Qu’est-ce que la demand side response (DSR) ? Services, rémunération et mesure

La demand side response (DSR), ou effacement et flexibilité de la demande, est une modification volontaire de la consommation électrique d’un site, à la baisse ou à la hausse, lorsque le système électrique la demande, en échange d’une rémunération ou d’une facture plus basse. Un entrepôt frigorifique qui arrête ses compresseurs pendant une heure à la pointe du soir, une usine qui décale un lot vers la nuit, une chaudière électrique qui chauffe davantage quand la production éolienne est forte ou une batterie qui se décharge derrière le compteur relèvent toutes de la demand side response.

La valeur se situe du côté du réseau. Réduire la consommation au bon moment rend au gestionnaire du système le même service que le démarrage d’une centrale, et évite des renforcements là où un câble ou un transformateur est proche de sa limite. Le site est rémunéré pour sa disponibilité, pour l’énergie réellement fournie, ou pour les deux, et la preuve est constituée des données de comptage à son point de raccordement.

Demand side response, réponse à la demande et maîtrise de la demande

Les termes se recouvrent, et les recherches les utilisent tous.

La définition de l’UE, à l’article 2, point 20, de la directive (UE) 2019/944 sur le marché intérieur de l’électricité, est en substance : une variation de la charge d’électricité des clients finals par rapport à leurs habitudes de consommation normales ou actuelles, en réaction à des signaux du marché, y compris des prix variables dans le temps ou des incitations financières, ou par l’acceptation de leur offre de vendre une réduction ou une augmentation de la demande sur un marché organisé, seuls ou par agrégation.

L’écrêtement des pointes et la demand side response utilisent les mêmes équipements mais répondent à des signaux différents. L’écrêtement répond à la facture du site : il réduit l’intervalle le plus élevé du mois. La demand side response répond au réseau : la consommation change quand un tiers l’appelle, que ce moment soit ou non la pointe propre du site. Le guide écrêtement des pointes et déplacement de charge chiffre le cas côté site.

Comment fonctionne la demand side response

Chaque service de DSR suit le même cycle, quel que soit son opérateur.

1. S’inscrire et se qualifier. Le site, le plus souvent par l’intermédiaire d’un agrégateur, inscrit une entité auprès du service, démontre ses compteurs et sa chaîne de commande, et réussit le test éventuellement exigé.
2. Déclarer la disponibilité. L’entité déclare ou offre la modification qu’elle peut réaliser et à quel moment. Certains services rémunèrent cette disponibilité à elle seule.
3. Recevoir le signal. Une instruction, une acceptation de marché, un prix ou une mesure locale de fréquence déclenche l’événement.
4. Modifier la charge. Le contrôleur du site déleste, décale ou ajoute de la charge, ou met en œuvre production ou stockage, dans les limites du procédé.
5. Mesurer la livraison. Les données de comptage par intervalle au point de raccordement sont comparées à une consommation de référence, l’estimation de ce que le site aurait consommé sans l’événement.
6. Régler. Le service rémunère la disponibilité et la livraison mesurée, et applique une éventuelle pénalité en cas de défaut.

Les sites traitent rarement directement avec le gestionnaire du système. Un agrégateur, également appelé opérateur d’effacement ou exploitant de centrale électrique virtuelle, regroupe de nombreux sites en une entité qui atteint la taille minimale du service, l’inscrit, la propose et partage les revenus. Le rôle du site est la partie physique : une charge qui peut varier en sécurité, une chaîne de commande qui fonctionne et un comptage qui prouve ce qui s’est passé.

Comment les sites sont rémunérés pour la DSR en Grande-Bretagne

La Grande-Bretagne offre plusieurs voies, et un même actif peut souvent en utiliser plusieurs, à condition que les services autorisent le cumul et que la même réponse ne soit pas vendue deux fois.

