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Marché de l’énergie et régulation

Fondements et défis pour l’avenir

Support écrit de l’exposé donné le 4 novembre 2013 à l’ULG dans le cadre du cours «Marché de l’énergie » du Master en ingénieur civil électricien

Frédéric Tounquet

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Table des matières

1. Introduction .................................................................................................................................... 5

2. Fondements économiques.............................................................................................................. 6

3. Développement historique ........................................................................................................... 10

4. Cadre Institutionnel ...................................................................................................................... 12

4.1. Etat fédéral ............................................................................................................................ 12

4.1.1. Communautés ............................................................................................................... 12

4.1.2. Régions .......................................................................................................................... 12

4.2. Répartition des compétences ............................................................................................... 13

4.2.1. Niveau Fédéral .............................................................................................................. 13

4.2.2. Niveau Régional ............................................................................................................ 13

4.3. Institutions politiques-clé en matière d’énergie ................................................................... 13

4.4. Régulateurs de l’énergie ....................................................................................................... 14

4.4.1. CREG .............................................................................................................................. 16

4.4.2. VREG .............................................................................................................................. 16

4.4.3. CWaPE ........................................................................................................................... 17

4.4.4. Brugel ............................................................................................................................ 18

4.5. Coopération entre l’autorité fédérale et les Régions ........................................................... 19

4.5.1. Cadre de concertation Etat-Régions ............................................................................. 19

4.5.2. Cadre de concertation entre régulateurs ..................................................................... 19

5. Fonctionnement du marché ......................................................................................................... 20

5.1. Introduction .......................................................................................................................... 20

5.2. Rôles de marché .................................................................................................................... 22

5.2.1. Définitions ......................................................................................................................... 22

5.2.2. Répartition des rôles ......................................................................................................... 25

5.2.3. Relations contractuelles .................................................................................................... 29

5.2.4. Echange d’information ...................................................................................................... 32

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6. La promotion des énergies renouvelables .................................................................................... 38

6.1. Mécanismes de promotion ................................................................................................... 38

6.1.1. Objectifs poursuivis ........................................................................................................... 38

6.1.2. Types de mécanismes ....................................................................................................... 42

6.1.3. Mécanismes de promotion en Belgique ........................................................................... 45

6.1.4. Comparaison des mécanismes .......................................................................................... 49

6.2. Evolution du marché ............................................................................................................. 51

6.2.1. L’offre de certificats verts ................................................................................................. 51

6.2.2. L’échange de certificats verts ........................................................................................... 53

6.2.3. La demande de certificats verts ........................................................................................ 55

6.2.4. La concentration du marché ............................................................................................. 56

6.2.5. Répartition des risques ..................................................................................................... 59

6.3. Critères d’évaluation ............................................................................................................. 60

6.3.1. Sélection des critères ........................................................................................................ 60

6.3.2. Visibilité et flexiblité .......................................................................................................... 61

6.3.3. Effectivité et équité ........................................................................................................... 63

6.3.4. Efficience et transparence ................................................................................................ 65

6.3.5. Enseignements .................................................................................................................. 69

7. Le développement de réseaux électriques durables et intelligents ............................................. 70

7.1. Introduction .............................................................................................................................. 70

7.2. Contexte .................................................................................................................................... 70

7.2.1. Définition .............................................................................................................................. 71

7.2.2. Cadre légal ............................................................................................................................ 72

7.2.3. Finalités ................................................................................................................................. 76

7.3. Méthode ................................................................................................................................... 78

7.3.1. Groupes de travail ................................................................................................................. 78

7.3.2. Réunions plénières ................................................................................................................ 80

7.3.3. Forum REDI ........................................................................................................................... 81

7.3.4. Planning................................................................................................................................. 81

7.4. Etudes de cas ............................................................................................................................ 83

7.4.1. Etude de cas « basse tension » - Commune de Flobecq ....................................................... 83

7.4.2. Etude de cas « Transformateur basse tension » ................................................................... 84

7.4.3. Etude de cas « Transformateur moyenne tension » ............................................................. 88

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7.4.4. Etude de cas « Réseau de transport » .................................................................................. 93

7.5. Déplacement de charge ............................................................................................................ 94

7.5.1. Potentiel de déplacement de charge en basse tension ........................................................ 94

7.5.2. Potentiel de déplacement de charge en haute tension........................................................ 95

7.5.3. Réalisation du potentiel de déplacement de charge ............................................................ 96

7.6. Flexiblité .................................................................................................................................... 98

7.6.1. Objet ..................................................................................................................................... 98

7.6.2. Mesures envisagées ............................................................................................................ 100

7.6.3. Analyse d’impact ................................................................................................................. 102

7.6.4. Moyens d’action du gestionnaire de réseau ....................................................................... 105

7.6.5. Outils utilisés à l’heure actuelle .......................................................................................... 107

7.6.6. Interaction des mesures étudiées ....................................................................................... 109

7.7. Priorités en matière de développement des réseaux ............................................................. 110

7.7.1. Vision de la CWaPE ............................................................................................................. 110

7.7.2. Synthèse .............................................................................................................................. 118

7.7.3. Réactions des acteurs de marché ....................................................................................... 121

7.8. Mise en œuvre par les gestionnaires de réseau ..................................................................... 126

7.8.1. Stratégie, organisation et structure .................................................................................... 126

7.8.2. Activités ............................................................................................................................... 128

7.9. Conclusion ............................................................................................................................... 134

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1. Introduction

Ce document constitue le support de l’exposé donné aux ingénieurs du Master Ingénieur Civil Electricien dans le cadre du cours relatif aux marchés de l’énergie. Il aborde la question de l’énergie sous l’angle de la régulation et a pour objectif de constituer un document de référence.

Les premiers chapitres sont dédiés aux fondements économiques et juridique de la régulation dans les marchés de l’énergie. Après avoir décrit les principales théories économiques qui ont conduit au concept de régulation, nous verrons comment ce concept a été traduit en organisations réelles au sein d’un cadre institutionnel donné.

Les défis associés à la régulation seront illustrés plus concrètement par la description du fonctionnement du marché. Sur cette base, nous serons en mesure de dresser les défis auxquels le secteur de l’énergie sera confronté dans les années à venir.

La promotion des énergies renouvelables fera l’objet d’attention particulière et notamment la manière dont la Belgique et la Région Wallonne ont mis en place des mécanismes de certificats verts. Enfin, la problématique des réseaux intelligents sera abordée dans le dernier chapitre.

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2. Fondements économiques

Cette première partie s’interroge sur le concept même de la régulation et notamment les évolutions économiques qui ont introduit ce mode particulier de médiation sociétale. Nous verrons notamment comment il a été possible, à un moment donné de l’Histoire, de dépasser les débats simplistes « plan-marché » pour aboutir à une forme d’institution chargée de traduire les besoins sociétaux définis collectivement par une action concrète sur les agents économiques.

Pour comprendre le fonctionnement quotidien de la régulation, il est nécessaire de la considérer d’abord dans un cadre économique. Nous utiliserons par conséquent les outils proposés par la Théorie de la Régulation, doctrine économique dont le système capitaliste constitue l’objet d’étude.

Le courant le plus influent en matière de pensée économique est le néo-classicisme d’inspiration libérale. Il propose le marché comme mécanisme exclusif de coordination des individus, qui est présenté comme le moyen le plus efficace pour subvenir aux besoins des hommes. Cette efficacité supérieure est démontrée, pour peu que l’on accepte l’hypothèse sous-jacente : l’homogénéité des agents économiques. En effet, dans la doctrine néoclassique, les agents économiques sont considérés comme rationnels, c’est-à-dire qu’il est supposé exister une référence supérieure, commune à tous, qui est capable d’orienter leur choix. Les agents sont soit des entreprises ou des consommateurs, suivant une fonction tendant à maximiser le profit pour l’un, l’utilité pour l’autre, cette dernière notion étant plus abstraite mais pourtant fondamentale dans ce système de pensée. Les agents, considérés comme des particules élémentaires poursuivant leurs fins propres, réalisent un système d’échange en équilibre général de concurrence parfaite. Le passage du spécifique au global, ce dernier constituant un optimum économique sociétal, implique que chaque individu possède la connaissance complète de l’ensemble de ses relations avec tous les autres. Dans le langage formel permettant la modélisation du système, ces relations sont exprimées sous formes de courbes d’utilité et de coût de production.

Cette hypothèse d’homogénéité est en effet essentielle dès lors qu’il faut réconcilier les approches microéconomiques et macroéconomiques, permettant de rendre compte, à partir d’hypothèses élémentaires (appliquées aux individus ou aux entreprises) de la dynamique générale du système.

En résumé, l’économie néoclassique se fonde donc sur quatre postulats :

1. Les agents sont rationnels, leurs préférences peuvent être identifiées et quantifiées ; 2. Les agents cherchent à maximiser l'utilité des biens consommés, tandis que les

entreprises cherchent à maximiser leur profit ;

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3. Les agents agissent chacun indépendamment, à partir d'une information complète et pertinente.

4. Les phénomènes économiques peuvent et doivent être étudiés à l’aide des mêmes méthodes que les phénomènes physiques ;

En réaction à cette pensée où tout échange est vu comme une relation symétrique, d’égal à égal, le marxisme introduit une distinction fondamentale, le fait d’être propriétaire ou non des moyens de production. Il s’inscrit dans un contexte historique que dénonce la relation inégalitaire du capitalisme néoclassique et déchiffre les relations économiques comme étant une lutte de classes entre travailleurs et capitalistes.

Marx rappelle à juste titre que le capitalisme est indissociable de la notion de salariat qui introduit ce clivage dans la société. Il prédit le renversement inéluctable (« Prolétaires, unissez-vous ! ») de ce mode de régulation par un système transparent et homogène de planification parfaite, où l’optimum sociétal est réalisé par un planificateur omniscient. Tiens, revoilà l’hypothèse d’homogénéité…

Le débat théorique entre plan et marché se conclut par la démonstration de l’identité entre concurrence parfaite (caractéristiques du système présentes dans la tête de chacun) et planification parfaite (coordination de plans individuels guidé par un planificateur). Elle montre qu’on ne peut rendre compte du comportement global du système qu’en tenant compte de l’hétérogénéité dans la conduite des agents économiques. Toutefois, sans logique uniforme de coordination, microéconomie et macroéconomie deviennent étrangères l’une à l’autre.

Révolution intellectuelle pour l’économiste, soupir de l’ingénieur !

Les sciences de la vie et de la matière ont précisément pu se développer en reconnaissant que les outils de modélisation doivent s’adapter aux phénomènes observés. Reconnaitre que la pertinence des conclusions est limitée par la validité des hypothèses constitue l’essence de toute méthode scientifique.

Cependant, en économie, l’individualisme méthodologique a une virulence particulière, notamment par ce qu’il offre une vision pure, presque totalitaire de par sa capacité à tout expliquer. Le génie de cette doctrine réside pourtant dans son caractère aisément compréhensif car intuitif et donc rassurant, donnant l’illusion à son public que la complexité environnante est explicable, et donc maitrisable. On ne s’étonnera donc pas que sur le plan politique la distinction gauche-droite conserve une étonnante longévité, alors que sur le plan théorique, l’identité de leurs fondements économiques n’est plus à démontrer.

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A ses débuts, la Théorie économique de la Régulation prend acte de la faillite de la pensée économique et se fonde sur la prise en compte du caractère hétérogène de ses intervenants. Elle transforme certaines données, prises précédemment comme des constantes, en variables, dont le comportement observable constitue dès lors la base nécessaire à la compréhension du système capitaliste.

L’idée essentielle de cette théorie est que le capitalisme est une force productive gigantesque, mais que c’est aussi une puissance aveugle. Elle ne contient pas dans son essence de principe d’autolimitation, de boucle de rétroaction négative, permettant de garantir le vœu des capitalistes : l’accroissement perpétuel.

La démarche fut d’analyser la dynamique propre au capitaliste, qui, pour préserver son taux de profit, a l’obligation de transformer sans cesse les rapports de production. Ce faisant, il a le regard tourné vers le progrès technologique qui est susceptible de lui fournir les moyens de ses ambitions.

L’histoire montre que cette dynamique peut être autant source de destruction de la cohésion sociale que source de son progrès. La théorie de la régulation a donc tenté de repérer et d’expliquer les périodes de l’humanité où l’introduction d’innovations techniques a provoqué un accroissement du niveau de vie général, où le dynamisme du capital améliore aussi les conditions de vie du salariat et développe une société salariale.

Comme l’écrit Michel Aglietta dans « Régulation et crises du capitalisme », les avancées de la pensée économique se sont alors faites contre le postulat d’homogénéité. Mais elles rencontrent une difficulté redoutable.

En effet, l’exploration de la complexité aboutit à l’image éclatée de la science économique depuis un quart de siècle. Une dimension essentielle de l’hétérogénéité des phénomènes économiques tient à l’information. L’information est couteuse, incomplète, inégale, organisée dans des structures qui sont loin d’être exclusivement des marchés. Elle créée des asymétries d’influence qui entrainent des relations de pouvoir d’agents sur d’autres agents. Elle s’accumule dans des organisations intermédiaires entre la micro et la macroéconomie et qui ne sont pas elles-mêmes des agrégations d’agents microéconomiques, mais des agencements de relations qui contribuent à façonner les régularités globales.

Une autre dimension de la complexité est la découverte de l’ampleur qu’a la notion d’externalité en économie, c'est-à-dire de tout type d’interdépendance qui n’est pas incorporé dans les prix. Plus le champ d’externalité est important, moins les marchés sont des modes exclusifs de coordination, plus l’usage de l’équilibre pour représenter le système dans son ensemble devient ambigu et précaire. Les externalités ont remis en cause la dichotomie entre biens publics et biens privés, rehaussé le rôle de l’action collective dans l’efficacité économique, contribué à enrichir considérablement la compréhension des ressorts de la croissance.

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Dans un univers ou l’information est un enjeu et où les externalités sont prégnantes, il n’existe rien de tel qu’un équilibre général de concurrence parfaite. Il n’y a aucune raison non plus pour que la concurrence maximale soit la meilleure forme possible de relation entre les agents individuels. Car la concurrence dans ces contextes entraine des comportements stratégiques dont les issues peuvent être socialement et même individuellement désavantageuses. C’est dans cet environnement que se posent des problèmes de régulation. L’approche de la régulation est concernée par des processus économiques hétérogènes, où se mêlent nécessité et contingence, contrainte du passé et création du nouveau. Elle traite de processus qui émergent, se reproduisent puis dépérissent sous l’effet des forces inégales de développement économique.

Un mode de régulation est un ensemble de médiations qui maintiennent les distorsions produites par l’accumulation du capital dans des limites compatibles avec la cohésion sociale au sein des nations. Cette compatibilité est toujours un phénomène observable dans des contextes situés à des moments de l’histoire. L’épreuve de vérité pour l’analyse des transformations du capitalisme est de décrire ces cohérences locales. C’est aussi de comprendre pourquoi ces cohérences sont éphémères à l ‘échelle de la vie des nations, pourquoi l’efficacité d’un mode de régulation se dégrade. C’est encore de saisir les processus des époques de crises, de désarroi et de mutations des comportements. C’est enfin d’essayer de percevoir les germes d’un nouveau mode de régulation au sein même de la crise de l’ancien.

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3. Développement historique

L’ approche de l’économie par la régulation décrite dans le chapitre précédent est associée à une école d’économistes d’inspiration marxiste née en France dans les années 70, qui s’intéressaient à la manière dont la production, le crédit et la consommation s’imbriquaient dans des formes structurelles distinctes, ou règles de reproduction du système, au cours des phases successives du développement capitaliste. Il s’agissait notamment d’expliquer l’enrayement de la période des trentes glorieuses qui avaient vu un acroissement fort et régulier du niveau de vie des salariés.

Ces dernières années le concept de régulation a acquis une tonalité plus familière auprès des autorités bureaucratiques mais sans vraiment atteindre la conscience publique, sans parler de la sagesse populaire. La contribution de Perry Anderson à cet égard est particulièrement pertinente dans notre cadre, car sa perspective s’inscrit dans une démarche historique, permettant de faire le lien entre les fondements économiques de la régulation et l’évolution institutionnelle de nos sociétés. Les idées présentées dans ce chapitre s’inspire largement de celles développées par lui dans « Le Nouveau vieux Monde – Sur le destin d’un auxiliaire de l’ordre américain ».

Même en Angleterre où les instances régulatrices ont commencé à proliférer bien plus tôt que dans le reste de l’Europe, la plupart des gens n’ont qu’une idée vague des fonctions et du personnel qui se cachent derrière de tristes acronymes. Le monde des Oftel, Ofgem, Ofwat, Ofreg demeure opaque pour la plupart des citoyens britanniques.

Aux États-Unis, la régulation occupe une place centrale dans le paysage politique depuis que l’Interstate Commerce Act de 1887 a mis sur pied une commission fédérale chargée de réguler les chemins de fer. Des agences de régulation ont ensuite été créées pour chacune des industries, principalement pendant l’ère progressiste et le New Deal.

