L'ajustement offre-demande d'électricité est l'équilibre assuré en permanence entre la production d'électricité et sa consommation. Il est rendu nécessaire par le fait que l'énergie électrique se stocke difficilement, les dispositifs de stockage existants étant peu performants et coûteux.
L'équilibre entre la production et la consommation d'électricité doit être assuré à tout instant par un responsable d'équilibre. Au niveau du réseau de transport électrique, c'est le gestionnaire de réseau. Or, la demande électrique fluctue de façon journalière (notamment selon les besoins des ménages), hebdomadaire (selon les aléas climatiques) et annuelle (variations saisonnières). En conséquence, un plan journalier de production d'énergie est établi par les fournisseurs d'électricité et les différents moyens de production sont activés au gré des variations de consommation prévues ou imprévues.
Par exemple, en France, les centrales nucléaires fournissent la « base », c'est-à-dire de très grandes quantités d'électricité (de 900 à par centrale). S'y ajoutent les centrales à production fatale (laquelle serait perdue si on ne l'utilisait pas immédiatement lorsqu'elle arrive) : hydraulique au fil de l'eau, éoliennes, solaire. Les centrales thermiques peuvent démarrer en quelques heures et fournissent la « semi-base », en service permanent ou saisonnier. Enfin, les barrages hydro-électriques répondent en quelques minutes à la pointe de consommation électrique. De grands systèmes de stockage par batterie apparaissent également.
Le présent article explique les dispositifs techniques et organisationnels qui permettent de réaliser cet équilibrage. Pour ce faire, il s'appuie sur le cas français ; les contraintes techniques étant similaires dans les autres pays, on y trouve des organisations semblables, à quelques détails juridiques ou techniques près.
Parallèlement aux processus techniques décrits dans cet article se déroulent les processus de marché, par lesquels se confrontent les offres des producteurs et les demandes des consommateurs regroupées par les fournisseurs d'électricité. Notamment, lorsqu'un imprévu important survient, une réserve de puissance et des délestages permettent respectivement d'augmenter l'offre et de faire baisser la demande d'électricité.
Nécessité d'équilibrer en temps réel l'offre et la demande L'électricité se stocke difficilement, car les dispositifs de stockages existants sont soit peu performants, soit coûteux, soit limités par diverses contraintes ; il est donc nécessaire d'équilibrer en permanence, en temps réel, l'offre et la demande. Le réseau électrique doit fonctionner à une fréquence stabilisée autour de en Europe ; pour cela, les groupes de production doivent à chaque instant adapter leur production à la puissance appelée par les consommateurs. Bien qu'une certaine partie de ce réglage s'effectue directement et automatiquement au niveau de la centrale électrique (réglage primaire), une autre partie est nécessairement gérée au niveau national par un dispatching nationalY. Harmand, C. Nébas-Hammoudia, B. Larripa, B. Neupont, « Le mécanisme d'ajustement : comment assurer l'équilibre production-consommation de l'électricité dans un marché ouvert à la concurrence ? », Revue de l’Électricité et de l’Électronique (REE), , juin/juillet 2005..
Cette fonction d'équilibrage est techniquement supervisée par un gestionnaire de réseau de transport qui contrôle en permanence l'adéquation entre production et consommation. Ceci est réalisé par les décisions de chacun des acteurs intervenant dans un système électrique concurrentiel, en particulier des responsables d'équilibre qui, sur leur propre périmètre, s'arrangent pour que les injections de leurs moyens de production s'équilibrent avec les soutirages de leurs clients.
En France, le gestionnaire de réseau de transport est RTE, qui réalise l'équilibrage au niveau national grâce à son Centre national d'exploitation système (CNES ou « dispatching » national).
Processus prévisionnel Le processus de régulation offre-demande est stratifié selon plusieurs horizons de tempsLes prévisions de consommation, RTE. des prévisions de consommation : à long terme (Bilan Prévisionnel de l'équilibre offre-demandeBilan prévisionnel de l'équilibre offre-demande, RTE. - tous les deux ans - et études de développement du réseau), réalisées et publiées par RTE de façon à alerter les opérateurs et les pouvoirs publics sur les goulots d'étranglement prévisibles, afin que des décisions d'investissement soient prises suffisamment à l'avance pour les éliminer. Le bilan prévisionnel de RTE contribue à la programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité (PPI) réalisée par les pouvoirs publics ; à moyen terme (prévisions annuelles, mensuelles et hebdomadaires), de plus en plus affinées ; la veille pour le lendemain..