Capacity Market. Le Capacity Market rémunère une capacité fiable disponible pendant une année de livraison qui commence le 1er octobre, achetée quatre ans (T-4) et un an (T-1) à l’avance. Une unité DSR du Capacity Market est rémunérée par kW de capacité garantie (de-rated) et doit réduire sa consommation lorsque NESO déclare un événement de tension du système. Une nouvelle unité DSR peut se préqualifier sans avoir été testée, mais doit réussir un test DSR avant l’année de livraison.

Balancing Mechanism. Les agrégateurs indépendants peuvent participer au Balancing Mechanism en tant que Virtual Lead Party, sans licence de fourniture. Ce rôle a été créé par la modification P344 du Balancing and Settlement Code, approuvée par Ofgem en 2018. La modification P444, approuvée par Ofgem en avril 2025, a ajouté une compensation pour le fournisseur dont l’agrégateur déplace la consommation du client. Une unité du Balancing Mechanism doit disposer d’un comptage d’exploitation et suivre l’activation qu’elle a offerte dans ses paramètres déclarés.

Demand Flexibility Service. Le Demand Flexibility Service (DFS) de NESO a commencé à l’hiver 2022/23. Depuis le 27 novembre 2024, il fonctionne toute l’année comme outil de marge appelé selon l’ordre de mérite, et depuis le 9 avril 2026 il accepte des unités à partir de 0,1 MW, couvre la hausse comme la baisse, procède à des achats par zone et propose une consommation de référence auto-déclarée en option. À partir du 7 octobre 2026, NESO l’utilise aussi pour la gestion des congestions qu’il achetait auparavant via le Local Constraint Market. La livraison est mesurée par rapport à une consommation de référence établie à partir des données de comptage à la demi-heure ; le guide sur la consommation de référence détaille la méthode par défaut.

Flexibilité de réseau de distribution. Les gestionnaires de réseau de distribution achètent de la flexibilité locale pour maintenir départs et postes dans leurs limites, en alternative au renforcement. Les produits sont harmonisés par le programme Open Networks de l’Energy Networks Association et rémunèrent la disponibilité, l’activation ou les deux. La localisation compte : seul un site situé en aval de la partie contrainte du réseau peut fournir le service.

Réglage de fréquence. Les services dynamiques répondent automatiquement à la fréquence locale : DC et DM fournissent la pleine puissance en 1 s, DR en 10 s. Ils conviennent bien mieux aux batteries qu’à la plupart des charges ; le guide sur la réponse dynamique couvre les courbes, le budget de latence et les preuves à 20 Hz. La réponse statique, qui commute un bloc de charge à un seuil de fréquence, est la voie ouverte à la demande flexible.

Tarifs de réseau et d’énergie. Un site relevé à la demi-heure paie des tarifs d’utilisation du réseau de distribution (DUoS) qui varient par plage horaire ; la plage rouge couvre généralement la pointe du soir en semaine, selon les créneaux que chaque gestionnaire fixe dans sa grille tarifaire. Déplacer la consommation hors de la plage rouge réduit la facture sans aucun contrat de service. Les Triads sont les trois demi-heures de plus forte demande hivernale sur le réseau de transport. Depuis avril 2023, le transmission demand residual est un montant fixe par tranche de site (décision Ofgem CMP343). Seule la composante locale, plus faible, est encore facturée sur la demande aux Triads : éviter les Triads rapporte donc beaucoup moins qu’avant.

La demand side response en Irlande

Dans le Single Electricity Market de toute l’île, la voie principale est la Demand Side Unit (DSU) : un ou plusieurs Individual Demand Sites qu’EirGrid ou SONI peuvent faire effacer, inscrits auprès du gestionnaire de réseau de transport et de SEMO. Une DSU titulaire d’un certificat d’exploitation doit participer à l’enchère de capacité, peut contracter des DS3 System Services et est appelée sur le marché de l’énergie. Selon les indications publiées par EirGrid, une DSU doit atteindre au moins 4 MW, et un site de plus de 10 MW peut constituer une DSU autonome mais ne peut pas être agrégé avec d’autres. Le guide des DSU irlandaises couvre l’inscription, les essais, les signaux en temps réel et les preuves de performance.