La tradition de la régulation aux Etats-Unis s’explique partiellement par les difficultés croissantes rencontrées par l’Etat dans l’exercice de sa mission d’agent économique censé répondre à des objectifs multiples : développement industriel, plein-emploi, justice sociale, sécurité nationale. La régulation a pour seule justification la recherche d’efficacité et constitue le seul objectif devant lequel elle est sanctionnée. Elle évite par conséquent les questions de redistribution, ou jeu à somme nul, dans lequel un groupe gagne ce qu’un autre a perdu et envisage son action comme un jeu à somme positive, où tout le monde peut gagner si la bonne solution est découverte. Le déficit démocratique étant balayé par la croyance que ces questions pouvaient alors être réglées à l’unanimité. Considérant que l’unanimité est impossible dans un système politique, il vaut mieux confier la tâche d’améliorer l’efficacité du marché à des agences de régulation.

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Sur base de ce crédo, l’Etat a progressivement abandonné toute tentative de diriger le travail de ces agences créées par lui pour réguler le marché. La régulation suivit alors un processus de délégation de pouvoir aux agents économiques privés, laissé à l’appréciation des experts nommés à sa tête. Ce développement a abouti aux réformes de l’administration Reagan, transférant la plupart des dépenses fédérales à des tierces parties de la société civile. Ainsi conçue, la régulation est une séparation de plus en plus complète entre l’autorité experte et la volonté populaire. On voyait alors la régulation comme une redistribution des droits de propriété politique, qui transfère des pouvoirs publics d’instances législatives inconsistantes, soumises à des majorités partisanes susceptibles de changer tous les 5 ans, à des autorités indépendantes capables de prendre des engagements crédibles de long terme, sans intervention des électeurs.

En Europe, ce modèle a mis du temps à trouver ses champions : Ici, les premières nationalisations ont correspondu à la première crise mondiale de l’économie capitaliste (1873-1896) qui a sapé la confiance du peuple et de ses élites dans le marché pendant presqu’un siècle. Dans les années 1980, la situation a commencé à changer : le Royaume Uni a montré la voie avec les privatisations des années Tatcher. Le développement de la régulation dans ce pays, et ensuite sur le continent, a en fait été le complément de la poursuite de privatisations – c’est-à-dire d’une série d’agences dont la tâche est d’assurer que des entreprises n’abusent pas du pouvoir monopolistique comme l’état le faisait auparavant, ni ne génèrent d’excès d’externalités. A mesure que ce modèle s’étend, l’équilibre des fonctions assumées par l’état moderne se modifie, s’éloignant de son rôle de fournisseur de sécurité sociale et de stabilisateur des cycles économiques pour endosser un rôle régulateur plus indirect.

La confiance en des qualités telles l’expertise, la crédibilité ou l’indépendance remplaça alors la confiance en une responsabilité politique directe ne serait-ce que pour quelques objectifs limités, mais dont l’action se situe au cœur des enjeux sociétaux les plus critiques. La principale tâche confiée aux agences de régulation est de rectifier les défaillances de marché. Leurs actions peuvent provoquer des conséquences redistributives mais elles-mêmes ne doivent pas poursuivre d’objectifs de redistribution, qui nécessitent des décisions politiques plus directes, par des instances législatives élues. Même si l’équilibre a pu être modifié, l’Etat-nation européen continue alors d’assurer la protection sociale, la stabilité et la défense en plus de la régulation. Il demeure une création multifonction, compatible à la vision moderne d’Etat de droit, conservant ses prérogatives démocratiques constitutionnelles.

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4. Cadre Institutionnel

Depuis son accession à l’indépendance, en 1830, la Belgique a progressivement évolué vers une structure fédérale, à l’occasion de cinq réformes de l'Etat abouties à ce jour, intervenues en 1970, 1980, 1988-1989, 1993 et 2001. Le pays est géré par les institutions fédérales, mais également par les instances de deux autres niveaux de pouvoir, qui exercent, de manière autonome, leurs compétences dans les matières qui leur sont propres. Ces deux niveaux de pouvoir sont la communauté, fondée sur la langue et la culture, et la région, axée sur l’économique et le territoire. Comme la Belgique compte trois langues officielles, il y correspond trois communautés : la Communauté flamande, la Communauté française et la Communauté germanophone. Quant aux régions, elles sont aussi au nombre de trois : la Région flamande, la Région de Bruxelles-Capitale et la Région wallonne. Notons que la Communauté flamande et la Région flamande ont été fusionnées.

4.1. Etat fédéral

L'Etat fédéral conserve les compétences qui n’ont pas été attribuées par la loi aux régions ou aux communautés, dans des domaines qui ont trait à l'intérêt général de tous les Belges : les affaires étrangères, la défense nationale, la justice, les finances, la sécurité sociale... En outre, il assume des compétences qui lui sont expressément attribuées par la loi, sous forme d’exceptions, au sein des matières communautaires et régionales, dont entre autres : les établissements culturels et scientifiques fédéraux, la sécurité de la chaîne alimentaire, les entreprises publiques autonomes fédérales (par exemple, la Société nationale des Chemins de fer belges, La Poste), une partie de compétences en matière d’énergie…

4.1.1. Communautés

Les principales compétences des communautés sont l'enseignement, la culture, la santé, l'aide aux personnes, et l'emploi des langues.

4.1.2. Régions

Les principales compétences des régions sont l'aménagement du territoire, l'environnement, le logement, les travaux publics, la politique économique régionale, les transports… L’évolution institutionnelle tend à donner à ce niveau de pouvoir

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d’avantage de prérogatives, notamment en matière de tarification de la distribution de gaz et d’électricité.

4.2. Répartition des compétences

4.2.1. Niveau Fédéral

L’Etat fédéral est compétent « pour les matières dont l'indivisibilité technique et économique requiert une mise en œuvre homogène sur le plan national », à savoir,

- le plan d'équipement national du secteur de l'électricité ; - le cycle du combustible nucléaire ; - les grandes infrastructures de stockage, le transport et la production de l'énergie ; - les tarifs; - les prix ; - la protection des consommateurs (y compris l’accord sectoriel “Le consommateur

dans le marché libéralisé de l’électricité et du gaz”).

4.2.2. Niveau Régional

Les compétences sont les suivantes :

- la distribution et le transport local d'électricité au moyen de réseaux dont la tension nominale est inférieure ou égale à 70000 volts ;

- la distribution publique du gaz ; - l'utilisation du grisou et du gaz de hauts fourneaux ; - les réseaux de distribution de la chaleur à distance ; - la valorisation des terrils ; - les sources nouvelles d'énergie à l'exception de celles liées à l'énergie nucléaire ; - la récupération d'énergie par les industries et autres utilisateurs ; - l'utilisation rationnelle de l'énergie.

4.3. Institutions politiques-clé en matière d’énergie

Au niveau fédéral, les matières liées à l’énergie relèvent des compétences du Secrétaire d'Etat à l'Environnement, à l'Energie et à la Mobilité, et du Ministre de l’Economie, des consommateurs et de la Mer du Nord pour ce qui concerne les aspects prix, tarifs, protection des consommateurs et l’off-shore. La Direction Générale Energie du SPF Economie, PME, Classes Moyennes et Energie est l’administration clé pour le développement et l’implémentation de la politique énergétique.

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Au niveau régional la conception d’une politique énergétique est de la responsabilité des ministres sectoriels et des administrations compétentes : le Ministre chargé du Développement Durable et de la Fonction Publique en Wallonie, le Ministre chargé de l’Energie, du Logement, des Villes et de l’Economie Sociale en Flandre et du Ministre de l’Environnement, de l'Energie, de la Rénovation urbaine, et de l’Aide aux personnes à Bruxelles.

4.4. Régulateurs de l’énergie

Jusqu'en 1999, le marché belge de l’électricité se caractérisait par une situation de quasi-monopole verticalement intégré incluant la production, le transport, la distribution et la fourniture. Un arbitrage public était assuré par le Comité de contrôle de l'électricité et du gaz naturel, qui regroupait les représentants des entreprises de production et de distribution d’électricité, des consommateurs, des partenaires sociaux et du gouvernement, en vue de déterminer les règles du marché sur une base consensuelle. Une planification des investissements (appelée « plan d’équipement ») en moyens de production et de grand transport d'énergie électrique était réalisée par le Comité de gestion des entreprises d’électricité (rassemblant les entreprises de production, de transport et de distribution de l’électricité), dans une perspective d’optimisation économique à long terme.

Depuis 1999, le marché belge de l’électricité connaît des transformations profondes, fruits de la mise en œuvre de la libéralisation amorcée par l'Union européenne. Comme, en Belgique, l'énergie est une matière en partie régionalisée, la transposition en droit belge des directives européennes a donné naissance à quatre législations et quatre autorités de régulation indépendantes.

La qualité et l’effectivité de la régulation dépendant de la manière dont ces agences sont financées, pourvues de moyens humains et contrôlées, tout comme les rôles et responsabilités qui leurs sont attribués conditionnent leur capacité à mener efficacement leur action.

Comme présenté précédemment, ces instances poursuivent un objectif premier d’efficacité et non de redistribution, ce dernier étant du ressort exclusif du Gouvernement. Toutefois, en pratique, ces deux objectifs ne sont pas aisément séparables : ils sont interdépendants, d’une part parce qu’une mesure visant une meilleure efficacité peut avoir des conséquences redistributives mais aussi parce que la mise en œuvre de politiques de redistribution se heurte à des contraintes techniques et administratives qui doivent être prises en compte sauf à provoquer des coûts

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transactionnels importants et des pertes d’efficacité. La relation avec le politique est donc nécessaire, sans pour autant porter atteinte à l’indépendance de la régulation. Ce délicat exercice a fait l’objet d’études et de comparaisons internationales par l’OCDE, qui propose des principes et critères pour évaluer le niveau d’indépendance, au regard notamment du mode de financement, de sa politique de transparence et de publicité des informations ou de son processus de prise de décision.

Ces dispositions sont déterminées par voie réglementaire, créant ainsi les instances de régulation, dont les principales caractéristiques sont décrites par après. Un accent particulier est mis sur les tâches et missions légales qui leur sont confiées. En Belgique, le spectre des missions confiées au régulateur est très large, depuis la mission première du régulateur, contrôler les acteurs de marché et conseiller le gouvernement, jusqu’à des missions très spécifiques, comme l’organisation d’un marché de certificats verts ou la création de service de médiation des plaintes des consommateurs.

Les étapes du processus de libéralisation du marché de l’électricité dans les trois régions de la Belgique :

Composante de l’Etat

Législation principale Autorité de régulation

Etat fédéral Loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité et modifications ultérieures

Loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations

Commission de régulation de l’électricité et du gaz (CREG)

Région de Bruxelles-Capitale

Ordonnance du 19 juillet 2001 relative à l'organisation du marché de l'électricité en Région de Bruxelles-Capitale

Ordonnance du 1er avril 2004 relative à l’organisation du marché du gaz en Région de Bruxelles-Capitale

Commission de régulation pour l’énergie en Région de Bruxelles-Capitale (BRUGEL)

Région flamande Decreet houdende algemene bepalingen betreffende het energiebeleid van 08.05.2009

Vlaamse Regulator van de Elektriciteit- en Gasmarkt (VREG)

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Région wallonne Décret du 12 avril 2001 relatif à l'organisation du marché régional de l'électricité.

Décret du 19 décembre 2002 relatif à l’organisation du marché régional du gaz.

Commission wallonne pour l'énergie (CWaPE)

4.4.1. CREG

Le régulateur fédéral pour l’énergie est la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz (CREG), qui est investie d'une mission de conseil auprès des autorités publiques en ce qui concerne l'organisation et le fonctionnement du marché de l'électricité (par exemple lors de la désignation des gestionnaires de réseau, de l’octroi de licence pour de nouvelles installations de production,…) d'une part, et d'une mission générale de surveillance et de contrôle de l'application des lois et règlements y relatifs, d'autre part.

La CREG surveille, entre autres, la sécurité et la fiabilité du réseau, le degré de transparence, y compris des prix de gros, veille au respect des obligations de transparence par les entreprises d’électricité, surveille le niveau et l’efficacité atteints en termes d’ouverture du marché et de concurrence pour les marchés de gros et de détail, y compris pour les bourses d’échanges d’électricité et surveille les distorsions ou restrictions de concurrence éventuelles, en communiquant toutes les informations utiles et en déférant les affaires qui le justifient au Conseil de la concurrence.

Chaque région a également sa propre institution régulatrice : le Régulateur flamand pour les marchés de l’Electricité et du Gaz (VREG), la Commission Wallonne pour l’Energie (CWAPE) et la Commission de régulation pour l’énergie en Région de Bruxelles-Capitale (BRUGEL). Les trois régulateurs régionaux sont responsables pour une série de tâches.

4.4.2. VREG

La VREG a notamment pour tâches : - de contrôler si les fournisseurs et gestionnaires de réseau respectent la législation

flamande en matière d'énergie ; - de réguler l'accès au réseau de distribution et son utilisation ; - de traiter les plaintes, de servir d'intermédiaire et de trancher les litiges ; - d'attribuer les certificats verts et de cogénération, et d'en permettre le négoce ;

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- de conseiller et de communiquer au sujet d'événements importants survenant sur le marché de l'énergie ;

- de surveiller le marché ; - de fournir des informations pertinentes sur le marché de l'énergie en Région

flamande : - de proposer en ligne et par téléphone une comparaison des fournisseurs (le V-

TEST) aux ménages, aux isolés, aux indépendants, aux professions libérales et aux PME ;

- de délivrer des autorisations de fourniture aux fournisseurs sur le marché libre de l'énergie ;

- d'agréer et de désigner les gestionnaires du réseau de distribution ; - de rédiger le règlement technique pour la distribution (pour l'accès au réseau

d'électricité et de gaz naturel, et la gestion de son extension) ; - d'émettre des certificats verts ; - d'exercer un contrôle sur l'exécution des obligations de service public (tant

sociales et écologiques que techniques).

4.4.3. CWaPE

La Commission wallonne pour l'Energie est investie d'une mission de conseil auprès des autorités publiques en ce qui concerne l'organisation et le fonctionnement des marchés régionaux de l'électricité et du gaz, d'une part, et d'une mission générale de surveillance et de contrôle de l'application des décrets et arrêtés y relatifs, d'autre part. Entre autres, la CWaPE : - donne des avis motivés et soumet des propositions dans les cas prévus par les

décrets ou leurs arrêtés d'exécution ; - d'initiative ou à la demande du ministre ou du Gouvernement wallon, effectue des

recherches et des études relatives au marché de l'électricité ; - élabore le règlement technique en concertation avec les gestionnaires de réseaux

et en contrôle l'application ; - contrôle l'exécution du plan d'adaptation par les gestionnaires de réseaux ; - contrôle le respect des conditions de l'éligibilité des clients ; - contrôle le respect des conditions des autorisations délivrées pour la construction

de nouvelles lignes directes ; - vérifie le respect des conditions à remplir pour être reconnu "fournisseur vert" ; - contrôle et évalue l'exécution des obligations de service public ; - établit la méthode de calcul des coûts réels nets des obligations de service public

et vérifie les calculs effectués par chaque entreprise concernée conformément à cette méthodologie ;

- contrôle les quantités d'électricité produites à partir de sources d'énergie renouvelables ou d'installations de cogénération ;

- octroie les certificats verts ; - détermine le montant des amendes administratives ;

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- coopère avec les régulateurs du marché de l'électricité. Dans le cadre de ses missions, la CWaPE assure également la publication annuelle des rendements des installations de référence de production d'électricité, de chaleur et de froid, ainsi que des émissions de dioxyde de carbone (CO2) des installations classiques. Elle organise un service de conciliation et d'arbitrage pour les différends relatifs à l'accès au réseau et à l'application du règlement technique. Par décret du 17 juillet 2008, le Parlement wallon a également décidé de la mise en place d’un Service régional de Médiation pour l'Energie (SRME) au sein de la CWaPE. Le SRME a débuté ses activités le 1er janvier 2009.

4.4.4. Brugel

BRUGEL est le régulateur pour les marchés du gaz et de l'électricité en Région de Bruxelles-Capitale.

BRUGEL est investi d'une mission de conseil auprès des autorités publiques en ce qui concerne l'organisation et le fonctionnement du marché régional de l'énergie, d'une part, et d'une mission générale de surveillance et de contrôle de l'application des ordonnances et arrêtés y relatifs, d'autre part. Afin de mener à bien les missions qui lui ont été confiées par les autorités bruxelloises, BRUGEL a défini ses engagements stratégiques : - Contrôler le bon fonctionnement du marché et le maintien d’un « level playing

field » pour tous les fournisseurs ; - Contrôler la mise en œuvre des obligations de service public par les acteurs

économiques du marché, en particulier celles visant à protéger le public fragilisé. - Contrôler les plans d’investissements du gestionnaire du réseau de distribution

du gaz et de l’électricité et gestionnaire du réseau de transport régional d’électricité ;

- Contrôler le respect des règlements techniques par ces mêmes acteurs et s’assure de leur bonne adéquation avec les réalités du marché ;

- Suivre la qualité des réseaux. - Faire régulièrement rapport au Parlement bruxellois sur le bon fonctionnement

du marché et la protection des consommateurs les plus démunis ; - Remettre au Gouvernement des avis et recommandations à sa demande ou

d’initiative sur les grands enjeux du marché de l’énergie. - Collaborer activement avec les autres régulateurs belges et européens ; - Consulter toutes les parties prenantes du marché et facilite le dialogue entre

elles ; - Consolider l’information utile aux différentes parties impliquées. - Informer régulièrement et de manière accessible tous les publics sur leurs droits

et devoirs ;

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- Recevoir et traiter de la manière la plus efficace possible les plaintes des consommateurs ou des fournisseurs ou à défaut renvoie celles-ci vers les services compétents ;

- Octroyer dans les délais impartis le statut de client protégé aux personnes en difficulté de paiement.

