causera pas nécessairement aucune perturbation. Mais pour l'opérateur du réseau la
puissance de secours gagné est très utile.
Cela a été essayé avant : en France, après la vague de chaleur qui a frappé en 2003 les systèmes de
refroidissement des centrales nucléaires et a conduit à des pénuries d'électricité. En réponse, les grands
consommateurs d'énergie ont accepté de réduire leur consommation d'énergie aux périodes de pointe, en
échange de généreuses remises. Les Japonais ont installé des systèmes similaires à l'échelle nationale pour
200.000 home energy-mangement. Mais une nouvelle technologie l’a prise à un autre niveau, permettant de
larges petites économies d'énergie à partir d'un grand nombre de consommateurs regroupés.

Les entreprises Sud-Africaines peuvent vendre un telle économie d’énergie eux-mêmes, à travers une société
appelée "Comverge". Ailleurs les consommateurs gagnent des remises soit à partir de leur propre compagnie
d'électricité soit d'un courtier "tierce-partie" qui gère leur consommation. À Austin, Texas, par exemple,
7000 ménages ont signé pour un régime dans lequel ils obtiennent un remboursement de 85 $ sur un
thermostat connecté à Internet, comme le "Nest", qui coûte 249 $. Cela a d'autres avantages pour eux aussi,
comme leur permettant de contrôler leur chauffage et refroidissement à distance. Mais cela signifie aussi que
la compagnie d'électricité, Austin Energy, peut raser 10 MW de sa demande de pointe estivale, généralement
entre 15h et 19h.
Nest vend ses programmes dans toute l'Amérique du Nord, et plus récemment en Grande-Bretagne aussi. Les
clients du programme "Récompenses des Heures de Pointe" peuvent choisir entre recevoir, un jour à
l'avance, un avis de deux à quatre heures "event" qui signifie que leur thermostat sera démuni ou
augmenté automatiquement ; ou être averti dix minutes avant pour un 30 minutes "event". Cela peut
réduire la charge de pointe de près de 55%. Dans un autre régime, les clients conviennent à un
changement d'une fraction d’un degré sur une période de trois semaines.
Lors d'une vente aux enchères en mai 2014 à l'interconnexion PJM, le plus grand marché de gros de
l'électricité de l'Amérique, 11GW de «négawatts» ont été soumissionné et libérée, en remplacement de
capacités qui aurait pu provenir de centrales électriques conventionnelles. En d'autres termes, au lieu
d'acheter de la capacité des centrales électriques qui fonctionnent seulement pour répondre à la demande de
pointe, il s’agit de payer les clients de ne pas utiliser l'électricité à ce moment. En 2013 PJM a pris 11,8
milliards $US de factures d'électricité grâce à une réponse à la demande et des gains connexes à
l’efficacité. Le chiffre pour 2014 est susceptible d'atteindre 16 milliards $US.
NRG, la plus grande société d'énergie indépendante de l'Amérique, s’intéresse également à ce marché de
réponse à la demande. David Crane, son directeur général, admet que certains consommateurs trouvent l'idée
d'économie d'énergie "non-américaine", mais pense que, pour des entreprises comme la sienne la "poursuite
aveugle de mégawatts" est une impasse. En 2013 NRG a acheté un fournisseur des services de réponse à la
demande "demand-response", Energy Curtailment Specialists Inc., qui contrôle 2 GW de "negawatts", pour
un montant non dévoilé.
La grande question pour les entreprises demand-response est les conditions dans lesquelles elles entrent en
concurrence avec les opérateurs électriques traditionnels, qui font valoir que les marchés tels que PJM sont
affamés des systèmes d’énergie nécessitant de très forts investissements. Par exemple, FirstEnergy, une
société dans l'Ohio, a suspendu ses plans de modernisation d'une usine de charbon qui n'a remporté aucun
mégawatt dans la vente aux enchères pour 2017-18. De telles centrales sont viables uniquement si les
services publics paient le gros prix pour les pics d'électricité - un coût qui est finalement répercuté sur
le consommateur. Des entreprises comme FirstEnergy espèrent que la Cour Suprême revoit une décision de
la "Federal Energy Regulatory Commission" que negawatts soit traité comme megawatts dans les ventes
aux enchères "Capacity Auctions". Ces inquiétudes font déjà ombre le marché. EnerNOC, qui rassemble
des petites économies d'énergie de nombreux clients différents à offrir negawatts, a vu son prix de l'action
baissé de moitié depuis mai dernier.