La demand side response dans l’UE

L’article 17 de la directive (UE) 2019/944 impose aux États membres de permettre aux clients finals, y compris ceux qui proposent une participation active de la demande par agrégation, de participer à tous les marchés de l’électricité aux côtés des producteurs, sans discrimination. Il permet aussi aux agrégateurs indépendants d’entrer sur le marché sans le consentement du fournisseur du client. Chaque pays l’a mis en œuvre à sa façon :

• Espagne : agrégation indépendante et réponse active de la demande et la vérification SRAD ;
• France : la flexibilité de la demande NEBCO, qui succède au mécanisme NEBEF ;
• Italie : TIDE et les unités UVA ;
• Allemagne : l’article 14a de l’EnWG, qui permet au gestionnaire de réseau de distribution de limiter les consommateurs pilotables comme les pompes à chaleur et les bornes de recharge en échange d’un tarif de réseau réduit.

La réforme de l’organisation du marché de l’électricité de 2024, le règlement (UE) 2024/1747, a ajouté un produit d’écrêtement des pointes. Il ne s’applique qu’après que le Conseil a déclaré une crise régionale ou à l’échelle de l’Union des prix de l’électricité : les États membres peuvent alors demander aux gestionnaires de réseau d’acheter des réductions de consommation aux heures de pointe. L’ACER a conclu le 10 juillet 2025 que de tels produits, en conditions de marché normales, feraient plus de mal que de bien ; hors crise déclarée, les marchés existants restent donc la voie de la réponse à la demande.

Quelles charges peuvent participer

Une charge convient à la demand side response lorsqu’elle peut varier rapidement, maintenir la variation aussi longtemps que le service l’exige et revenir à la normale sans nuire au procédé. C’est l’énergie stockée qui le permet : inertie thermique, ballon d’eau chaude, réservoir, batterie ou stock tampon de production.

Vérifiez deux limites avant de proposer un équipement. La première est la sécurité et le procédé : verrouillages, durées minimales de marche et d’arrêt et limites produit doivent rester dans la commande locale, comme l’expose le guide sur la commande locale et les verrouillages. La seconde est l’autorisation : les groupes utilisés pour la DSR sont soumis à des règles d’émissions, et un groupe de secours autorisé à fonctionner uniquement en secours ou en essai ne peut pas être proposé comme flexibilité sans l’autorisation adéquate.

Exemple chiffré : un entrepôt frigorifique efface 300 kW pendant deux heures

Un entrepôt frigorifique dont la consommation habituelle du soir est d’environ 900 kW s’engage sur 300 kW d’effacement pour un événement de deux heures, comptés par intervalles de 30 minutes. Les compresseurs s’arrêtent par étapes et la température des produits monte lentement pendant l’événement, si bien que le dernier intervalle livre moins. Après l’événement, les compresseurs tournent plus fort pour faire redescendre la température. La limite des produits détermine combien de temps l’entrepôt peut tenir : les aliments surgelés doivent rester à −18 °C ou moins, et les denrées réfrigérées à la limite fixée par leur pays. Le guide des températures de conservation des aliments recense ces limites, et le guide sur l’emplacement des sondes explique comment mesurer le produit plutôt que l’air.

L’engagement était de 300 kW pendant 2 heures, soit 600 kWh. Le site a livré 565 kWh, soit 282,5 kW en moyenne et 94,2 % de l’engagement. L’effet rebond a repris 105 kWh dans l’heure suivante : l’énergie nette sortie de la période d’événement est donc de 460 kWh, et la consommation du site a atteint 1 050 kW juste après l’événement, 150 kW au-dessus de son niveau habituel.

La rémunération découle de ces chiffres et des règles du service. Avec des prix purement illustratifs, et non des prix de marché, de 10 £ par MW et par heure pour la disponibilité sur une fenêtre de quatre heures et de 200 £ par MWh pour l’activation :

• disponibilité : 0,3 MW × 4 h × 10 £/MW/h = 12 £, avant tout facteur de performance ;
• activation : 0,565 MWh × 200 £/MWh = 113 £.