- Certifier les installations photovoltaïques et de cogénération en Région bruxelloise ;

- Octroyer des « certificats verts » et les labels de garantie d’origine, respectivement mécanisme de soutien à la production et à la consommation d’électricité verte ;

- Rapporter au Parlement et au Gouvernement de la Région sur différents aspects du développement des énergies vertes à Bruxelles.

4.5. Coopération entre l’autorité fédérale et les Régions

4.5.1. Cadre de concertation Etat-Régions

En 1992 le gouvernement fédéral et les trois gouvernements régionaux ont créé un organisme formel pour les pourparlers concernant les domaines énergétiques, le groupe de concertation, appelé CONCERE/ENOVER Concertation Etat-Régions/Energieoverleg Staat-Gewesten. Son rôle consiste à la fois en un échange mutuel d’informations et en la préparation de positions concertées cohérentes notamment dans les dossiers européens et internationaux. Des réunions mensuelles plénières sont organisées et CONCERE/ENOVER dispose de plusieurs groupes de travail thématiques.

4.5.2. Cadre de concertation entre régulateurs

Etant donné que la Belgique dispose d’un régulateur fédéral et de trois régulateurs régionaux, une procédure de concertation structurelle a été initiée dans le cadre du forum des régulateurs belges (FORBEG). Il s’agit d’une plateforme de discussion volontaire avec une session plénière et différents groupes de travail qui traitent les sujets suivants : les questions techniques, l’information, les plaintes, l’électricité verte, les tarifs et la stratégie. Les présidences des groupes de travail sont réparties entre les régulateurs.

La CREG, en tant que « National Regulation Agency », assume le rôle d’interlocuteur avec la Commission européenne et la nouvelle agence européenne des régulateurs (ACER).

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5. Fonctionnement du marché

5.1. Introduction

Le chapitre précédent portait sur le cadre réglementaire mis en place pour encadrer la fonctionnement d’un marché nouvellement libéralisé. En pratique, le démantèlement de l’industrie électrique verticalement intégrée s’est basée sur la division en rôles de marché. Certains soumis à concurrence, d’autres demeurant en monopole. Le présent chapitre traite donc de ces rôles de marché ainsi que de leurs relations de nature physique, financière et contractuelle.

La subdivision en différents rôles est une conséquence des contraintes et limites physiques caractérisant le système électrique: - La nécessité de respecter l’équilibre entre quantités produites et consomméesà

chaque instant au sein de la zone de réglage. - L’existence de contraintes thermiques ou électriques des éléments constitutifs du

réseau (transformateur, lignes, câbles,…) limitant la capacité d’échange du marché. - L’existence des lois de Kirchhoff qui déterminent le chemin emprûnté par les flux

physiques, introduisant des contraintes sur les accords contractuels (notamment transfrontaliers).

- La vitesse des échanges électriques, nécessitant un rythme de fonctionnement de marché très rapide (1/4 d’heure) alors que la majorité des consommateurs n’est mesurée qu’une fois par an.

Ces contraintes ont engendré des monopoles naturels, c’est à dire des situations où il est plus économique de confier une activité économique à un acteur unique plutôt que de la mettre en concurrence. L’exemple évident est la propriété du réseau électrique, dont la mise en concurrence par des acteurs commerciaux engendrerait une multiplication inefficace de l’infrastructure électrique.

Une question moins évidente est la propriété des compteurs et de la gestion des données de comptage. Dans la majorité des pays européens, cette tâche est dévolue au gestionnaire de réseau, afin de garantir qu’un acteur non commercial valide les données nécessaires à la facturation de manière équivalente pour tous les consommateurs. Cela permet également de rationnaliser la relève des compteurs, organisée par zone géographique plutôt que par portefeuille commercial.

Une question plus délicate est la gestion de l’équilibre du système. In fine, c’est à dire en temps réel, elle est dévolue au gestionnaire du réseau de transport, qui est l’unique acteur capable d’apporter des solutions de long terme, par le renforcement des capacités de son réseau, face aux carences prévisibles ou constatées. Toutefois, en privatisant les moyens de production (centrales), le gestionnaire de réseau se voit priver de l’essentiel des moyens de réglage. Il a donc été nécessaire de créer un rôle de responsable d’équilibre, attribué aux acteurs commerciaux. Par l’introduction d’une

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valeur économique à l’équilibre du système, des produits financiers ont été progressivement introduits dans les marchés secondaires. L’idée est de contraindre chaque acteur commercial à être en équilibre pour son portefeuille de client, de manière à ce que l’aggrégat des équilibres partiels (commerciaux) garantisse l’équilibre physique de la zone de réglage.

Par conséquent, le gestionnaire du système peut uniquement se procurer des services auxiliaires auprès d’acteurs privés mis en concurrence et ne peut être lui-même propriétaire de moyens de réglage ou de production. Ces contraintes réglementaires ont un impact important sur le fonctionnement du marché, et notamment sur l’érosion plus ou moins rapide des parts de marché des acteurs dominants.

Pour mieux appréhender ce dernier point, la question du comptage des consommations est primordiale. Contraint à l’équilibre, le coeur du marché bat au rythme des quarts d’heure, entre lesquels la zone de réglage peut présenter un déficit de puissance, à la hausse ou à la baisse, susceptible de conduire au black-out, panne générale de la couche physique structurant la couche commerciale. Une capacité d’action doit donc être garantie, qui sera dimensionnée en tenant compte de l’estimation des productions et des consommations futures.

La distinction entre clients relevés annuellement et clients dont la consommation est mesurée à chaque quart d’heure structure le marché, car les acteurs commerciaux établissent des stratégies visant des segments spécifiques parce qu’ils engendrent des risques de déséquilibre très différents.

Pour réconcilier une fréquence de relève annuelle avec l’attribution d’une responsabilité d’équilibre sur base quart horaire, des courbes synthétiques de charge ont été définies par les GRD pour les clients annuels et mensuels. Ces courbes, au nombre réduit, attribuent un comportement identique (proportionnellement au niveau de consommation) aux consommateurs appartenant à une même classe de profil.

Bénéficiant d’un effet de foisonnement dû à leur grand nombre, les consommateurs YMR, par opposition aux clients AMR, présentent des risques de déséquilibre moins importants car leur comportement réel est plus aisé à prévoir. Au lendemain de la libéralisation, les nouveaux entrants dans le marché belge se sont donc dirigés en priorité vers ces clients YMR. Le segment des consommateurs industriels reste plus fortement concentré, c’est-à dire qu’il est fourni par les acteurs disposant des moyens de production et de réglage nécessaires.

Ces enjeux bien réels permettent d’éclairer d’une persepctive renouvellée la théorie de la régulation présentée au chapitre premier. Pour compléter le fonctionnement du marché de l’électricité, des règles ont été définies par l’autorité publique pour internaliser une contrainte physique (équilibre). De plus, le dynamisme du système ne peut être expliqué sans prendre en compte les stratégies des acteurs de marché découlant d’un manque structurel d’information, en contradiction avec l’hypothèse néo-classique de perfection de l’information.

22

5.2. Rôles de marché

Conformément aux lois et prescrits européens, nationaux et régionaux, le secteur belge de l'électricité et du gaz est entièrement libéralisé. Le principal changement a trait à la subdivision de l'industrie de l'électricité et du gaz en deux couches de marché: - Une couche d'infrastructure régulée (gestionnaires de réseaux). - Une couche de marché commerciale, dérégulée (production, fournisseurs), soumise

à la concurrence.

Suite à la dérégulation, de nombreuses informations doivent être partagées entre les différentes entreprises maintenant devenues indépendantes. Le gestionnaire du réseau reste responsable de la collecte et du traitement des données de comptage, qui sont notamment transmises aux fournisseurs pour leur permettre de facturer l'énergie consommée à leurs clients. En d'autres termes, le gestionnaire de réseau doit savoir quel fournisseur fournit de l'électricité et/ou du gaz à quel point d'accès, étant donné que plusieurs fournisseurs sont actifs sur le marché libéralisé. Cela permet au gestionnaire de réseau d'envoyer les données de comptage correctes au fournisseur correspondant. Le fournisseur doit donc aussi informer le gestionnaire de réseau en cas de changement de fournisseur sur un point d'accès. Vu que plusieurs gestionnaires de réseaux doivent communiquer avec plusieurs fournisseurs et que de très nombreuses informations doivent être échangées, la communication de ces données doit être automatisée et standardisée. D'où le besoin d'une norme nationale d'échange de données électroniques, afin d'assurer au mieux la communication entre la couche d'infrastructure et la couche de marché dérégulée.

Chaque marché libéralisé de l'électricité et du gaz contient plusieurs rôles essentiels. Chaque rôle doit être assuré par une partie du marché afin de permettre un fonctionnement optimal du marché. Ce chapitre décrit les rôles du marché “indivisibles”, d'après la définition EDIEL ETSO/EbIX officielle.

Le chapitre suivant expliquera la manière dont ces rôles sont attribués aux parties du marché sur le marché belge libéralisé de l'électricité et du gaz, conformément aux législations nationale et régionale.

5.2.1. Définitions

5.2.1.1. Marché de l’électricité

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Responsable d’équilibreEntreprise qui possède un contrat avec le responsable « settlement » de la zone d’équilibre. Ce contrat se traduit par une sécurité financière et identifie le responsable d’équilibre.

:

Responsable du coût de transitResponsable du paiement des coûts de transit. Une autre distinction peut être établie entre transit transport et transit distribution.

:

Gestionnaire du systèmeResponsable de la stabilité physique du réseau d’énergie sur un réseau principal (le plus haut niveau de tension du réseau) dans une zone géographique. Le gestionnaire de réseau répondra de la capacité limite excédentaire et des échanges d’énergie.

:

Responsable de l’attribution du déséquilibreResponsable de l’établissement de la différence entre la quantité d’énergie prévue et prélevée, pour le responsable d’équilibre dans une zone d’équilibre.

:

Responsable du processus de réconciliationResponsable de la rectification des différences entre fournisseur/responsable d’équilibre : différence entre la consommation calculée sur base des profils de charge synthétiques (SLP) pour l’allocation et la consommation mesurée (relevé mensuel ou annuel chez les clients).

:

Responsable de l’attribution de la capacité de transportpour une zone déterminée

,

FournisseurActeur qui conclut des accords bilatéraux avec les producteurs et vend l’énergie à l’utilisateur du réseau de transport et de distribution. On compte un seul fournisseur par point d’accès.

:

Gestionnaire de réseauActeur qui gère un ou plusieurs réseaux. Une distinction peut être opérée entre gestionnaire du réseau de distribution et gestionnaire du réseau de transport.

:

Gestionnaire de points d’accèsResponsable du suivi des membres raccordés aux points d’accès dans une zone de réseau ainsi que de leurs spécifications techniques. Responsable de la création et de la fermeture de points d’accès.

:

Releveur des données de comptageResponsable de la lecture de compteurs et du contrôle de qualité de la lecture

:

Aggrégateur :

24

Partie assurant la formation et la qualification des données de comptage reçues du releveur de données de comptage. Ces données sont collectées suivant les règles du marché. Gestionnaire des compteursResponsable de l’installation, l’entretien, l’essai, l’approbation et la mise hors service de compteurs physiques.

:

ConsommateurPartie raccordée à un réseau et consommant de l’énergie sur un point d’accès.

:

Producteur Partie raccordée à un réseau et fournissant de l’énergie vers un point d’accès.

:

Partie du marché raccordée au réseauPartie du marché en possession d’un contrat afin de consommer ou de produire de l’énergie à un point d’accès.

:

5.2.1.2. Marché du gaz

AffréteurPartie qui conclut une convention de transport

:

Responsable du coût de transit Responsable du paiement des coûts de transit. Une autre distinction peut être établie entre transit transport et transit distribution.

:

Gestionnaire du systèmeResponsable de la stabilité physique du réseau d’énergie sur un réseau principal (le plus haut niveau de pression du réseau) dans une zone géographique. Le gestionnaire de réseau répondra de la capacité limite excédentaire et des échanges d’énergie.

:

Responsable de l’attribution du déséquilibreResponsable de l’établissement de la différence entre la quantité d’énergie prévue et prélevée, pour le responsable d’équilibre dans une zone d’équilibre.

:

Responsable du processus de réconciliationResponsable de la rectification des différences entre fournisseur/responsable d’équilibre : différence entre la consommation calculée sur base des profils de charge synthétiques (SLP) pour l’allocation et la consommation mesurée (relevé mensuel ou annuel chez les clients).

:

Responsable de l’attribution de la capacité de transportpour une zone déterminée

,

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Fournisseur Toute personne physique ou morale qui vend du gaz à des consommateurs raccordés au réseau de distribution.

:

Gestionnaire de réseauActeur qui gère un ou plusieurs réseaux. Une distinction peut être opérée entre gestionnaire du réseau de distribution et gestionnaire du réseau de transport.

:

Gestionnaire de points d’accèsResponsable du suivi des membres raccordés aux points d’accès dans une zone de réseau ainsi que de leurs spécifications techniques. Responsable de la création et de la fermeture de points d’accès.

:

Releveur des données de comptageResponsable de la lecture de compteurs et du contrôle de qualité de la lecture

:

AggrégateurPartie assurant la formation et la qualification des données de comptage reçues du releveur de données de comptage. Ces données sont collectées suivant les règles du marché.

:

Gestionnaire des compteursResponsable de l’installation, l’entretien, l’essai, l’approbation et la mise hors service de compteurs physiques.

:

ConsommateurPartie raccordée à un réseau et consommant de l’énergie sur un point d’accès.

:

5.2.2. Répartition des rôles

Bien que la quasi-totalité des marchés libéralisés de l’énergie fonctionne avec les rôles décrits ci-dessus, chaque pays peut regrouper ces rôles à sa manière en différents acteurs sur le marché. Les figures suivantes illustrent ces rôles pour chaque partie dans le marché belge de l’énergie. Les rôles dévolus aux acteurs de marché sont alors traduits en tâches opérationnelles qui sont décrites par chacun d’entre eux.

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Figure 1 - Marchés de l'électricité (haut) et du gaz (bas)

5.2.2.1. Marché de l’électricité

Gestionnaire du réseau de transport

Les tâches du GRT comprennent le transport physique d’électricité depuis le site de production vers le réseau de transport national belge, d’autres réseaux

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nationaux, de gros consommateurs (>70kV) ou les réseaux de distribution ; le transport physique d’énergie entre pays limitrophes sur le réseau belge ; les services de réseau, notamment, le départ de zéro, le contrôle de la fréquence…

Gestionnaire du réseau de distribution

Les GRD sont responsables du transport physique de l'énergie vers les clients pour le niveau de tension < 70 kV pour l'électricité. Cette énergie provient du GRT, des sites locaux de production ou des GRD voisins.

- Extension et exploitation du réseau de distribution. - Permettre aux fournisseurs d'atteindre leurs clients via le réseau de

distribution. - Installation de raccordements et de compteurs et ouverture des compteurs.

Un contrat de raccordement sera conclu à cette fin entre le GRD et l'utilisateur du réseau.

- Enregistrement des changements dans la coopération entre deux parties ou dans la configuration du point d'accès.

- Le Net Call Center, qui traite les questions et réclamations relatives au réseau de distribution. Lecture des compteurs, consistant à lire et traiter les données de consommation de l'utilisateur du réseau, y compris la validation et la transmission des données.

- Attribution d'un type de profil de charge synthétique (SLP) à chaque utilisateur du réseau dont le compteur n'est pas lu en continu. Pour permettre au GRD de mener à bien ces tâches, le régulateur fixera les critères d'attribution des SLP.

- Suivant un système de “cascade” pour l'électricité, le GRT facturera les coûts du transport réseau au GRD, qui ajoutera ces coûts à des propres coûts de distribution avant de les refacturer à son tour aux fournisseurs.

Fournisseur

Les fournisseurs sont responsables de l'achat et de la vente de l'énergie.

Ils achètent l'énergie auprès des producteurs avec qui ils ont conclu un contrat bilatéral.

Ils revendent ensuite cette énergie aux utilisateurs du réseau, qu'ils facturent individuellement. La facture contient au moins les éléments suivants : l'énergie consommée, les coûts du réseau de transport et de distribution, les coûts de déséquilibre et les services supplémentaires. Le GRD refacture les coûts de transit au fournisseur. Pour l'électricité, on applique un système de cascade: tant pour les coûts du réseau de transport que pour ceux du réseau de distribution

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Le fournisseur est responsable de la mention dans le contrat d'accès de son responsable d’équilibre. Le fournisseur avisera immédiatement le GRD en cas de changement d’une des parties de marché active sur un point d’accès.

Responsable d’équilibre

Est tenu de définir et transmettre au jour –1 la prévision de consommation et de production au gestionnaire du réseau (GRT). Ces prévisions sont aussi appelées “nominations”.

