L'Irlande a cessé de plafonner l'éolien et s'est mise à acheter de la flexibilité — de 50 % à 75 %

L'Irlande est un petit réseau insulaire doté d'un potentiel éolien de premier ordre et de peu d'interconnexions. Dès 2011, les gestionnaires de réseau, EirGrid et SONI, se heurtaient à un plafond rigide : la limite de pénétration non synchrone du système (SNSP) — la part de l'éolien et des importations par interconnexion dans la demande — était fixée à 50 %, car la stabilité, l'inertie et la montée en charge provenaient toutes implicitement de grandes machines synchrones. Le programme DS3, lancé cette année-là, visait à porter ce plafond à 75 %.

L'astuce consistait à cesser de considérer la stabilité comme un effet secondaire de la production fossile et à la traiter comme des produits. Une décision de décembre 2014 des régulateurs des deux juridictions a entériné cette approche : le plafond annuel du budget des services système est passé de 60 millions d'euros à 235 millions d'euros, le nombre de produits de service a doublé, de sept à quatorze, et l'approvisionnement a évolué vers un modèle hybride combinant tarifs régulés et enchères concurrentielles. Douze services ont finalement été acquis dans le cadre des accords régulés (Regulated Arrangements) entrés en vigueur le 1er mai 2018, et les codes de réseau ont également été modifiés, notamment avec une norme de tenue au RoCoF de 1 Hz/s sur 500 ms.

Le plafond a évolué exactement comme prévu : en 2018, la pénétration instantanée des énergies renouvelables était passée de 50 % à 65 % — ce qu'EirGrid a décrit comme une première mondiale —, puis à 70 % en 2021, et l'objectif de 75 % a été atteint en mars 2022, dix ans après le lancement du programme. Les énergies renouvelables ont fourni 43 % de l'électricité irlandaise en 2020, dépassant l'objectif de 40 %, et les travaux se sont depuis orientés vers une poussée de la limite vers 95 %.

Acheter la physique que l'on obtenait auparavant gratuitement

Définir l'inertie, la réponse rapide en fréquence et la montée en charge comme des services achetables a permis aux batteries, aux unités thermiques et à d'autres fournisseurs de rivaliser sur la capacité plutôt que sur le type de combustible.

Les paiements fondés sur la performance et les essais ont lié les revenus à la capacité effectivement fournie, de sorte que la capacité dont le réseau avait besoin était réellement contractée et vérifiée.

Un modèle hybride de tarifs régulés et d'enchères a maintenu l'approvisionnement en services essentiels tout en laissant la concurrence faire baisser les prix au fil des cycles d'approvisionnement successifs.

Le relèvement de la limite SNSP a éliminé le risque d'écrêtement pour chaque investisseur de parc éolien, si bien que le mécanisme s'est autofinancé par le développement des énergies renouvelables.

Lorsqu'une ressource gratuite devient la contrainte, il ne faut pas rationner son complément : il faut définir cette ressource comme un produit et créer un marché pour elle. C'est la capacité, et non le type de combustible, qui génère les revenus.

L'objectif de 75 % de SNSP a été atteint en mars 2022 et le programme est devenu la référence internationale pour l'exploitation de réseaux à très forte part d'énergies renouvelables. L'approvisionnement se poursuit au fil des cycles successifs, et EirGrid et SONI visent désormais 95 %, les travaux de refonte du marché se poursuivant dans le cadre du programme Shaping Our Electricity Future.