Sara Bell, qui représente les entreprises britanniques de la demand-response, note une défaillance du marché
: les mêmes entreprises qui génèrent de l'énergie la fournisse également. Elle fait valoir que leur intérêt est
de vendre au pic de la demande et des prix - ce qui est le contraire de ce que le client voudrait.
En tout cas, les jours du modèle verticalement intégré d'approvisionnement énergétique sont comptés,
observe Dieter Helm. Merci à l'énergie solaire abondante, soutient-il, le marché de l'énergie ressemble
de plus en plus à l'économie de l'Internet, où les coûts marginaux sont nuls. Ce qui "affaiblit l'idée même
des marchés de gros de l'électricité". Le futur modèle sera beaucoup plus fragmenté. Les développeurs
indépendants, ainsi que les nouveaux venus, sont déjà "en train de révolutionner la façon dont l'électricité
est vendue et utilisée"; les nouvelles technologies vont rendre le modèle du 21e siècle encore plus
différent. "Pas étonnant que beaucoup des géants de l'énergie du passé sont déjà dans un tel pétrin," dit-il.
Pas plus si utile "No Longer so Useful"
La combinaison de production d’énergie répartie et intermittente, même un stockage peu coûteux et une
consommation de plus en plus intelligente, a créé une tempête parfaite pour les services publics, en

particulier ceux de l'Europe, dit Eduard Sala de Vedruna d'IHS, une société de conseil. Ils sont coincés avec
les coûts d'entretien du réseau et de répondre à la demande de pointe, mais sans avoir les moyens de faire
payer les clients pour cela de manière appropriée. La très coûteuse capacité de production construite est
surdimensionnée; la capacité de réserve en Europe cet hiver est de 100 GW, soit 19% des charges de pointe
combinées. Une grande partie de ceci est mis en veilleuse et peut être radié. Pourtant, en même temps, de
nouveaux investissements sont urgemment nécessaires pour garder le réseau fiable, et surtout pour s’assurer
qu'il peut faire face à de nouveaux types de flux d’énergie – notamment le retour des "PROsumers"
(Consommateurs Nouvelle Génération) au réseau, par exemple.
A la surprise générale, la demande est à la baisse quand l’énergie est utilisée plus efficacement. Les
politiciens et les régulateurs sont insensibles, ce qui rend les services publics paient pour l'électricité produite
par d'autres moyens, comme les toits solaires, pour garder les écologistes heureux. En même temps, les
barrières à l'entrée sont effondrées. De nouvelles entreprises énergétiques n’ont plus besoin de détenir de
grandes infrastructures. Leur avantage concurrentiel repose sur des algorithmes, des capteurs, le
développement de l’énergie "Processing Power" et un bon marketing ; pas nécessairement les points forts
des services publics traditionnels. Tous les services offerts par ces nouveaux entrants - réponse à la
demande, l'approvisionnement, le stockage et l'efficacité énergétique – grignotent dans le business
model des services publics.
Pour une illustration, regardons Hawaï, où l'énergie solaire a fait le plus de progrès. Pour une journée
ensoleillée typique, les panneaux sur les toits des consommateurs produisent autant d'électricité que le réseau
n’a pas besoin d'acheter toute énergie produite à partir des centrales fonctionnant aux produits pétroliers qui
ont longtemps fourni l'Etat américain. Mais durant le matin et le soir ces mêmes consommateurs se
tournent vers le réseau pour l'électricité supplémentaire. Le résultat est un profil de la demande qui
ressemble au dos d'un canard, la hausse à la queue et le cou et plongeant dans le milieu.
Le problème pour les entreprises d'électricité de l'État, c’est qu'ils ont encore à assurer un approvisionnement
fiable quand le soleil ne brille pas (il arrive, même à Hawaii). Mais les consommateurs, grâce à la
«facturation nette», peuvent avoir une facture d'électricité de zéro. Cela signifie que les revenus des
services publics souffrent, et les consommateurs sans l'énergie solaire (généralement les moins bien
lotis) inter-subventionnent « cross-subsidie » ceux dotés avec celle-ci.