Utilisateur du réseau

Partie qui consomme de l’énergie et est raccordée au réseau. Les utilisateurs du réseau appartiennent au groupe d’utilisateurs résidentiels ou non. C’est le fournisseur qui détermine, sur base de la législation en vigueur dans la région concernée, le groupe auquel un utilisateur du réseau appartient.

5.2.2.2. Marché du gaz

Entreprise de transport

Les tâches de l'ET comprennent : Le transport physique de gaz depuis les postes d'alimentation (réseau de transport belge) vers les gros clients ou les réseaux de distribution. Les services de réseau, notamment le contrôle du déséquilibre résiduel sur le réseau de transport.

Gestionnaire du réseau de distribution

Les GRD sont responsables du transport physique de l'énergie vers les clients pour le niveau de pression < 14,71 bars pour le gaz. Cette énergie provient de l'ET ou des GRD voisins.

- Extension et exploitation du réseau de distribution. - Permettre aux fournisseurs d'atteindre leurs clients via le réseau de

distribution. - Installation de raccordements et de compteurs et ouverture des compteurs.

Un contrat de raccordement sera conclu à cette fin entre le GRD et l'utilisateur du réseau.

- Enregistrement des changements dans la coopération entre deux partis ou dans la configuration du point d'accès.

- Le Net Call Center qui traite les questions et réclamations relatives au réseau de distribution. Lecture des compteurs, consistant à lire et traiter les données

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de consommation de l'utilisateur du réseau, y compris la validation et la transmission des données.

- Attribution d'un type de profil de charge synthétique (SLP) à chaque utilisateur du réseau dont le compteur n'est pas lu en continu. Pour permettre au GRD de mener à bien ces tâches, le régulateur fixera les critères d'attribution des SLP.

- Dans un système de “non cascade”, le GRD facturera uniquement les coûts d'utilisation du réseau de distribution aux fournisseurs. Le GRT facture à l'utilisateur du réseau de transport l'utilisation du réseau de transport, ce qui inclut aussi le coût de flexibilité. L'utilisateur du réseau de transport facture aux fournisseurs.

- Responsable de la “réconciliation”.

Le GRD refacture les coûts de transport au fournisseur: Fournisseur:

Pour le gaz, le système de cascade ne s'applique pas: uniquement les coûts de distribution Le fournisseur est responsable de la mention dans le contrat d'accès de son utilisateur du réseau de transport. Le fournisseur avisera immédiatement le GRD en cas de changement au niveau des parties au marché sur un point d'accès. Le fournisseur contribue à l'équilibre sur le réseau de distribution.

Affréteur

Responsable de l’utilisation du réseau de transport. Est tenu de définir et transmettre au jour -1 la prévision de consommation à l’entreprise de transport. Ces prévisions sont aussi appelées nominations.

Utilisateur du réseau

Partie qui consomme de l’énergie et est raccordée au réseau. Les utilisateurs du réseau appartiennent au groupe d’utilisateurs résidentiels ou non. C’est le fournisseur qui détermine, sur base de la législation en vigueur dans la région concernée, le groupe auquel un utilisateur du réseau appartient. 5.2.3. Relations contractuelles

5.2.3.1. Marché de l’électricité

Contrat d’accès

Contrat entre le fournisseur et le gestionnaire du réseau de distribution. En vertu de ce contrat, le fournisseur pourra transporter de l'énergie sur le réseau de distribution et le gestionnaire de réseau pourra facturer des coûts au fournisseur

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pour l'utilisation du réseau. Le fournisseur mentionnera dans son contrat d'accès le responsable d'équilibre.

Contrat de coopération

Un contrat de coopération est établi entre le responsable d'équilibre et le fournisseur, dans le cas où le fournisseur est différent du responsable d'équilibre mais qu'un parti tiers joue le rôle de RE. Ce contrat permet au responsable d'équilibre de facturer ses services au fournisseur.

Contrat de raccordement

Contrat entre le gestionnaire du réseau de distribution et l'utilisateur du réseau. Ce contrat permet à l'utilisateur du réseau de posséder un raccordement physique sur le réseau de distribution. Un contrat individuel spécifique n'est nécessaire que pour les utilisateurs haute tension (> 1 kV).

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Les relations contractuelles relatives aux raccordements de clients finaux, raccordés au réseau basse tension, sont généralement fixées dans les conditions générales de raccordement, établies et approuvées par le gestionnaire du réseau de distribution. Ces conditions générales peuvent être obtenues par les clients finaux concernés sur simple requête auprès du gestionnaire du réseau de distribution ou consultées sur le site web du gestionnaire du réseau de distribution.

Contrat de fourniture

Contrat entre l'utilisateur du réseau et le fournisseur, qui prévoit que l'utilisateur du réseau peut consommer de l'énergie de ce fournisseur et que ce fournisseur peut lui facturer la consommation (ainsi que les autres coûts supportés par le fournisseur, notamment les coûts de transit, nécessaires pour pouvoir fournir l'énergie demandée).

Accord de coopération

Accord entre le GRT et le GRD. 5.2.3.2. Marché du gaz

Contrat d’accès

Contrat entre fournisseur et gestionnaire du réseau de distribution. En vertu de ce contrat, le fournisseur pourra transporter de l'énergie sur le réseau de distribution et le gestionnaire de réseau pourra facturer des coûts au fournisseur pour l'utilisation du réseau. Le fournisseur mentionnera dans son contrat d'accès l'utilisateur du réseau de transport.

Contrat de coopération

On admet qu'un contrat de coopération sera établi entre l'utilisateur du réseau de transport et le fournisseur, dans le cas où le fournisseur est différent de l'utilisateur du réseau de transport mais qu'un parti tiers joue le rôle d'utilisateur du réseau de transport. Ce contrat permet à l'utilisateur du réseau de transport de facturer ses services au fournisseur.

Contrat de raccordement

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Contrat entre le gestionnaire du réseau de distribution et l'utilisateur du réseau. Cet accord permet à l'utilisateur du réseau d'avoir un raccordement physique sur le réseau de distribution. Un contrat individuel spécifique n'est nécessaire que pour les utilisateurs dont la capacité est supérieure à 25 m³(n)/h. Les relations contractuelles relatives aux raccordements de clients finaux, raccordés au réseau basse pression, sont généralement fixées dans les conditions générales de raccordement, établies et approuvées par le gestionnaire du réseau de distribution. Ces conditions générales peuvent être obtenues par les clients finaux concernés sur simple requête auprès du gestionnaire du réseau de distribution ou consultées sur le site web du gestionnaire du réseau de distribution.

Contrat de fourniture

Contrat entre l'utilisateur du réseau et le fournisseur, qui prévoit que l'utilisateur du réseau peut consommer de l'énergie de ce fournisseur et que ce fournisseur peut lui facturer la consommation (ainsi que les autres coûts supportés par le fournisseur, notamment les coûts de transit, nécessaires pour pouvoir fournir l'énergie demandée).

Accord de transport

Convention entre l'entreprise de transport et l'utilisateur du réseau de transport permettant à l'utilisateur du réseau de transport d'accéder au réseau

Accord de coopération

Accord entre l'ET et le GRD.

5.2.4. Echange d’information

La liberté de choix des utilisateurs finals dans le marché de l'énergie a pour conséquence que de nombreuses informations doivent être échangées entre les acteurs de marché concernés. Ces données ont trait à l’identification des parties, aux caractéristiques techniques des installations, aux consommations mesurées, aux modifications des processus (changement, fin de fourniture par fin de contrat ou défaut de paiement, nouveau raccordement, ouverture ou fermeture de compteurs).

L'efficacité de l'échange de données entre acteurs du marché est cruciale pour un bon fonctionnement du marché. Non seulement la facture finale du client peut se trouver majorée lorsque l'on ne choisit pas la manière la plus efficace dans la communication des données. Egalement, on peut créer pour les fournisseurs d'énergie, des seuils qui rendent plus difficile leur entrée dans le marché, voire

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même l'empêchent. Des erreurs systématiques ou des retards dans l'échange des données peut même conduire à un arrêt de l'activité d'un fournisseur. La quantité d'informations qui est échangée est très grande et chaque petite partie de cette information a une petite valeur ajoutée relative. Néanmoins, leur défaut peut conduire à dès procédures compliquées et coûteuses qui doivent être évitées au maximum.

Le choix du système idéal ne va pas de soi. Fournisseurs et gestionnaires de réseaux regardent cette problématique sous leur propre angle et placent différemment leurs accents. Dans le cadre de son rôle de supervision, le régulateur est concerné par la mise en place et le suivi des règles techniques en matière d'échange de données.

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L'unbundling du marché de l'électricité a conduit à une scission entre les segments non concurrentiels (les gestionnaires de réseaux) et les segments concurrentiels (fournisseurs et producteurs). En première instance, la scission a conduit irrémédiablement à une augmentation des coûts de transaction entre ces segments (et éventuellement à l'intérieur de ceux-ci). Un défi pour le succès de la libéralisation du marché de l'électricité est le maintien aussi bas que possible de ces coûts de transaction.

Selon le point de vue du régulateur de marché, une analyse peut être faite en termes d'effectivité des processus (le résultat voulu est-il atteint ?) et en termes d'efficacité (cela se déroule-t-il de manière efficiente en termes de coûts ?). Les processus doivent mettre en exécution les dispositions des textes légaux et réglementaires et le régulateur doit ici exercer son contrôle. Les processus actuels sont en de nombreux points encore perfectibles. Certains processus automatiques doivent être adaptés manuellement ou modifiés par des approches créatives pour pouvoir correspondre à la réglementation. A l'inverse, la pratique montre que le cadre légal et réglementaire doit encore être complété pour certains processus.

En termes de résultats, il convient que le produit final puisse répondre en première instance aux exigences fixées dans le cadre juridique. Dans le souci de fonctionnement du marché, une exécution uniforme (application identique à toutes les parties) et univoque (aucun espace, ne doit être laissé pour des interprétations différentes) des principes de base est d'importance primordiale. La participation de tous les acteurs du marché concernés dès le premier stade est nécessaire pour pouvoir estimer l'impact sur les processus qui sous-tendent l'activité et pouvoir définir («Must have » vs « Nice to have ») des priorités sur cette base avec d'éventuelles corrections et discussions. L'élargissement du cadre des activités dans le contexte du développement des versions de UMIG montre l’importance d'une plate-forme sur laquelle des discussions peuvent trouver un terrain d'entente pour la mise en place d'un texte commun.

En termes d'efficacité, un délicat équilibre doit être trouvé entre les coûts régulés des gestionnaires de réseaux et les coûts compétitifs des fournisseurs. On doit ici poursuivre un optimum de marché en évitant les coûts dans un segment si une approche alternative peut les mettre en place de manière plus efficace dans l'autre.

5.2.4.1. Définitions

- Atrias

L’organisation Atrias a été créée à l’initiative des gestionnaires du réseau de distribution afin d’assurer un échange d’informations effectif au sein du marché libéralisé de l’énergie en Belgique. Ainsi, Atrias a rédigé un guide d’implémentation (UMIG pour Utility Message Implementation Guide) décrivant les scenarii d’échange d’informations et les messages associés. Toute partie du marché voulant échanger des informations structurées de manière électronique

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devra adhérer aux principes édictés dans l’UMIG et être accrédité par l’organisation Atrias.

Cette dernière rédige également des recommandations d’usage proposant un support additionnel à l’implémentation proposée par l’UMIG. Ces recommandations, qui se distinguent du guide d’implémentation dans la mesure où elles ne sont pas soumises au contrôle du régulateur, sont désignées par l’acronyme UMIR (Utility Market Implementation Recommendations).

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- UN/EDIFACT

Lors d’échange de données par des méthodes de télétransmission, un langage commun devrait être utilisé, constitué de protocoles et standards reconnus par tous les acteurs associés à cet échange. Si un protocole universel n’est pas utilisé, à chaque échange d’infirmations devra être associé un accord bilatéral préalable sur le langage utilisé. Etant donné le contexte particulier du marché de l’énergie ; à savoir le nombre important d’acteurs et le volume considérable d’informations à échanger, cette approche bilatérale n’est pas réalisable en pratique.

A moins de n’utiliser que des systèmes informatiques compatibles, la seule solution viable pratiquement fut de structurer les échanges d’informations digitales selon des règles communes. Des procédures de communication ont ainsi été élaborées.

Ces considérations ont conduit les organisations commerciales et politiques au développement d’une norme spécifique pour l’échange électronique d’informations pour les secteurs de l’administration, du commerce et du transport : L’UN/EDIFACT (United Nations/Electronic Data Interchange For Administration, Commerce and Transport). Cette norme constitue donc le point de départ du format de communication utilisé spécifiquement au sein du marché Belge de l’énergie, et qui a conduit à l’élaboration de procédures de communication.

- Ediel:

Les intervenants sur le marché en Belgique ont opté de commun accord pour la norme EDIEL. EDIEL signifie Electronic Data Interchange in the EL

ectricity industry (échange électronique de données dans le secteur de l'électricité). Les GRD du marché du gaz utiliseront également ce protocole de communication. La norme EDIEL a dès lors été adaptée pour supporter les aspects spécifiques du marché du gaz. Nous constatons également que l'ET relative au marché du gaz “en amont” utilise la norme EDIG@S, conformément aux accords entre les différents acteurs de ce marché du gaz au niveau européen (groupe de travail gaz EASEE).

- Registre d’accès:

Comme indiqué dans l'introduction, les gestionnaires de réseaux assureront le suivi des switchs à chaque point d'accès. En d'autres termes, le gestionnaire de réseau tiendra un registre de l'ensemble des points d'accès avec l'identification du fournisseur et du responsable d'équilibre/Utilisateur

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du réseau de transport par point d'accès. Toute modification à ces informations sera communiquée par des messages EDI ou via le webEDI. La tenue d'un registre des points d'accès signifie que chaque point d'accès doit pouvoir être identifié individuellement. Comme indiqué ci-dessous, on utilise pour ce faire une numérotation EAN (European Article Numbering). Le fournisseur et le responsable d'équilibre pour chaque point d'accès seront reconnus par un numéro d'identification unique de partie. C'est également l'une des finalités de la numérotation EAN. - Point d’accès

Un point où l'on mesure des produits énergétiques. C'est la plus petite unité pour laquelle une responsabilité d'équilibre existe et où un switch fournisseur peut intervenir. Il peut s'agir d'un point physique ou logique. - Codes EAN (European Article Numbering) - GLN

Le numéro EAN-GLN (Global Location Number) prévoit d'attribuer des numéros illimités à des entités légales, des parties commerciales et des localisations, afin de répondre aux besoins du commerce électronique. Ce numéro EAN-GLN sera utilisé par le gestionnaire du réseau de distribution afin d'identifier chaque partie du marché de manière unique. Les parties du marché qui distribuent de l'électricité et du gaz doivent utiliser des numéros EAN-GLN différents en fonction de leur rôle de fournisseur d'électricité ou de gaz. Cette disposition s'applique tant pour le rôle de fournisseur que pour le rôle de responsable d'équilibre. Cependant, le GRD qui peut gérer un réseau d'électricité et un réseau de gaz utilise un seul numéro EAN-GLN pour les deux énergies.

- GSRN:

Le numéro EAN-GSRN (Global Service Relation Number) est un schéma de numérotation unique qui permet à un sous-traitant (public ou privé) d'assurer des services et des besoins dans le cadre d'accords de coopération existants. Ce numéro EAN-GSRN sera utilisé dans le secteur de l'énergie afin d'identifier chaque point d'accès de manière unique. Remarque : si un même immeuble abrite un raccordement d'électricité et un raccordement de gaz, les deux raccordements recevront un numéro EAN-GSRN distinct.

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6. La promotion des énergies renouvelables

Ce chapitre présente les raisons qui ont conduit un nombre croissant d’états à adopter des systèmes de promotion d’énergie renouvelable. Les principaux points d’attention liés à la conception de ces systèmes seront abordés ainsi que les options possibles pour y faire face. Enfin, nous verrons comment les autorités publiques ont réellement exercé leurs choix en présentant les divers systèmes mis en place dans l’espace Européen et en Belgique.

6.1. Mécanismes de promotion

6.1.1. Objectifs poursuivis

L’Agence Internationale de l’Energie (2008) considère la mobilisation d’un large panel de technologies de production d’énergie comme une nécessité pour répondre aux défis liés à la transition vers un monde disposant de sources d’énergie propres, fiables et compétitives. Les technologies d’énergie renouvelable ont, à cet égard, un rôle important à jouer, ce pourquoi nombre de pays ont accompli des progrès significatifs dans la promotion des énergies renouvelables. Néanmoins, d’importants obstacles subsistent et des efforts conséquents doivent encore être accomplis.

Ces mécanismes de promotion visent l’intégration massive des technologies renouvelables en accélérant la maturité technologique des différentes filières de production. L’atteinte de cet objectif premier contribue également à d’autres objectifs, notamment la réduction des émissions gaz à effet de serre.

La société civile vit l’émergence de divers mécanismes, en réponse aux crises énergétiques et environnementales causées par l’utilisation intensive des ressources fossiles. La promotion des énergies renouvelables a donc été mise en œuvre, en complément d’autres mesures, et ne doit pas être confondue avec le marché européen d’échange des droits d’émissions de CO2.

Ces deux types d’initiatives sont bien sûr complémentaires dans la conduite d’une transition du système énergétique mais leur finalité est différente.