De nombreux services réduisent la rémunération lorsque la livraison est inférieure à l’engagement, et certains ne tiennent pas compte du dépassement. La prise en compte du rebond dépend du service : une mesure limitée à l’événement l’ignore, mais s’il tombe dans l’intervalle de pointe du site ou dans une plage rouge, il coûte au site de l’argent que la rémunération de l’événement doit couvrir. Deux leçons s’en dégagent. Engagez ce que le site peut tenir jusqu’au dernier intervalle, ici environ 260 kW plutôt que 300 kW. Et pilotez la reprise : remettre les compresseurs en service par étapes sur une heure maintiendrait le rebond sous la pointe habituelle.

Ce dont un site a besoin : comptage et preuves

Comptage au point de raccordement. Le service mesure la variation à une frontière définie, généralement le raccordement du site ou le compteur de facturation. Toute autre charge derrière cette frontière apparaît dans le résultat : une cuisine ou une ligne de production qui démarre pendant l’événement masque une partie de la réponse. Un sous-comptage séparé de l’équipement flexible montre ce qu’il a fait, même lorsque la valeur au raccordement est perturbée.

Résolution des intervalles. La Grande-Bretagne règle par périodes de 30 minutes, et la ligne directrice européenne sur l’équilibrage impose une période de règlement des écarts de 15 minutes. Un compteur au raccordement enregistrant à ces intervalles est le minimum. Les services plus rapides exigent davantage : le réglage de fréquence est évalué sur des données à 20 Hz. Utilisez le calcul de la puissance moyenne par intervalle pour convertir l’énergie d’un intervalle de comptage en kW moyens.

Une référence vérifiable. La rémunération dépend de la consommation de référence ; conservez donc assez d’historique dans les mêmes données de comptage pour la recalculer. La référence par défaut d’un programme peut sous-estimer la livraison d’un site dont la charge varie avec la météo ou la production.

Une trace de la chaîne de commande. Enregistrez l’instruction, son heure d’arrivée, l’action exécutée et l’état de l’équipement sur la même horloge que les données de comptage. Quand la livraison est insuffisante, cette trace montre si la cause était le signal, le contrôleur, l’équipement ou la référence.

Un état sûr en cas de perte de liaison. Si le site perd le contact avec l’agrégateur pendant un événement, il doit rétablir les charges à l’heure prévue. La fin de l’événement ne peut pas dépendre de l’arrivée d’un message.

Le guide sur l’effacement automatisé détaille les signaux, la boucle de commande et les contrôles de mise en service.

La demand side response avec EpiSensor

EpiSensor fournit le comptage et la commande locale sur le site. L’agrégateur ou l’exploitant de la centrale virtuelle conserve l’inscription sur le marché, les offres, l’activation et le règlement.

Un moniteur d’électricité ZEM mesure le raccordement et chaque circuit flexible en classe 0,5S avec ses capteurs de courant, ce qui permet de distinguer la réponse de l’équipement des autres charges. Le régulateur d’effacement ZDR mesure une alimentation triphasée dans la même classe et réagit à une sous-fréquence en moins de 100 ms : les ZDR-20 et ZDR-21 délestent une charge ou démarrent un groupe via un relais, et le ZDR-22 envoie une consigne à une batterie par Modbus. Les ZDR-21 et ZDR-22 ajoutent l’horodatage GPS et des enregistrements d’événements à 20 ms.

Une passerelle exécutant Edge conserve les mesures et les automatismes sur le site. Edge applique des conditions d’arrêt locales, comme une température limite des produits, enregistre l’action de fin d’un événement temporisé avant son début et transmet les données à la plateforme de l’agrégateur par MQTTS ou HTTPS dès que la liaison est disponible. Les guides Réponse à la demande des installations frigorifiques, Réponse à la demande d’une chaudière électrique et Réponse à la demande par batterie décrivent des sites complets, et la page Effacement et centrale électrique virtuelle présente l’ensemble du système.