Ce phénomène se répand de plus en plus à l'Amérique. Le Hawaiian Electric Power Company, plus grande
entreprise publique, tente de limiter la poursuite de l'expansion de l'énergie solaire, en disant aux nouveaux
consommateurs qu'ils n’ont plus un droit automatique à injecter de l'électricité produite à la maison dans le
réseau. De nombreuses entreprises publiques demandent au régulateur d'imposer une redevance
mensuelle fixe sur les consommateurs, plutôt que de simplement les laisser payer des tarifs
variables. Cependant, opérer hors réseau implique l'achat d'un très large système de stockage coûteux, le
pari est que les consommateurs seront prêts à payer une redevance mensuelle afin qu'ils puissent basculer
vers le réseau public quand ils ont besoin.
Les consommateurs, naturellement, résistent à de tels efforts. En Arizona les entreprises publiques voulaient
un forfait mensuel fixe de 50 US$; le régulateur a autorisé uniquement 5 US$. Dans le Wisconsin ils ont
demandé 25 US$ et obtenu 19 US$. Même ces modestes sommes peuvent aider un peu les services

publics. Mais la plus grande menace est que les grands consommateurs (aussi bien les petits s’ils unissent
leurs forces) peuvent adopter leur propre modèle par la combinaison de la production, du stockage et de la
réponse à la demande pour gérer leurs propres systèmes énergétiques, souvent appelés "micro-réseaux"
"Microgrids". Ils peuvent maintenir une unique grande capacité en gaz naturel ou de connexion électrique
vis à vis du monde extérieur pour des raisons de sécurité, mais gère toujours, eux-mêmes, tout en aval.
Certaines organisations, telles que les bases militaires, peuvent avoir des raisons spécifiques à vouloir être
indépendantes de fournisseurs externes, mais pour la plupart d'entre elles le motif principal est d'économiser
de l'argent. L'Université de Californie, San Diego (UCSD), par exemple, qui jusqu'en 2001 avait une central
à gaz principalement utilisée pour le chauffage, changée en une usine combinée chaleur-et-électricité (CHP)
qui chauffe et refroidit 450 bâtiments et fournit de l'eau chaude pour les 45 000 personnes. Le système
génère 92% de l'électricité du campus et sauve 8 millions US$ par an. Ainsi, autre les 30 MW de la centrale
CHP, l'université a également installé plus de 3 MW à partir de l'énergie solaire et une autre 3 MW à partir
d'une pile à combustible fonctionnant au pétrole (gas-powered fuel cell). Lorsque la demande est faible,
l'électricité de secours refroidit 4 millions gallons (15 millions litres) d'eau pour une utilisation dans la
climatisation – qui représente la plus grande charge sur le système - ou le chauffe à 40˚ pour renforcer le
système d'eau chaude. Les universités sont idéales pour de telles expériences. Comme les institutions
publiques autonomes, elles sont exemptées des règles fastidieuses locales et de la surveillance par le
régulateur. Et elles sont intéressées par les nouvelles idées.
Des endroits comme UCSD non seulement économisent de l'argent avec leurs Microgrids mais font
également avancer la recherche. Un serveur analyse 84.000 flux données par seconde. Une compagnie
appelée ZBB Energy a installé des piles innovantes de zinc-bromure (zinc-bromide); une autre société
essaie un dispositif de stockage supe-condensateur de 28 kW beaucoup plus rapide et plus puissant que
n’importe quelle batterie chimique. NRG a installé un chargeur rapide pour les véhicules électriques, dont
les premières générations de batteries sont utilisées pour fournir un stockage supplémentaire pas cher. Et
l'université vient d'acheter 2,5 MW de système de batterie recyclable de stockage lithium-ion fer-phosphate
de la BYD, le plus grand fabricant de batteries dans le monde, pour aplatir les pics de demande et d’assurer
plus d’approvisionnement.
Dans un sens, UCSD n’est pas un bon client pour le service public local, San Diego Gas & Electric. Le
micro-réseau importe seulement 8% de sa puissance à partir du service public local. Mais il peut aider quand
la demande est ailleurs serrée, en coupant sa propre consommation par l’extinction des climatiseurs et autres
équipements énergivores et d'envoyer de l'électricité de secours au réseau.
UCSD est l'un des pionniers en Microgrids par le recours à de nouvelles façons d'utiliser l'électricité de
manière efficace et à moindre coût grâce à une meilleure conception, la technologie de traitement des
données et des changements de comportement. L'AIE estime que cette approche pourrait réduire la
demande de pointe pour l’énergie dans les pays industrialisés de 20%. Ce serait bon pour les
consommateurs et la planète.

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