- La réduction des émissions de gaz à effet de serre constitue une politique curative, visant à pallier aux manquements les plus immédiats et les plus évidents de l’activité humaine en internalisant des nuisances précédemment externalisées.

- La promotion de l’énergie renouvelable est une politique préventive car visant à modifier à la source et durablement une activité humaine basée sur l’utilisation intensive des énergies fossiles. Les visions politiques s’attachent ici à définir le

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plus long terme, où une intégration massive des énergies renouvelables sera rendue possible par une accélération de la maturité des différentes filières technologiques de production d’énergie renouvelable.

Le graphique suivant illustre ce propos par une comparaison du niveau de soutien en fonction du type d’objectif poursuivi. Les deux marchés visent bien à combler un surcoût de façon à assurer la rentabilité des mesures promues. Parmi celles-ci, seule l’efficacité énergétique présente un coût négatif.

Les économies réalisées permettent en effet de couvrir l’investissement initial. Le marché européen des droits d’émission (EU-ETS) exerce toutefois une influence déterminante dans le secteur de la production électrique. La valorisation du carbone conduit les opérateurs à favoriser des centrales à faible émission et donc à remplacer les centrales au charbon par des centrales alimentée par du gaz naturel (fuel switching). A long terme, ce marché vise à assurer la profitabilité des techniques de capture et de stockage du carbone.

Mesures de réduction des émissions de CO2 et niveau de soutien nécessaire (€/tCO2)

Le marché des certificats verts en Région Wallonne (RW-CV) se situe à un niveau de soutien supérieur compte tenu des surcoûts plus importants empêchant la rentabilité des mesures promues. La promotion des différentes filières de production d’énergie renouvelable permet une réduction des émissions de CO2 mais à un coût bien plus élevé que des mesures visant à améliorer l’efficacité énergétique, donnant là la preuve que ces mesures poursuivent des objectifs différents, tout en étant complémentaires.

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Le cadre législatif mis en place par l’Union Européenne place la promotion des sources d’énergie renouvelables au premier rang de ses priorités, pour les motifs suivants :

- sécurité et de diversification d’approvisionnement - protection de l’environnement - cohésion économique et sociale

Ce cadre communautaire fixe un objectif de 20% de la consommation finale en 2020, traduit en une directive (2001/77/CE) relative à la promotion de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables sur le marché intérieur de l’électricité. Cet objectif a d’abord été défini à l’échelle européenne puis a été traduit en objectifs nationaux pour chacun des états-membres. Il est toutefois essentiel de remarquer que la directive prévoit une obligation de résultat, par la définition d’un objectif quantifié, sans pour autant définir les moyens et les mesures à mettre en œuvre au niveau des Etats-membres pour atteindre celui-ci.

Ceci traduit les principes européens de subsidiarité, selon lequel toute action doit être entreprise au niveau le plus proche possible des citoyens, et de proportionnalité, privilégiant les moyens les moins contraignants pour les Etats-membres. Toutefois, le lecteur pourra s’étonner du manque d’encadrement au niveau des moyens employés compte tenu de la nature du problème que cette politique est censée résoudre, à savoir l’approvisionnement énergétique face à l’épuisement des ressources fossiles et la protection de l’environnement en vue d’atténuer l’effet du réchauffement climatique causé par les émissions de gaz à effet de serre.

La liberté laissée par l’Europe dans la définition des moyens pour atteindre l’objectif fixé découle de la disparité des potentiels nationaux, et surtout des niveaux de maturité de développement du secteur au sein des différents Etats-membres. En effet, la mise en place d’un bouquet énergétique reposant sur une part substantielle de sources d’énergie renouvelables doit être suffisamment diversifié et toute politique de promotion des sources d’énergie renouvelables devra favoriser des technologies aux niveaux de maturité très différente, depuis le stade de recherche et développement jusqu’au stade d’industrialisation. Cette réalité, couplée à la nécessité de prendre en compte les potentialités locales de chacun des Etats-membres ainsi que la nécessité de renforcer l’activité économique locale, a conduit les pays (voire les régions les constituant) à définir des systèmes de promotion locaux.

Comme illustré sur la figure suivante, les contraintes financières et techniques sont très différentes d’un stade à l’autre du développement. Les politiques énergétiques

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visant à accélérer le développement de ces technologies devront donc combiner des mécanismes de promotion flexibles et dont le niveau de soutien est adapté selon le niveau de maturité des technologies dont on vise à accélérer l’émergence.

Evolution de la maturité technologique (IEA, 2008)

Certaines de ces technologies sont très proches du stade de commercialisation et devraient être implantées en priorité. D’autres technologies disposent d’un large potentiel mais sont moins matures et nécessitent une vision à long terme. La réduction du coût de ces technologies ne pourra se faire sans un effort combiné dans la recherche et le développement ainsi que dans la gestion de la connaissance liée à leur déploiement.

Ce constat confirme la nécessité d’une approche à long terme basée sur des subventions permettant de combler le surcoût des technologies. Toutefois cela nécessite également une flexibilité permettant de faire évoluer les subventions en adéquation avec la maturité croissante des technologies. Ces conditions nécessaires de vision à long terme et de flexibilité sont-elles suffisantes pour permettre l’intégration des sources d’énergie renouvelables ?

Sans doute cette question a-t-elle fait l’objet d’attention de la part des autorités publiques chargées de définir les systèmes de promotion. Bénéficiant du retour d’expérience de pays ayant mis en œuvre avec succès de tels mécanismes de promotion, mais aussi sur base d’expériences moins concluantes, l’Agence Internationale de l’Energie (2008) a dégagé un certain nombre de principes à respecter lors de la mise en œuvre de ces mécanismes :

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- Améliorer le fonctionnement du marché en veillant à supprimer les barrières non économiques

- Etablir un cadre prédictible pour attirer les investisseurs - Mettre en place des soutiens dégressifs avec le temps pour s’adapter à la

croissance de maturité technologique et atteindre un niveau de compétitivité - Prévoir des soutiens adaptés à la maturité des différentes filières pour atteindre

un bouquet énergétique réalisant une large part des potentiels nationaux - Prendre en compte l’influence sur le système d’une intégration accrue de

productions vertes

Comme nous venons de le voir, ces systèmes ont en commun de favoriser l’émergence de technologies par des mécanismes de promotion. Ces mécanismes permettent de compenser les surcoûts de production des filières renouvelables par rapport au prix de marché de l’électricité. Pour différentes raisons, de nombreuses formes d’énergie, à un moment ou à un autre de leur histoire, ont été aidées par les pouvoirs publics, que ce soit sous la forme d’un marché protégé, d’aides à l’innovation, de subventions d’exploitation ou de fiscalité incitative.

6.1.2. Types de mécanismes

Les mécanismes mis en place au sein de l’Union Européenne sont généralement distingués selon qu’il utilise un instrument de prix (prix de rachat garantis notamment) ou celui basé sur la quantité (fixation de quotas à respecter).

En pratique, le système des prix de rachat garantis est privilégié en Europe, mais certains pays ont opté pour un système de quotas individualisés (système dit de certificats verts), comme illustré ci-contre.

Ces systèmes présentent sur le plan théorique des avantages et inconvénients qu’il convient de préciser avant de décrire la manière dont ils ont pu être mis en œuvre en pratique. Nous verrons en effet qu’il n’existe pas de système idéal à priori et que toute mise en œuvre de la part de l’Autorité publique visera à répondre aux faiblesses intrinsèques du type de système choisi.

Hansen et al. (2010) distingue 4 types de système et explicite leurs avantages et inconvénients respectifs. Systèmes de promotion en Europe

(IEA, 2008)

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6.1.2.1. Prix de rachat garanti

Il s’agit d’imposer aux compagnies d’électricité (généralement celles disposant d’un monopole naturel, à savoir les gestionnaires de réseau), l’achat de l’électricité produite par les producteurs raccordés à leur réseau, à un tarif fixé par l’Autorité Publique et garanti sur une certaine période. Ce tarif de rachat est sensiblement plus élevé que le prix de l’électricité « grise » observé sur le marché de manière à combler le surcoût et à attirer les investisseurs. Le prix de rachat est parfois décroissant sur la période et le surcoût engendré par ce système est répercuté dans les tarifs d’utilisation du réseau, à la charge du consommateur final.

Un tel système présente des avantages :

- Stabilité du revenu pour le producteur, indépendant des prix de l’électricité grise

- Transparence de la répercussion et facilité de mise en œuvre - Les coûts de transaction sont faibles.

Mais il présente plusieurs inconvénients :

- Les prix de rachat garantis ne donnent aucune certitude quant à la quantité d’électricité verte qui sera produite. L’estimation initiale des coûts de production par l’Autorité Publique peut conduite à une quantité plus faible (importante respectivement) en cas de sous-estimation (sur-estimation).

- Le prix de rachat étant le même pour tous, ils ne tiennent pas compte des contraintes liées à un nombre limité de sites performants, ce qui est de nature à générer des rentes différentielles.

6.1.2.2. Quota avec enchères concurrentielles

L’ Autorité Publique fixe un objectif quantitatif d’électricité verte et procède par appels d’offre. C’est par exemple le cas avec l’éolien off-shore dans plusieurs pays européens. Les producteurs retenus au terme de l’appel d’offre, selon le critère de l’ordre de mérite, bénéficient d’une garantie d’achat sur la durée prévue au contrat. Il s’agit donc d’un système de prix garanti tout au long de l’investissement mais dont les prix fluctuent selon les conditions des offres retenues.

Ce système présente des avantages :

- L’ Autorité Publique maîtrise le volume d’électricité verte qui sera injectée sur le réseau.

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- Le recours à un mécanisme d’enchère devrait permettre de faire correspondre le prix de marché avec le coût marginal mais, quel que soit le système d’enchères retenu, des rentes subsistent, notamment informationnelles.

Ce système présente néanmoins des inconvénients :

- Les réponses aux appels d’offre sont incertaines - Le système des enchères est générateur de coûts de transaction

6.1.2.3. Quotas adossés à un marché de certificats verts

Des quotas individuels de production ou de fourniture d’électricité verte sont cette fois imposés par l’Autorité Publique aux producteurs et/ou aux fournisseurs d’électricité. Les opérateurs concernés peuvent respecter cette obligation de trois façons :

- Soit en produisant l’électricité verte - Soit en achetant cette électricité à un producteur vert - Soit en acquérant sur le marché les certificats verts correspondant à de

l’électricité verte produite par des opérateurs qui ne sont pas soumis à de telles obligations ou qui produisent cette électricité au-delà de leur quota.

Les producteurs d’électricité verte reçoivent alors pour chaque unité produite un certificat et ils vendent deux biens distincts sur le marché :

- L’électricité verte « physique » est vendue sur le marché de gros de l’électricité, au prix de l’électricité conventionnelle

- Le certificat vert, qui représente la valeur ajoutée de cette électricité, est négocié sur le marché des certificats verts. Le prix du certificat est en principe égal à la différence entre le coût marginal de cette électricité verte et le prix de l’électricité conventionnelle.

Ce système présente des avantages :

- Il incite les producteurs les plus performants à développer leur production d’électricité verte, donc conduit à une allocation optimale des efforts

- C’est un système à priori moins coûteux pour le consommateur que le système de prix de rachat garantis. De plus, le surcoût est ici proportionnel à la consommation d’électricité alors qu’avec les prix garantis, le surcoût est forfaitaire.

Mais il présente néanmoins des inconvénients :

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- Il engendre des coûts de transaction élevé : vérifier que les quotas sont bien respectés et organiser le marché des certificats

- Du fait de l’étroitesse, donc de la faible liquidité du marché des certificats, on constate souvent une forte volatilité du prix des certificats verts (cas où le marché reste national, voire régional)

- Il faut éviter d’attribuer des certificats verts à des installations amorties ou à des opérateurs qui auraient, dans tous les cas, choisi de produire de l’électricité verte. Cela génère un effet d’aubaine et leur procure des revenus injustifiés.

Ce système se distingue des deux premiers par un partage des risques entre l’Autorité Publique et les participants au marché, comme nous le verrons par la suite.

6.1.2.4. Financement volontaire

Le consommateur peut être disposé à payer l’électricité verte à un prix supérieur au prix de l’électricité conventionnelle s’il a le sentiment qu’il contribue ainsi à préserver l’environnement.

Ce type de système a été mis en œuvre en parallèle avec les précédents par la création d’un marché européen des labels de garantie d’origine. Ces labels constituent donc un revenu supplémentaire pour le producteur vert, par leur vente à un fournisseur d’énergie désirant « verdir » sa fourniture. Ils ne sont pas soumis à quota et s’échangent au niveau européen. Les labels ne permettent pas de répondre aux obligations de quotas de certificats verts et se valorisent à un niveau nettement inférieur à ces derniers.

Bien que ces labels aient un impact sur l’activité de fourniture d’électricité, il n’est pas aussi important que celui des autres mécanismes. Nous l’exclurons donc du périmètre de notre recherche mais retiendrons qu’ils constituent une source de revenu pour le producteur, de différentiation commerciale pour le fournisseur et de coût, voire de confusion, pour le consommateur.

6.1.3. Mécanismes de promotion en Belgique

Sur base de ce bref panorama des options offertes à l’Autorité Publique lors de la définition des mécanismes de promotion, nous nous focaliserons dans un premier temps sur la situation Belge qui, en raison de sa complexité institutionnelle, présente une richesse indéniable quant aux différents systèmes mis en place en son sein. Le

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mécanisme d’application en Région Wallonne sera abordé plus en détail et constituera par la suite notre périmètre de recherche.

6.1.3.1. Fédéral

Afin de stimuler la production d’énergie renouvelable en mer (off-shore), un système d’octroi de certificats verts a été mis en place au niveau fédéral. Ces certificats sont octroyés à des installations qui produisent de l’électricité dans les espaces marins sur lesquels la Belgique peut exercer sa juridiction conformément au droit international de la mer.

Afin de soutenir financièrement la production d’électricité au sens large du terme, l’Etat fédéral a élaboré un système de prix d’achat minimaux qui ne se limite pas aux installations off-shore. Ainsi, le gestionnaire du réseau de transport local est obligé d’acheter à un prix minimal garanti les certificats verts provenant d’électricité verte produite à partir d’installations off-shore et d’autres sources renouvelables et délivrés tant par les autorités fédérales que régionales. Dans la pratique, il est un fait que le gestionnaire du réseau de transport connaît une obligation d’achat de certificats verts par le biais de trois canaux distincts :

- énergie éolienne off-shore – prix minimaux garantis - toutes les sources d’énergie renouvelables – prix minimaux fédéraux - toutes les sources d’énergie renouvelables – prix minimaux régionaux

6.1.3.2. Régional flamand

La Flandre distingue un système de certificats verts et un système de certificats de cogénération.

Ce système repose sur deux piliers :

- Les producteurs d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables ou de cogénération reçoivent respectivement un certificat vert ou de cogénération. Le producteur reçoit un certificat vert par tranche de 1 MWh, produite en Flandre et injectée sur le réseau ou autoconsommée. Dans le cas des certificats de cogénération, un certificat est octroyé par tranche de 1 MWh d’énergie primaire dont le recours à une installation de cogénération a permis l’économie. Ces certificats sont ensuite échangés sur le marché, organisé par le régulateur, ou vendus au gestionnaire de réseau de distribution sur base d’un

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prix de rachat garanti fixé par l’autorité publique. Ce dernier est différencié selon la technologie.

- L’obligation de remettre des certificats pour les fournisseurs sur base de quotas définis par l’autorité publique régionale.

Les fournisseurs se voient imposer l’obligation de remettre trimestriellement au régulateur des certificats verts pour un pourcentage déterminé (quota) de l’électricité fournie en Région Flamande. Des exonérations de remise de certificats verts pour les plus grands consommateurs sont prévues.

En cas de certificats verts manquants, le fournisseur est tenu de payer une amende, ce qui le libère de son obligation de remise.

6.1.3.3. Régional bruxellois

Comme la Flandre, Bruxelles connaît un système de certificats verts qui sont octroyés pour la production d’électricité tant à partir de sources d’énergie renouvelables qu’à partir de centrales de cogénération.

- octroi des certificats verts :

Un certificat vert est octroyé à chaque fois que l’installation considérée permet d’éviter l’émission de 217 kg de CO2. Il n’y a pas d’obligation d’achat à prix minimal garanti définie au niveau régional.

- remise de certificats verts par les fournisseurs :

Le principe des quotas est également d’application. Chaque certificat vert manquant donne lieu à une amende de 100€ dont le paiement libère le fournisseur de son obligation de remise.

6.1.3.4. Régional wallon

Comme en Flandre et à Bruxelles, la Région wallonne a opté pour un mécanisme de soutien reposant sur une obligation de service public à charge des fournisseurs d’électricité et des gestionnaires de réseau. Cette obligation de service public est exécutée au moyen d’un mécanisme de certificats verts.