Facteurs de variation de la demande thumb|upright|Consommations journalières en France un mois d'hiver () et un mois d'été ()Historique des consommations journalières, RTE.. thumb|upright|Courbes de charge d'un jour de semaine et d'un jour de week-end en France (puissances instantanées en MW)Historique des consommations instantanées, RTE.. La consommation d'électricité varie en fonction de plusieurs paramètres, dont les deux principaux sont : la période de l'année, selon trois cycles : un cycle annuel, avec une pointe de consommation en janvier ou février, due au froid, et un creux au ; le graphique hiver-été montre l'ampleur de cette variation saisonnière : sur la première quinzaine de , marquée par une vague de froid très sévère, le rapport de consommations hiver/été est de 2,1 en moyenne et monte jusqu'à 2,44 le ; pendant la deuxième quinzaine, plus proche de la moyenne, le rapport hiver/été est de 1,56 (autrement dit, la consommation en hiver est supérieure de 56 % à celle d'août), un cycle hebdomadaire, avec cinq jours ouvrables assez semblables et un week-end où la consommation est nettement plus basse ; ces creux des week-ends sont très visibles sur le graphique hiver-été ; ainsi, la moyenne des dimanches d'août est inférieure de 13 % à la moyenne du mois ; le graphique semaine-weekend permet de visualiser de façon plus précise la différence de forme de courbe de charge entre un jour de semaine et un dimanche (la différence est un peu moins marquée les samedis) : le supplément de consommation de semaine est assez faible la nuit (8 % à , 5 à 6 % de minuit à , puis remontée progressive jusqu'au maximum : 43 % à , puis recul progressif : 21 % à ) ; cet écart provient bien entendu pour l'essentiel de l'activité industrielle ; en moyenne, la puissance appelée de ce mardi est supérieure de 19 % à celle du dimanche , un cycle journalier, avec une pointe le matin vers et une deuxième, le soir vers : le graphique semaine-weekend fait bien apparaître ces deux pointes : le mardi, entre 4 et , la puissance appelée passe de , soit +32 % ; la pointe du matin se prolonge en plateau jusqu'à , puis la demande faiblit peu à peu jusqu'à un creux de à ; ensuite, elle remonte pour atteindre la pointe du soir à à , qui s'explique par le cumul de l'éclairage, des appareils électro-ménagers et de l'audiovisuel (TV, ordinateur) ; le dimanche, la pointe du matin est décalée à , mais très marquée : elle provient surtout des usages cuisine (maison + restaurants) ; celle du soir est nettement inférieure à celle de semaine (+20 % le mardi), ce qui indique qu'en semaine l'activité industrielle et commerciale reste très importante en soirée ;
Les variations de la température se traduisent par des modifications de l'utilisation du chauffage électrique en hiver ou de la climatisation en été. Par exemple, la moyenne de la première quinzaine de est supérieure de 27 % à celle de la deuxième quinzaine ; une vague de froid peut donc augmenter la consommation totale de 25 à 30 %.
La nébulosité (taux de couverture nuageuse), en modifiant les effets du rayonnement solaire dans les habitations, a également une influence sur l'utilisation de l‘éclairage et de chauffage.
La prévision de la consommation est construite à partir d'un historique des consommations journalières et des informations d’acteurs tels que Météo France. Deux cents ingénieurs d’étude et prévisionnistes de RTE passent au crible ces données en les recoupant avec les capacités des producteurs d’électricité à court, moyen et long terme. Leurs prévisions sont actualisées jusqu’à la veille pour le lendemain. Elles permettent à RTE de disposer de marges de sécurité mobilisables en temps réel et d’engager les actions pour équilibrer le systèmeÉquilibrer l'offre et la demande d'électricité / Prévoir la consommation en temps réel, RTE..
Propositions de prix des producteurs
Placement des centrales sur la courbe de charge
Le national effectue le , qui consiste, pour chaque demi-heure, à empiler les centrales par ordre de prix croissant (préséance économique, en anglais )Article L. 321-10 du code de l'énergie., Légifrance., jusqu'à couverture complète de la demande prévisionnelle. Le prix du kilowatt-heure pour chaque demi-heure est celui de la dernière centrale ainsi placée : toutes les centrales seront rémunérées à ce prix. À la base du diagramme sont placées les centrales à production fatale (qui serait perdue si on ne l'utilisait pas immédiatement lorsqu'elle arrive) : hydraulique au fil de l'eau, éoliennes, solaire. Ensuite vient le nucléaire, dont le coût marginal est très bas : {Rapport de la Cour des Comptes sur les coûts de la filière électronucléaire , Cour des Comptes, page 51. et dont le fonctionnement peut être flexible.. Puis viennent les centrales thermiques à charbon et à gaz, classées en fonction du coût de leur combustible (le gaz était moins cher que le charbon jusqu'en 2011, d'où une utilisation accrue des centrales à gaz ; en 2012, le prix du charbon s'est effondré du fait de la disponibilité de grandes quantités de charbon américain à bas coût, la profusion de gaz naturel sur le marché américain créée par le boom du gaz de schiste ayant abouti à une désaffection pour le charbon ; ce déséquilibre se répercute ainsi sur l'Europe, où on constate une forte remontée de la production des centrales à charbon). En dernier viennent les centrales dites « de pointe », parce qu'elles ont été conçues pour fonctionner pendant les périodes de pointe de la demande, comme les centrales hydroélectriques à réservoir, les centrales de pompage-turbinage, ainsi que des centrales thermiques combinant un bas coût d'investissement et un coût de fonctionnement plus élevé, une grande rapidité de mise en marche et la capacité de supporter un grand nombre de cycles de mise en marche et d'arrêt, comme certaines turbines à combustion ne fonctionnant pas en cycle combiné.
Enfin, le jour venu, le national adapte en temps réel son planning prévisionnel de marche des centrales en fonction des aléas : le déséquilibre entre l'offre et la demande d'électricité qui découle de ces aléas est compensé en priorité par des systèmes de réglages automatiques installés directement sur les unités de production. Mais certains aléas peuvent être de grande ampleur, par exemple, un arrêt brutal d'une unité de production. Pour rétablir l'équilibre entre l'offre et la demande, RTE doit disposer en temps réel d'une réserve d'énergie. Il fait alors appel aux producteurs et aux consommateurs connectés au réseau pour qu'ils modifient très rapidement leur programme de fonctionnement prévu. C'est le rôle du « mécanisme d'ajustement »Services système et mécanisme d'ajustement, Commission de régulation de l'énergie. mis en place par RTE depuis 2003 : par un système d'offres à la hausse et à la baisse, les acteurs du marché disposant de réserves de flexibilité communiquent leurs conditions techniques et financières à RTE qui sélectionne ensuite ces offres en fonction de leur coût et des contraintes. Le mécanisme d'ajustement est ouvert à tous les producteurs et consommateurs européens.