Flexibilité et effacement énergie France : NEBCO, demand response, FCR/aFRR/mFRR, report de charge HP→HC, stockage batteries BESS, signaux RTE EcoWatt/Tempo, jours de pointe PP1/PP2, mécanisme de capacité, agrégateurs, AOFD, interruptibilité, Flex Score, flex locales Enedis. Utiliser ce skill pour flexibilité, effacement, pilotage de charge, stockage, optimisation HP/HC, signaux RTE, pointe électrique, NEBCO, réserves, agrégateurs.
| Mécanisme | Activation | Rémunération | Seuil | Opérateur |
|---|---|---|---|---|
| FCR (Frequency Containment Reserve) | Auto, <30s | Capacité €/MW/h + énergie | 1 MW (pool possible) | RTE via enchères |
| aFRR (Automatic FRR) | Auto, <5min | Capacité + énergie | 1 MW | RTE (PICASSO) |
| mFRR (Manual FRR) | Manuel, <15min | Capacité + énergie | 1 MW | RTE (MARI) |
| NEBCO (ex-NEBEF) |
| Notification J-1 ou infrajournalier |
| Énergie €/MWh spot |
| 100kW |
| RTE, via agrégateur |
| AOFD (Appel d'Offres Flex Décentralisée) | Contractuel | Capacité €/MW/an | Variable par lot | RTE |
| Interruptibilité | Signal RTE, <5s | Prime annuelle ~30-50 k€/MW | 50 MW | RTE, contrat direct |
| Capacité (certificats) | PP1/PP2 hiver | Certificats MW | Tout fournisseur | RTE enchères |
| Flex locale Enedis | Contractuel saisonnier | €/MW/an | 100 kW | Enedis |
FCR : Réglage primaire. Réponse proportionnelle ±200mHz en <30s. Enchères hebdo. Pool possible via agrégateur. Rémunération capacité ~10-20 €/MW/h. Idéal batteries.
aFRR : Réglage secondaire. Activation automatique plateforme PICASSO. Réponse <5min. Enchères quotidiennes. Rémunération capacité + énergie activée.
mFRR : Réglage tertiaire. Activation manuelle, offres sur MARI. Réponse <15min. Effacement industriel typique. ~200-500 €/MWh activé.
Seuil abaissé à 100kW depuis 01/09/2025 (RM-5-NEBCO-V01). Anciemment 1MW. Mécanisme : valorisation de l'effacement comme de la production sur le marché spot. Acteur : RE (Responsable d'Équilibre) d'effacement, souvent via agrégateur. Rémunération : prix spot au moment de l'effacement + prime de capacité. Module partenaire OE dans PROMEOS V1. AOFD : 4 lots, 2900 MW appelables, enchères annuelles.
Déclencheur PROMEOS : hp_pct >70% → recommandation optimisation. Simulation décalage 1h : ~12% de la conso capturable vers HC.
| Usage | Potentiel décalage | Contrainte |
|---|---|---|
| CVC (ventilation, pompes) | 15-30% | Confort thermique, inertie bâtiment |
| ECS (eau chaude sanitaire) | 80-100% | Ballon tampon obligatoire |
| Recharge VE | 90-100% | Programmable, V2G possible |
| Process froid (entrepôt) | 40-60% | Inertie thermique enceinte |
| Éclairage | 0% | Non décalable |
| IT / serveurs | 0% | Non interruptible |
| Lavage industriel | 50-80% | Programmable si batch |
Économie estimée : 5-15% sur composante fourniture, jusqu'à 20% si TURPE 7 horosaisonnier.
| Application | Durée | Revenus typiques | Technologie |
|---|---|---|---|
| FCR | 30min-1h | 10-20 €/MW/h | Li-ion |
| Arbitrage spot | 2-4h | Spread peak/off-peak | Li-ion, flow |
| Peak shaving (CMDPS) | 15min-1h | Évite CMDPS 12.65×h | Li-ion |
| Secours (UPS+) | 15min | Pas de revenu direct | Li-ion |
| PV + stockage ACC | 2-4h | Autoconsommation +20-30% | Li-ion |
CAPEX batteries Li-ion 2025 : ~150-250 €/kWh, baisse 10-15%/an. Marché France : 701 MW installés, objectif ×4 d'ici 2028 (PPE3).
Obligation annuelle pour chaque fournisseur, proportionnelle à la pointe de ses clients. Jours PP1 (10-15j/hiver) : pointe maximale, signal RTE J-1. Jours PP2 (10-25j/hiver) : pointe secondaire. Enchères RTE : 4 sessions/an. Prix 2025 : ~20-40 k€/MW. Certificats achetables sur marché secondaire EPEX.
EcoWatt : vert (normal) / orange (tendu) / rouge (coupures possibles). API publique. Notification J-1. Tempo : 300j bleus (prix bas) + 43j blancs (moyen) + 22j rouges (très cher) × HP/HC = 6 prix. Signal J-1 à 17h. Uniquement résidentiel mais indicateur utile B2B. Vigilance coupure : nouveau service 2025, J-3 à J-1.
15 usages × 5 dimensions : volume (kW effaçable), durée (heures), réactivité (délai activation), récurrence (jours/an), contrainte (impact process). Score 0-100.
70 : fortement flexible. 40-70 : modérément. <40 : peu flexible.
Principaux : Voltalis (diffus), Energy Pool (industriel), Enel X (multi), Engie Flex Gen, EDF Store & Forecast, Total Flex, Compagnie Nationale du Rhône. Modèle : partage revenus 70-80% client / 20-30% agrégateur (variable selon contrat).
CMDPS = 12.65 × h (€/kW dépassé par heure de dépassement). Calculé sur les 12 derniers mois glissants. Méthode : analyser Pmax mensuelle sur 12 mois → si Pmax < Psouscrite×0.8 → réduction possible. Économie : baisse de 1 kW souscrit ≈ économie sur composante fixe TURPE. Risque : CMDPS coûteux si Pmax > Psouscrite après réduction → toujours garder marge 10%.