Sur base de cette obligation de service public, le Gouvernement wallon fixe un quota annuel de certificats verts à rendre au régulateur, la Commission Wallonne pour l’énergie, sous peine d’amende, fixée à 100€. Ces certificats verts acquièrent dès lors une valeur d’échange sur un marché distinct de celui de

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l’électricité. Ils sont octroyés trimestriellement aux producteurs verts, proportionnellement à la quantité d’électricité nette produite. Ces certificats verts sont ensuite vendus par les producteurs aux acteurs contraints de présenter un retour de quota, à savoir les fournisseurs et les gestionnaires de réseau. Ceux-ci répercutent le coût de l’obligation de service public au client final. L’ensemble des acteurs du marché sont donc impliqués dans ce marché.

Acteur chargé de la gestion du système, le régulateur dispose pour ce faire de multiples leviers d’action qui visent à influencer l’offre ou la demande.

A l’origine, le nombre de certificats verts octroyé au producteur d’électricité verte était uniquement proportionnel à l’électricité nette produite ainsi qu’à un coefficient environnemental représentatif du taux d’économie de CO2 (462kg de CO2 par MWh) réalisée par une installation de production d’électricité d’origine renouvelable ou de cogénération. Le mécanisme à évolué une première fois en 2007 afin de modifier le taux d’octroi en fonction de l’âge de l’installation de production d’électricité verte, de sa rentabilité et de la filière de production. Ce coefficient économique devait permettre de diminuer l’octroi de certificats verts aux installations « historiques » ou à celles dont la rentabilité ne nécessite pas un soutien complet au-delà des 10 premières années. Il permet également de modifier les conditions de concurrence entre les filières en accordant un coefficient multiplicateur à certaines filières privilégiées, comme ce fut le cas pour les installations photovoltaïques domestiques.

Les acteurs contraints à remplir l’obligation de service public doivent rendre un nombre de certificats verts proportionnel à l’énergie fournie. Ce nombre évolue annuellement selon la valeur du quota décidée par l’autorité publique.

De plus, l’autorité publique a voulu encadrer l’évolution du prix des certificats verts en fixant, en tant que prix plafond, un niveau d’amende de 100€ et un prix de rachat minimum garanti de 65 €, constituant ainsi un prix plancher.

Enfin des exonérations de certificats verts ont été prévues pour les plus gros consommateurs d’électricité. Les fournisseurs alimentant un client final dont la consommation trimestrielle est supérieure à 5 GWh peuvent bénéficier d’une réduction du nombre de certificats verts à remettre au régulateur. Les réductions de coût résultant de ces dispositions doivent alors être répercutées directement par les fournisseurs sur chaque client final qui en est à l’origine. Ces clients doivent conclure des accords de branche, convention passée avec la Région wallonne visant à améliorer leur efficience énergétique, pour pouvoir bénéficier de cette mesure.

Par rapport au système flamand, il existe donc quelques différences significatives :

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- Pas de distinction entre énergie renouvelable et cogénération - Un certificat vert est octroyé à chaque fois qu’une installation de

production permet d’éviter l’émission d’une quantité de CO2 correspondant à la quantité produite par une filière classique de production d’électricité de référence pour 1 MWh. Le nombre de certificats verts octroyé dépend donc de la technologie.

- Le prix minimal garanti est défini par certificat vert, sans distinction de la filière technologique à l’origine de sa production.

6.1.4. Comparaison des mécanismes

La Belgique compte donc en principe 4 marchés de certificats verts, à savoir un par niveau de compétence. En pratique toutefois, il n’existe pas de marché de certificat vert fédéral, compte tenu de l’absence d’obligation de remise fédérale de certificat vert. L’absence d’élément de pénurie fait que le système fédéral est pas assimilable à un mécanisme de marché, le revenu que le producteur tire des certificats verts octroyés étant fixe. Il ne s’agit pas non plus d’un système de prix de rachat garanti puisque le revenu du producteur venant de la vente d’électricité sera variable.

Sur les trois marchés régionaux, trois prix différents se forment compte tenu des niveaux relatifs de l’offre et de la demande, des prix minimaux garantis et du niveau de l’amende. Les certificats verts flamands ne peuvent pas être échangés avec des certificats wallons et bruxellois en raison des différences techniques. Ces derniers sont quant à eux interchangeables moyennant certaines limitations.

Le tableau suivant résume les différences fondamentales entre les 4 systèmes de

promotion.

Fédéral Flandre Wallonie Bruxelles Obligation de quota NON OUI OUI OUI Octroi de CV différent par technologie

- NON OUI OUI

Prix minimum garanti OUI OUI OUI NON Prix minimum différent par technologie

- OUI NON -

Amende - 125€ 100€ 100€ Tableau 2 – Différences structurelles des systèmes de promotion en Belgique

Enfin, la figure suivante illustre les objectifs fixés par les autorités régionales pour les années futures. Nous constatons de grandes différences, explicables par le potentiel local de production ainsi que par l’ambition exprimée par les autorités publiques régionales.

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Figure 2 – Quotas régionaux d’électricité verte (CwaPE, VREG, Brugel, 2011)

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6.2. Evolution du marché

Cette deuxième partie illustre l’évolution du marché des certificats verts en Région Wallonne pour l’année 2009 et présentera successivement les statistiques relatives à l’offre, à l’échange et à la demande de certificats. Enfin, nous évaluerons le degré de concentration du marché.

6.2.1. L’offre de certificats verts

L’offre de certificats verts renvoie au parc d’unités de production d’électricité verte et à la quantité d’électricité produite par celui-ci et finalement à la quantité de certificats verts octroyés aux producteurs. Le tableau suivant résume l’état de la production en 2009 :

Filière de production

Nombre de sites

Puissance (kW)

Production (MWh)

Taux d’octroi (CV/MWh)

CV octroyés

Photovoltaïque 12364 46.581 22.233 6,84 152.004

Hydraulique 73 108.233 317.582 0,53 167.623

Eolien 43 325.449 496.561 1 496.410

Biomasse 8 93.727 559.207 0,69 385.731

Cogen biomasse 45 152.349 814.675 1,05 851.714

Cogen fossile 43 170.602 916.388 0,13 114.781

Total 12576 896.941 3.126.646 - 2.168.263

Tableau 3 – Données de production d’électricité verte en 2009 (CwaPE, 2010)

Le parc de production se répartit en différentes filières de production dont la ventilation est illustrée par les figures suivantes. La puissance installée renvoie à la capacité de production tandis que la production est relative à la quantité d’électricité effectivement fournie. Enfin, le volume d’électricité produit est traduit en volume de certificats verts octroyés, sur base des taux d’octroi.

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Figure 4 – Parc de production par filière Figure 5 – Electricité produite par filière

Figure 6 – Ventilation des certificats verts octroyés par filière (CwaPE, 2010)

Ces figures appellent les commentaires suivants :

- La filière photovoltaïque est prépondérante en termes d’unités installées. Compte tenu de leur faible puissance unitaire, elle ne constitue toutefois qu’une contribution relativement faible dans le parc de production. Son poids relatif est toutefois plus important une fois la quantité d’électricité produite traduite en certificats verts octroyés. Ceci est dû à un taux d’octroi élevé de certificat vert par unité d’électricité produite.

- La filière éolienne est fortement représentée en terme de puissance installée

mais représente une contribution plus faible une fois rapportée à la production

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d’électricité. Ceci découle de sa durée d’utilisation plus faible que pour les autres filières, à l’exception de la filière photovoltaïque. Ces deux filières ont en effet ceci de particulier de dépendre de sources d’énergie renouvelables au caractère intermittent et à la disponibilité limitée (vent et ensoleillement).

- La cogénération fossile présente un taux d’octroi relativement faible, compte tenu de son taux d’économie de CO2 défavorable.

6.2.2. L’échange de certificats verts

Les certificats verts sont échangés entre les acteurs de marché, principalement entre producteurs, auxquels sont octroyés les certificats, et les fournisseurs, lesquels sont soumis à l’obligation de quota. Toute transaction relative à un certificat vert doit être notifiée au régulateur pour être authentifiée et inscrite dans le registre des certificats verts tenu par ce dernier. Ce registre permet ainsi de centraliser les certificats et d’enregistrer les opérations dans une banque de données, à savoir les octrois, annulations pour quota, transactions et expirations. Les acteurs du marché négocient les certificats librement. Une fois l’accord conclu, ils notifient les modalités de celui-ci au régulateur selon une procédure établie. Un extrait de compte est ensuite délivré aux acteurs, reprenant le détail des transactions effectuées et la situation de leur compte. Le tableau suivant reprend les volumes de transactions enregistrés par le régulateur ainsi que les prix de marché annuels.

Année Nombre de transactions

CV échangés

prix moyen (€)

prix min (€)

prix max (€)

volume d’échange (€)

2003 21 164.943 84,38 75 97 13.917.890

2004 142 326.733 91,74 85 95 29.974.485

2005 183 413.720 92,1 80 95 38.103.612

2006 213 483.697 91,58 80 96 44.296.971

2007 234 648.592 89,95 75 95 58.340.850

2008 227 919.828 88,39 75 99 81.303.597

2009 414 1.292.007 87,88 75 95 113.541.575

Tableau 4 – Données relatives à l’échange de certificats verts (CwaPE, 2010)

Les prix présentent une forte volatilité, atteignant plus de 20% en 2009, comme illustré sur la figure suivante. L’axe vertical de gauche présente le nombre de transactions réalisées au prix de marché renseigné, tandis que l’axe de droite renvoie au volume de certificats verts échangés pour le prix de marché considéré.

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Figure 7- Classe de prix du certificat vert (CwaPE, 2010)

Il ressort toutefois de cette figure que le prix de 75€ n’a été pratiqué que pour un nombre peu représentatif d’échanges, ce qui n’est pas le cas pour le prix maximum constaté (95€). La grande majorité des échanges ont été réalisés à un prix se situant entre 80 et 90€ par certificat vert.

De plus, les plus grands producteurs d’électricité verte ont été interrogés par le régulateur en 2009 afin de connaître leurs modalités d’échange. Il ressort de cette enquête, présentant un taux de réponse de près de 70%, que près de 80% des producteurs disposaient d’un contrat d’échange avec un fournisseur. Ces contrats étaient soient conclus sur base fixe (60%) ou en référence à un sous-jacent (niveau de l’amende ou prix moyen publié trimestriellement, pour 40% des contrats). Un cinquième des producteurs vendait donc leurs certificats sur le marché spot de la bourse Belpex ou en bilatéral.

Comme l’illustre le tableau ci-dessous, les contrats à prix fixes présentent généralement des prix plus élevés mais de durée plus courte que les contrats à prix variables.

Contrat prix fixe Contrat prix variable

Prix (€/CV) Durées (années) Prix (€/CV) Durées (années)

Moyenne 88 2,6 - 4,4

Maximum 92 5 95% de l’amende 10

55

Minimum 75 1 80% de l’amende 1

Tableau 5 – Modalités contractuelles d’échange des certificats verts en 2009 (CwaPE, 2010)

6.2.3. La demande de certificats verts

Chaque fournisseur est tenu de restituer au régulateur un nombre de certificats verts sur base trimestrielle correspondant au volume d’électricité fourni à ses clients finals situés en Région Wallonne, multiplié par le quota en vigueur. Cette obligation est également valable pour les gestionnaires dans la mesure où ils exercent des activités impliquant une fourniture d’électricité (couverture des pertes réseaux, fourniture pour les clients protégés et temporaires).

Les quotas en question sont des quotas nominaux mais il convient de tenir compte des mécanismes d’exonération, à destination des gros consommateurs, dans la détermination du quota réellement d’application (quota effectif).

La figure suivante illustre les quotas d’application depuis 2003 jusque 2009, en distinguant les quotas nominaux, effectifs et ceux d’application pour les clients bénéficiant de l’exonération.

Figure 8 – Evolution des quotas de 2003 à 2009 (CwaPE, 2010)

Le nombre de certificats verts remis au régulateur en 2009 en vertu de l’obligation de service public imposée aux fournisseurs et gestionnaires de réseau s’est élevé à 1.638.644. Ce nombre correspondant à la totalité de certificats verts à remettre, aucune amende n’a dû être infligée.

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Les figures ci-dessous illustrent la ventilation entre les différents acteurs soumis à l’obligation, en termes de volume fourni et de certificats verts remis. La proportion relativement plus faible de certificats verts remis par les fournisseurs EBL et ECS, entités d’Electrabel, vient du fait que son portefeuille contient la majorité des clients partiellement exonérés.

Figure 9 – Electricité fournie (CwaPE, 2010) Figure 10 – Certificats verts remis (CwaPE, 2010)

6.2.4. La concentration du marché

Nous conclurons cette partie en mettant en exergue la concentration du marché des certificats verts. Comme le montre la figure ci-dessus, illustrant le pourcentage de certificats verts octroyés et remis en fonction du nombre de participants, 50% de l’offre de certificats verts est aux mains de 3 acteurs. L’offre de certificats verts est toutefois moins concentrée que la demande. Seuls 27 entités juridiques sont contraintes de remettre des certificats verts au régulateur et constituent de ce fait l’entièreté de la demande de certificats verts.

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Figure 11 – Part de marché cumulée de l’offre (gauche) et de la demande (droite) de certificats verts (Données CwaPE, 2011)

Pour plus de clarté, nous n’avons représenté qu’une partie des participants au marché. Ceci explique le saut dans le pourcentage cumulé de certificats verts octroyés entre les participants n° 120 et n° 12470. En pratique, ces participants sont les particuliers équipés d’une installation de production photovoltaïque. Nous remarquons que ces participants, malgré leur nombre très important, ne représentent qu’à peine 7% du nombre de certificats octroyés.

Concernant la courbe représentant la demande de certificats verts, nous constatons que deux fournisseurs couvrent 62% de la demande et quatre fournisseurs 85% de celle-ci. Ces quatre fournisseurs représentent dans les faits 2 sociétés réellement concurrentes : Electrabel Customer Solutions et Electrabel dépendant du groupe GDF-Suez, tandis que SPE-Luminus dépend du groupe EDF.

La figure suivante illustre cette concentration en nombre de certificats verts octroyés et remis par les participants au marché en 2009.

58

Figure 12 – Concentration du marché en nombre de certificats verts octroyés ou rendus (2011)

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6.2.5. Répartition des risques

Le recours à un système de certificats verts plutôt qu’un mécanisme de prix de rachat garanti n’a donc pas pour effet de diminuer le risque global mais bien de le transférer en partie de l’Autorité Publique vers les participants au marché (investisseurs et acteurs contraints).

L’imperfection de l’information mise à disposition des participants quant aux courbes d’offre et de demande de certificats verts introduit une prime de risque pour l’investisseur qui n’existe pas dans un système de prix de rachat garanti. Dans ce dernier cas, seule l’Autorité Publique est exposée à ce risque et doit en assumer les conséquences.

Le tableau ci-dessous reprend les différents risques auxquels sont exposés les parties prenantes à un système de promotion de type « certificat vert » et « prix de rachat garanti ».

Acteur Risque Certificat vert

Prix de rachat garanti

Producteur vert

Revenu vente électricité Elevé Moyen

Revenu CV à court terme Moyen Nul

Revenu CV à long terme Moyen Nul

Autorité publique Objectif de production Faible Elevé

Fournisseur Coût de l’obligation Elevé Nul

Tableau 7 – Répartition des risques entre les parties prenantes

Les variation sur les revenus issus de la vente de certificats verts sont distingués en effet à court terme (variation due aux conditions climatiques intermittentes) et à long terme (variation due aux anticipations des producteurs).

En conclusion, le passage d’une forme à une autre de régulation ne créée pas en soi de nouveaux risques financiers mais transforme la nature de ce risque et l’acteur qui en supporte les conséquences. En choisissant pour un système de certificats verts, l’Autorité Publique transfère le risque lié à l’imperfection de l’information vers les investisseurs privés. Le risque pouvant se concrétiser par un volume de production différent de l’objectif établi par l’Autorité Publique devient de ce fait un risque susceptible de provoquer un prix d’équilibre différent des attentes des investisseurs. La question fondamentale à laquelle est confrontée la société civile est donc de choisir entre le paiement d’une prime de risque aux investisseurs ou de contribuer

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au financement d’investissements qui diffèrent de l’objectif fixé par l’Autorité Publique.

6.3. Critères d’évaluation

Dans cette dernière partie, nous nous attacherons à présenter les criètres à l’aide desquels nous pouvons envisager l’évaluation d’un mécanisme de promotion.

6.3.1. Sélection des critères

Pour choisir les critères au regard desquels nous évaluerons le système de promotion, nous nous sommes inspirés de ceux définis par l’Agence Internationale de l’Energie en vue d’assurer un déploiement efficace des unités de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables. L’AIE évalue les mécanismes de promotion mis en œuvre au niveau national au regard de leur effectivité et de leur efficience. L’effectivité évalue la capacité à réaliser le potentiel identifié de production. Elle renvoie également à l’atteinte des objectifs fixés par les autorités, tandis que l’efficience est la capacité du mécanisme à les atteindre au moindre coût. La stabilité des investissements est également un objet d’attention.

La promotion de l’énergie verte doit combler le surcoût de production nécessaire à la rentabilité de filières technologiques, ce qui implique que ce surcoût soit distribué parmi les contributeurs. L’autorité publique veillera à adopter un mécanisme distributif qui soit perçu par ses contributeurs comme équitable et transparent. Le Gouvernement Wallon a ainsi décidé, lors de l’adoption des quotas d’électricité verte à l’horizon 2020, d’étudier la mise en place des balises afin de renforcer l’acceptabilité sociétale du mécanisme.

La sélection des critères est un exercice délicat dans la mesure où, comme nous l’avons montré, la définition d’un système de promotion rencontrant l’ensemble des critères cités semble chose impossible. Même au niveau théorique, chaque système possède des avantages et inconvénients.

De plus, en examinant les problèmes concrets présentés plus en détail par la suite, nous avons constaté que ces critères évoluent de manière conflictuelle. L’amélioration de l’un implique généralement la détérioration d’un autre, tout aussi valable par ailleurs. Ceci oblige de procéder à des arbitrages en vue de la recherche d’un équilibre soutenable. Il nous a donc semblé que le caractère conflictuel des critères choisis assure une certaine pertinence et permet d’en valider le choix.

Ce constat nous a poussé à évaluer le système de promotion de l’électricité verte d’application en Région Wallonne non pas au regard de critères pris successivement en compte mais plutôt à sélectionner des paires de critères qui nous ont semblé contradictoires voire inconciliables.

Le mécanisme de promotion sera donc évalué au regard des critères suivants :

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- Visibilité et flexibilité - Effectivité et équité - Efficience et transparence

La figure suivante illustre la grille d’analyse constituée par ces critères. Compte tenu des caractéristiques propres au mécanisme de promotion choisi, les politiques basées sur les certificats verts sont en théorie plus efficientes et flexibles que celles basées sur les prix de rachat garanti. Ces derniers proposent toutefois des avantages en termes de visibilité et de transparence. Ces différences résultent essentiellement du fait qu’en optant pour un mécanisme de marché, l’Autorité Publique a préféré transférer aux acteurs privés une partie des risques encourus pour atteindre l’objectif de production d’électricité verte. Ce transfert de risques ne les supprime pas pour autant, les deux mécanismes ne se différencient donc pas sur le plan théorique lorsqu’il s’agit d’en évaluer l’effectivité. Enfin l’équité dépend plus des mesures d’exonération et de l’arbitrage conséquent par les autorités, que du type de mécanisme choisi.

Figure - Grille d’analyse des mécanismes de promotion

6.3.2. Visibilité et flexiblité

Ces critères renvoient d’une part au niveau de certitude offert aux investisseurs dans la production d’électricité verte et d’autre part aux dispositions permettant à l’Autorité publique d’adapter le niveau de soutien selon l’évolution de la maturité technologique des filières.

Leur association peut paraître surprenante à première vue mais il est un fait qu’ils conditionnent tous deux la stabilité du système de promotion, une visibilité suffisante permettant d’engager des investissements à moyen terme tandis que la flexibilité vise à éviter les effets d’aubaine et à renforcer son acceptabilité sociétale.

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Ceci permet alors de pérenniser le système et d’assurer sa stabilité à plus long terme.

A cet égard, nous garderons à l’esprit que le système des prix de rachat garanti (Feed In Tarif) offre en théorie une visibilité maximale pour l’investisseur mais qu’en pratique, l’inadéquation croissante entre les coûts et les bénéfices, aspect inévitable d’un système visant à accélérer la maturité technologique des filières de production, a conduit certains pays à amender, voire arrêter purement et simplement, le mécanisme de promotion.

Ceci a notamment été constaté aux Etats-Unis, comme illustré par la figure ci-contre, représentant le cycle de « Boom & bust ». Le mécanisme de promotion se base sur des crédits d’impôts dont les effets sont comparables à un système de prix de rachat garanti.

Figure 20 – Nouvelles installations éoliennes aux Etats-Unis (en MW) (AWEA, 2011)

Une des balises prévues par l’Autorité publique devra permettre une évaluation triennale des objectifs afin de fixer de nouveaux quotas pour le futur de sorte à couvrir constamment une période de 8 ans. Cela contribuera à améliorer la visibilité des investissements dans les filières technologiques, les quotas pour la période 2012-2020 ayant été définis en Février 2011.

Comme nous venons de l’expliquer, le caractère stable du système de promotion de l’électricité verte est un facteur clé pour l’atteinte des objectifs fixés. Cette stabilité ne peut toutefois être réduite à une visibilité suffisante pour l’investisseur mais doit également être complétée par des outils permettant une révision périodique des paramètres du système de promotion, afin d’en assurer la pérennité à plus long terme.

Au fur et à mesure que la maturité technologique des filières s’accroit, les coûts de production de chacune des filières diminuent. Ceci implique que soient adaptés au cours du temps les paramètres techniques et économiques fixant le niveau de soutien octroyé aux investisseurs.

Bien que les certificats verts soient octroyés pour une période de 15 ans et que les modalités d’évolution du taux d’octroi sont fixées pour cette période, les décisions d’investissement dans de nouveaux projets sont influencées par les paramètres définis par les autorités, et ce à différents niveaux : - La décision politique fixant le niveau des quotas influence de manière

déterminante la demande de certificats verts, tout comme les modalités d’exonération de certains segments de consommateurs.

63

- Certaines filières de production peuvent être affectées individuellement par les paramètres économiques dont la révision régulière est prévue dans la législation. Les décisions relatives aux taux d’octroi des filières modifient les modalités d’octroi de certificats verts et impactent l’offre de certificats.

Ces différents leviers mis au service des autorités publiques afin d’assurer une promotion durable et rapide des énergies renouvelables constituent bien entendu autant de facteurs d’incertitude pour l’investisseur potentiel mais permettent de pérenniser le système de promotion, au bénéfice de l’ensemble de ses participants.

6.3.3. Effectivité et équité

Ces critères renvoient d’une part à la capacité du système de promotion à atteindre l’objectif fixé par l’Autorité publique et d’autre part au caractère équilibré de la répercussion du coût du système de promotion parmi la société. Ces deux critères sont en effet contradictoires dans la mesure où l’Autorité publique fixe des quotas nominaux d’électricité verte qui peuvent différer des quotas effectifs.

La différence s’explique par l’application d’exonérations pour certains consommateurs. Les coûts sont en effet répartis distinctement selon le segment de clientèle considérée, selon que l’on soit un client résidentiel ou professionnel, un client protégé bénéficiant du tarif social ou encore un client industriel gros consommateurs d’énergie.

A l’heure actuelle, les gros consommateurs industriels bénéficient d’exonérations définies selon le niveau de consommation de manière progressive. Ces exonérations sont explicitement inscrites dans la législation et organisée au niveau régional, notamment par la constitution d’accords de branche visant à améliorer l’efficacité énergétique. La figure suivante présente les secteurs d’activité bénéficiant d’exonérations.

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Figure 21 – Niveau d’exonération par secteur d’activité (CwaPE, 2010)

Les clients résidentiels et professionnels ne bénéficient pas, quant à eux de mesures particulières, le quota appliqué étant égal au quota nominal. Les clients auto-producteurs se voient toutefois octroyer des exonérations, notamment par le principe de compensation qui, en déduisant la part produite de la consommation qui détermine leur contribution, permet d’inciter un plus large public à investir dans les énergies renouvelables. Enfin, certains clients bénéficient d’exonérations implicites, notamment les clients protégés bénéficiant du tarif social. Le mode de calcul du tarif social, déterminé notamment par le tarif du fournisseur le moins cher en Belgique, implique que les clients protégés soient de facto exonérés d’une partie de la contribution au mécanisme des certificats verts d’application en Région Wallonne. Tous les fournisseurs proposent en effet des tarifs identiques dans les régions de l’état fédéral au sein desquelles ils sont actifs, auxquels est ajoutée la contribution régionale appropriée. Le mécanisme de solidarité fédérale conduira donc systématiquement au choix du produit d’un fournisseur actif dans la région où la contribution régionale est la plus faible.

La figure suivante illustre l’évolution des quotas nominaux et effectifs depuis 2003 jusque 2009. Le quota applicable aux clients industriels est également présenté.

65

Figure 22 – Evolution des quotas nominaux et effectifs (CwaPE, 2010)

Le quota effectif différait de 21% du quota nominal en 2008, atteignant 6,32% pour 8% d’objectif. En 2009, du fait de la baisse d’activité économique et de consommation électrique, le niveau d’exonération s’est fixé à 19,6% (quotas nominal et effectif de respectivement 7,33% et 9%). La progressivité de l’exonération industrielle fait qu’une plus faible consommation implique une contribution plus importante relativement aux autres contributeurs.

Dans les balises prévues par l’Autorité publique, les exonérations ont été plafonnées à un niveau de 20%, de manière à soutenir une demande suffisante de certificats verts et à maintenir l’effectivité du système. Elles sont destinées aux industriels (maintien des exonérations progressives), aux plus petites entreprises qualifiées d’électro-intensives (élargissement du public exonéré par le mécanisme des accords de branche) et aux citoyens plus fragilisés (élargissement aux clients protégés).

Nous soulignerons encore le caractère conflictuel des critères en constatant que la limitation du niveau d’exonération permet de préserver l’effectivité du système mais est une contrainte pour la définition de mesures complémentaires visant à exonérer certains publics cibles. Les exonérations actuellement d’application atteigne déjà ce plafond, réduisant d’autant la marge de manœuvre dont dispose l’Autorité publique pour définir de nouvelles exonérations.

6.3.4. Efficience et transparence

Ces critères visent d’une part l’atteinte de l’objectif fixé au moindre coût et d’autre part à garantir une répercussion du seul coût réellement imputable au mécanisme de promotion.

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Le mécanisme d’échange des certificats verts reposant sur des mécanismes de marché, ils assurent une allocation efficiente des ressources par le jeu de la compétition. Les acteurs sont incités à investir dans les moyens de production les plus économiques. Ceci s’explique notamment par des taux d’octroi uniques par filière de production, qui engendrent une compétition au sein de chacune de ces filières. L’influence de la maturité technologique sur les coûts d’investissement est toutefois prise en compte, les taux étant différents entre les filières.

La transparence du système de promotion est conditionnée par une répercussion appropriée du coût supporté par les acteurs contraints. L’introduction d’une obligation de conformité, par l’imposition de quota conduit à l’existence d’une rente octroyée au producteur et un coût à charge du fournisseur, matérialisé par le certificat vert.

Bien qu’un mécanisme de marché soit réputé offrir une compétition garante d’une allocation efficiente des ressources, conduisant par là à une réduction du coût global, cela n’est pas forcément le cas en pratique. Le caractère libératoire de l’amende, en imposant un prix plafond du certificat vert, autorise le fournisseur à répercuter le coût de l’obligation sur base du niveau de l’amende. Cela engendre le risque que la répercussion soit faite sur base de ce prix plafond, plutôt que sur base du prix de marché, et nuise à la transparence du mécanisme, dont la mesure où le coût présenté au consommateur pourrait ne pas être représentatif de ce prix de marché.

En théorie, il est donc possible qu’une partie du revenu destiné initialement au producteur soit captée par le fournisseur. En pratique toutefois, il est tout aussi probable que ce surcoût ne soit en fait qu’un transfert et vienne en diminution du prix de la commodité.

Quoi qu’il en soit, nous constatons que l’introduction d’un mécanisme de marché, plutôt qu’un tarif de rachat, est susceptible d’engendrer un problème de transparence, dès lors qu’il est complété par des garde-fous visant à plafonner le prix du certificat vert et donc le coût du mécanisme pour la société.

Les critères d’efficience et de transparence sont essentiels puisqu’ils reflètent l’utilisation optimale des ressources ponctionnées chez le consommateur final et la perception que ce dernier peut en avoir. Il en découle une acceptabilité sociétale plus ou moins forte parmi les différents groupes de pression représentant les différents types de contributeurs. Ces critères conditionnent donc également l’existence même d’un mécanisme dont les coûts sont assumés par les générations actuelles au profit des générations futures, ce qui, d’un point de vue politique, lui confère un caractère précaire. Quel que soit le mécanisme choisi, il peut toujours être sujet à amendement si la société civile, par le biais de ses relais démocratiques, en exprime le souhait. Contrairement aux générations futures, les contributeurs au mécanisme peuvent donner de la voix lorsque leurs intérêts sont menacés, que ce soit pour maintenir un pouvoir d’achat ou pour préserver un niveau de compétitivité.

67

Nous allons analyser cette question en comparant l’efficience des deux mécanismes majoritairement mis en place dans l’Union Européenne, les certificats verts et les prix de rachat garantis. Nous n’allons donc pas remettre en question le bien-fondé commun aux deux mécanismes, ce à quoi bon nombre de critiques semblent s’arrêter, mais plutôt tenter une comparaison dans deux contextes représentatifs.

Afin d’évaluer l’efficacité du mécanisme de certificats verts, l’ICEDD (2010) a comparé la situation en Région Wallonne avec celle de l’Allemagne, leader européen des énergies renouvelables ayant mis en place un système de prix de rachat garanti. En 2008, la part d’électricité verte certifiée en Région Wallonne s’élève à 12,04% comprenant 8,31% d’électricité provenant de sources renouvelables. En Allemagne, la part d’électricité de source renouvelable soutenue par les tarifs de rachat dans la consommation d’électricité totale s’élève en 2008 à 14,4%.

Le premier graphique présente la répercussion du coût sur la facture des deux clients types (résidentiel et industriel), faisant apparaître des différences selon le contributeur. Les clients industriels wallons contribuent de manière plus importante qu’en Allemagne tandis que les clients résidentiels wallons paient proportionnellement moins cher. Ces données doivent toutefois être comprises à la lumière des parts respectives d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelable.

Figure 23 – Impact des mesures de soutien à l’électricité verte sur la facture d’électricité en 2008 (ICEDD, 2010)

Le graphique suivant illustre quant à lui le coût imputable spécifiquement au mécanisme de promotion (coût différentiel moyen du soutien), vu du côté de l’aide à la production d’électricité de source renouvelable pour l’année 2008. Il s’agit d’exclure la valorisation de l’électricité produite pour évaluer le surcoût effectivement comblé par le mécanisme.

7,91

12,62

2,25 1

0

2

4

6

8

10

12

14

Wallonie Allemagne

€/M

Wh

en 2

008

Client résidentiel (3500 kWh/an)

Client industriel avec plafonnements (500 GWh/an)

68

Figure 24 – Coût différentiel moyen du soutien en 2008 (ICEDD, 2010)

Globalement le coût différentiel du soutien à la production d’électricité de source renouvelable était plus élevé en Allemagne qu’en Wallonie en 2008 mais, à nouveau, il convient de garder à l’esprit que la part d’électricité verte certifiée est de 8.31% en Wallonie contre 14.4% en Allemagne.

Les balises étudiées par le Gouvernement Wallon à cet égard visent également à prévenir la spéculation sur le marché des certificats verts. Il convient de préciser que les pratiques de spéculation, telles que rencontrées sur les marchés classiques (commodités, actifs dérivés,…), se basent sur l’utilisation d’outils initialement conçus pour couvrir leurs participants contre des variations de cours. Ces produits financiers permettent la couverture de risque par l’échange de contrats forward ou d’options et présentent la particularité d’un effet de levier important. Pour un investissement initial limité, ils peuvent en effet conduire à des profits (ou des pertes) importants. Ceci est particulièrement vrai si les attentes de l’évolution de cours divergent parmi les participants et si l’actif sous-jacent présente une forte volatilité.

Ces outils financiers ne sont pas utilisés à l’heure actuelle, comme nous avons pu le constater dans la partie consacrée aux statistiques relatives à l’échange de certificats verts. A cet égard, il est un fait que la durée de validité actuelle de 5 ans des certificats verts permet d’assurer une stabilité dans la formation du prix de marché. Cette durée de validité autorise la constitution de stocks qui, bien que limités dans le temps, permettent de répondre efficacement aux conséquences d’une réalité qui différerait des attentes des acteurs.

Parmi les balises envisagées, une éventuelle réduction de la durée de validité serait susceptible d’entrainer une volatilité plus importante et de ce fait, d’encourager les participants à recourir à des contrats permettant de se prémunir contre ce risque.

6

9,5

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

10

Wallonie Allemagne

Coû

t diff

éren

tiel s

péci

fique

(€

/MW

h)

69

Ceci serait contre-productif dans la mesure où la réduction de la durée de validité créerait alors une opportunité réelle de spéculation.

Outre le maintien de cette durée, il convient de donner une bonne visibilité de l’évolution à moyen terme du prix des certificats verts. La publication fréquente d’informations fiables sur le marché des certificats verts contribue à la convergence des anticipations des acteurs et, ce faisant, concourent à limiter la volatilité du prix.

6.3.5. Enseignements

Au travers de ces différentes perspectives, nous avons voulu montrer qu’un mécanisme de marché comme les certificats verts, s’il est créé de manière artificielle par l’Autorité Publique, n’est pas sans influence sur les différentes parties impliquées. La promotion des énergies renouvelables s’inscrit en effet dans une perspective de changement, de transition vers un nouveau modèle énergétique et sociétal. Il est donc naturel que ce mécanisme de promotion rencontre des résistances et essuient des critiques, plus ou moins constructives.

Ces critiques émanent de tous les acteurs impliqués dans le mécanisme et visent à défendre leurs intérêts particuliers et légitimes. Il nous a donc semblé nécessaire d’ouvrir la perspective sur laquelle une évaluation peut se baser pour améliorer le fonctionnement du mécanisme. Le caractère conflictuel des critères d’évaluation doit permettre de relativiser des critiques excessives ou des propositions d’amendement déséquilibrées. Considérant cette conflictualité comme autant d’opportunités d’amélioration du mécanisme, nous considérons finalement cette ouverture à la critique comme la condition essentielle pour garantir l’acceptabilité sociétale du mécanisme de promotion et en assurer la stabilité à long terme.

70

7. Le développement de réseaux électriques durables et intelligents

7.1. Introduction

Dans la partie précédente nous nous interrogions sur les motivations qui ont conduit à la promotion des énergies renouvelables. Il sera à présent question des conséquences provoquées par ce choix de société.

Dans cette dernière partie, nous abordons la problématique des réseaux intelligents et notamment la manière dont l’infrastructure électrique va devoir s’adapter aux nouvelles conditions technologiques induites par la numérisation croissante de l’économie et l’intégration accrue de sources de production décentralisée.

Pour ce faire, nous décrirons en détail les travaux réalisés par la CWaPE en 2011 dans le cadre du groupe de réflexion REDI, acronyme de réseaux électriques durables et intelligents.

Après avoir décrit le contexte ainsi que la méthode utilisée pour conduire les débats, nous décrirons des études de cas représentatives des nouveaux défis auxquels le système électrique est confronté.

Parmi les mesures envisagées pour y faire face, la gestion de la demande mérite une grande attention. Une étude de potentiel y est consacrée et permettra d’envisager par après la synthèse cohérente des différents moyens d’action envisagés.

Sur base de ces éléments, la CWaPE a pu dégager une vision cohérente, tenant compte des contraintes légitimes des parties prenantes, qui sera décrite au travers des différents stades de l’intégration des productions locales au réseau.

Enfin, des pistes de mise en œuvre, suggérées aux gestionnaires de réseau, sont présentées.

7.2. Contexte

Ce chapitre a pour objet de proposer une définition fonctionnelle des réseaux intelligents et de présenter l’évolution du cadre législatif relatif au développement de ceux-ci.

71

Le développement des réseaux intelligents renvoie à l’extension et au renforcement des réseaux, ainsi qu’à leur gestion et leur maintenance, de manière telle qu’ils puissent contribuer à rencontrer les objectifs 20/20/20 de la Commission européenne en matière de lutte contre les changements climatiques. Ces objectifs ambitieux pour l’année 2020 comprennent la réduction de 20% des émissions de gaz à effet de serre, la fixation à 20% de la part des énergies renouvelables et l’économie de 20% de la consommation par l’amélioration de l’efficacité énergétique.

En effet, les réseaux intelligents sont essentiels pour permettre d’augmenter la part des énergies renouvelables car:

- ils facilitent l’intégration de la production renouvelable et décentralisée, en conformité avec la sécurité opérationnelle du système électrique et l’efficacité du marché de l’électricité ;

- ils aident les consommateurs à mieux participer au marché, non seulement en utilisant leur énergie plus efficacement mais aussi en permettant aux consommateurs d’agir en tant que producteurs (notion de prosumer) ;

- en outre, ils peuvent aussi favoriser la réduction des pertes réseaux.

7.2.1. Définition

Sur base de ces enjeux, et bien qu’il n’y ait pas de définition globale généralement admise, la Commission européenne (European Commission, 2006) a défini le réseau intelligent comme « un réseau d’électricité qui intègre intelligemment le comportement et les actions de tous les utilisateurs raccordés à ce réseau (producteurs et consommateurs) dans le but d’assurer efficacement une fourniture d’électricité durable, économique et ce, en toute sécurité ».

Les réseaux d’électricité d’aujourd’hui doivent évoluer vers des réseaux intelligents, transportant bien entendu de l’électricité, mais aussi des informations et de l’intelligence. Cette dernière se manifeste dans une meilleure utilisation des technologies et des pratiques afin de mieux planifier les réseaux futurs et de mieux gérer ceux existants, de contrôler intelligemment la production, notamment celle basée sur les sources renouvelables, et de permettre l’émergence de nouveaux services en vue d’améliorer l’efficacité énergétique.

Il est également utile de préciser que, dans le cadre de la présente étude :

- Les réseaux intelligents concernent le réseau électrique uniquement et donc pas le gaz. Ils portent tant sur le transport que sur la distribution.

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- Les réseaux intelligents ne seront pas significativement différents des réseaux d’électricité actuels constitués de câbles, lignes et postes de transformation. Cependant, les réseaux intelligents doivent permettre une gestion plus efficace des actifs existants.

- Il ne s’agit pas d’une révolution mais bien d’un processus d’évolution où les réseaux sont continuellement améliorés pour rencontrer les besoins des utilisateurs actuels et à venir. Il n’y aura donc pas de lancement des réseaux intelligents, leur promotion et mise en œuvre survenant en permanence.

- Bien que les concepts soient parfois confondus, le réseau intelligent ne se résume pas en une installation plus ou moins généralisée de compteurs intelligents. Le réseau intelligent est un ensemble beaucoup plus large de technologies et de pratiques.

- Par conséquent, les compteurs intelligents ne suffisent pas pour rendre le réseau intelligent. Ils ne sont pas forcément nécessaires dans la mesure où il est parfaitement possible d’obtenir des réseaux intelligents avec un nombre très réduit de compteurs intelligents. Ceux-ci peuvent toutefois se révéler utiles pour compléter d’autres actions imaginées dans le cadre des réseaux intelligents (comme la gestion active de la demande) ou de la domotique.

7.2.2. Cadre légal

Tant au niveau européen qu’au niveau de la législation actuellement en vigueur en Wallonie, l’intégration de la production d’électricité d’origine renouvelable constitue un objectif essentiel qui peut, selon les cas, se traduire par des obligations de raccordement, d’accès garanti ou prioritaire ou encore de compensations financières en cas d’accès flexible.

7.2.2.1. Union Européenne :

7.2.2.1.1. La directive 2009/28/CE

Le développement des énergies renouvelables et notamment de la production d’électricité à partir de sources renouvelables est une priorité pour l’Europe. Des

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objectifs quantifiés à atteindre de façon impérative ont été fixés et les moyens législatifs ont été définis pour favoriser ce développement.

Dans son exposé des motifs, la Directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources d’énergie renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2011/77/CE et 2003/30/CE, communément appelée Directive 3X20, insiste sur l’importance d’un accès garanti et prioritaire au réseau pour l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables.

Elle reconnait toutefois que dans certaines circonstances, le transport et la distribution de cette électricité ne puissent être complètement garantis sans altérer la sécurité et la fiabilité du réseau.

Les autorités européennes ont donc considéré que les réseaux intelligents étaient l’outil à développer en priorité en vue de concilier ces exigences d’intégration des productions renouvelables et de maintien de la sécurité du réseau, comme explicité par l’article 16 de cette Directive :

Article 16 - Accès aux réseaux et gestion des réseaux

1. Les États membres prennent les mesures appropriées pour développer l’infrastructure du réseau de transport et de distribution, des réseaux intelligents, des installations de stockage et le réseau électrique de manière à permettre la gestion du réseau électrique en toute sécurité et à tenir compte des progrès dans le domaine de la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables (…).

2. Sous réserve des exigences relatives au maintien de la fiabilité et de la sécurité du réseau, reposant sur des critères transparents et non discriminatoires définis par les autorités nationales compétentes:

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a) les États membres veillent à ce que les opérateurs de systèmes de transport et de distribution présents sur leur territoire garantissent le transport et la distribution de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables;

b) les États membres prévoient, en outre, soit un accès prioritaire, soit un accès garanti au réseau pour l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables;

c) les États membres font en sorte que, lorsqu’ils appellent les installations de production d’électricité, les gestionnaires de réseau de transport donnent la priorité à celles qui utilisent des sources d’énergie renouvelables, dans la mesure où la gestion en toute sécurité du réseau national d’électricité le permet et sur la base de critères transparents et non discriminatoires. Les États membres veillent à ce que les mesures concrètes appropriées concernant le réseau et le marché soient prises pour minimiser l’effacement de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables. Si des mesures significatives sont prises pour effacer les sources d’énergie renouvelables en vue de garantir la sécurité du réseau national d’électricité ainsi que la sécurité d’approvisionnement énergétique, les États membres veillent à ce que les gestionnaires du réseau responsables rendent compte devant l’autorité nationale de régulation compétente de ces mesures et indiquent quelles mesures correctives ils entendent prendre afin d’empêcher toute réduction inappropriée.

3. (…) Ces règles1

se fondent sur des critères objectifs, transparents et non discriminatoires qui tiennent compte en particulier de tous les coûts et avantages liés à la connexion de ces producteurs au réseau et de la situation particulière des producteurs implantés dans des régions périphériques ou à faible densité de population. Les règles peuvent prévoir différents types de connexion. »

7.2.2.1.2. La directive 2009/72/CE

D’autre part, la Directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil, concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité (appelée communément le « 3ème paquet législatif »), fixe des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité. Dans ce cadre, des moyens législatifs ont été mis à disposition des Etats-membres pour favoriser le raccordement de

1 Il s’agit de la prise en charge et du partage des coûts des adaptations techniques, telles que la connexion au

réseau, le renforcement des réseaux, etc.

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nouvelles installations de production d’électricité, permettre le renforcement de la capacité des réseaux et développer les réseaux intelligents.

Dans l’exposé des motifs de cette Directive, les enjeux majeurs associés au développement des réseaux intelligents sont d’ailleurs confirmés, considérant que les Etats-membres doivent encourager la modernisation des réseaux de distribution, en introduisant des réseaux intelligents de façon à encourager la production décentralisée et l’efficacité énergétique. Des pistes de solution sont également suggérées dans ce cadre où un rôle accru sera dévolu aux autorités de régulation. La Directive considère que les autorités de régulation doivent veiller à ce que les tarifs de transport de distribution soient non discriminatoires, reflètent les coûts et tiennent compte des coûts de réseau marginaux évités à long terme grâce à la production distribuée et aux mesures de gestion de la demande.

Les deux articles suivants précisent notamment les tâches des gestionnaires du réseau de transport et de distribution au regard de l’intégration des productions d’électricité à base de sources d’énergie renouvelables :

Article 23 - Pouvoir de décider du raccordement de nouvelles centrales électriques au réseau de transport

« 2. Le gestionnaire de réseau de transport n’a pas le droit de refuser le raccordement d’une nouvelle centrale électrique en invoquant d’éventuelles futures limitations dans les capacités disponibles du réseau, telles que des congestions sur des parties éloignées du réseau de transport. Le gestionnaire de réseau de transport est tenu de fournir les informations nécessaires.

3. Le gestionnaire de réseau de transport n’a pas le droit de refuser un nouveau point de raccordement au motif que celui-ci entraînera des coûts supplémentaires résultant de l’obligation d’accroître la capacité des éléments du réseau dans la zone située à proximité du point de raccordement. »

Article 25 – Tâches des gestionnaires de réseau de distribution

« 1. Le gestionnaire de réseau de distribution est tenu de garantir la capacité à long terme du réseau de répondre à des demandes raisonnables de distribution d’électricité, d’exploiter, d’assurer la maintenance et de développer, dans des conditions économiques acceptables, un réseau de distribution d’électricité sûr, fiable et performant dans la zone qu’il couvre, dans le respect de l’environnement et de l’efficacité énergétique. (…)

4. Un État membre peut imposer au gestionnaire de réseau de distribution, lorsqu’il appelle les installations de production, de donner la priorité à celles qui

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utilisent des sources d’énergie renouvelables ou des déchets ou qui produisent de la chaleur et de l’électricité combinées.»

7.2.2.2. Région Wallonne

Le Décret du 12 avril 2001 qui avait transposé la première Directive européenne organisant la libéralisation du secteur de l’électricité, avait explicitement prévu que les réseaux électriques devaient être adaptés pour rencontrer les besoins, tant ceux relatifs au prélèvement (consommation) que ceux relatifs à l’injection (production).

Article 11 relatif aux tâches du gestionnaire de réseau, §2 :

« (…) le gestionnaire de réseau est notamment chargé des tâches suivantes:

1° l’amélioration, le renouvellement et l’extension du réseau, notamment dans le cadre du plan d’adaptation, en vue de garantir une capacité adéquate pour rencontrer les besoins »

Par ailleurs, le projet d’arrêté modificatif de l’arrêté du Gouvernement wallon du 30 novembre 2006, relatif à la promotion de l’électricité produite au moyen de sources d’énergie renouvelables ou de cogénération visant à fixer les quotas de certificats verts après 2012, adopté le 10 février 2011 en première lecture, définit un objectif de 11 TWh d’électricité verte produite en Wallonie à l’horizon 2020 par la fixation d’un quota de 37,9% en 2020, confirmant la déclaration de politique régionale de la Wallonie publié en 2009.

Cet objectif est ventilé par filière dans le projet d’arrêté de la manière suivante :

- 8 TWh d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables ; - 3 TWh d’électricité issue de cogénération de qualité à partir d’énergie fossile.

7.2.3. Finalités

C’est dans ce contexte qu’a été adressée à la CWaPE, en date du 25 octobre 2010, la demande du Ministre en charge de l’énergie à l’origine du projet REDI. Les finalités de ce projet y ont été clairement établies et ont permis de définir son mandat :

« Ce groupe de travail remettra au Gouvernement un rapport sur les priorités en matière de développement des réseaux durables et intelligents en vue d'assurer l'intégration des productions décentralisées, de limiter la consommation des clients finals, de réduire les pertes réseaux et d'améliorer l'efficacité et le rapport coût-bénéfice des investissements "réseaux" ».

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7.3. Méthode

Afin d’établir les recommandations du présent rapport, la CWaPE a privilégié une méthode basée sur la concertation entre les diverses parties impliquées. L’échange d’informations a donc été organisé à différents niveaux : au moyen de groupes de travail, de réunions plénières et d’un forum interactif.

Les recommandations émises dans ce cadre n’impliquent que la responsabilité de la CWaPE. Par conséquent, l’objectif visé par les concertations réalisées tout au long de l’année était d’enrichir la réflexion par l’échange d’arguments, de manière à mieux percevoir les contraintes respectives des multiples parties prenantes. Il s’agissait donc moins d’une négociation en vue de la recherche d’un consensus que d’une démarche basée sur une commune compréhension, de manière à dégager les points de convergence et de divergence.

7.3.1. Groupes de travail

Trois groupes de travail ont été constitués, réunissant les parties directement concernées par les thèmes débattus. Ces groupes de travail se sont réunis tout au long de l’année 2011 et ont été organisés selon les finalités contenues dans la lettre de mission du Ministre. Dans un souci d’efficacité, chaque groupe de travail ne comportait pas plus de 20 participants.

Le GT1, intitulé « Productions décentralisées », comprenait les producteurs ainsi que les gestionnaires des réseaux de distribution et de transport. Sa tâche principale a été de quantifier dans le temps et l’espace les unités de production décentralisées dont l’intégration au réseau permettrait de rencontrer les objectifs wallons et européens de production d’électricité verte. Il a également permis de définir des études de cas en vue d’illustrer le défi représenté par cette intégration face aux contraintes du réseau. Le GT1 s’est réuni à 5 reprises.

Le GT2 « Consommateurs finals » s’est ensuite intéressé au potentiel offert par la gestion active de la demande afin de répondre aux contraintes identifiées par le GT1. Les acteurs impliqués étaient les consommateurs, les fournisseurs ainsi que les gestionnaires de réseau. Une étude a quantifié le potentiel de déplacement de charge, en distinguant les consommations résidentielles et professionnelles. Les discussions ont également permis d’identifier certaines pistes de mise en œuvre et notamment les acteurs chargés de piloter cette gestion active de la demande. Quatre réunions de GT2 ont été organisées.

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Le GT3 « Coût-bénéfice des investissements réseau » a approfondi la mise en œuvre des mesures identifiées en s’attachant à développer un cadre général dans lequel inscrire les solutions proposées dans le GT2 et de nature à répondre aux contraintes mises en avant par le GT1. Il réunissait les fournisseurs et les gestionnaires de réseau de distribution et de transport. Le GT3 s’est réuni à 5 reprises.

A côté de la CWaPE qui, en sa qualité de modérateur et de coordinateur du groupe de réflexion REDI, a mené les réunions au sein des groupes de travail, la Région wallonne a été représentée par le SPW et le cabinet du Ministre en charge de l’énergie. Des représentants du monde académique ont également pu enrichir les débats au sein des groupes de travail. Enfin, des consultants ont épaulé l’action de la CWaPE en réalisant des études spécifiques.

GT1 GT2 GT3

GRD v v v

GRT v v v

Producteur v

Fournisseur v v

Consommateur v

Régulateur v v v

Région wallonne v v v

Académique v v v

Consultant v v v

Table 1 - Composition des groupes de travail

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7.3.2. Réunions plénières

Chaque trimestre, la CWaPE a organisé des réunions plénières de manière à tenir informés tous les acteurs intéressés par les développements du groupe de réflexion REDI. Cela a été l’occasion de faire le point à diverses reprises sur les orientations suivies au sein des groupes de travail mais a également permis d’entendre les remarques et suggestions de tous.

La première réunion plénière a été organisée le 14 janvier 2011 et a réuni 72 participants. La Wallonie, représentée par la DGO4 (Département de l’énergie et du bâtiment durable), a d’abord présenté la dynamique européenne en matière de recherche sur les réseaux intelligents. Les finalités poursuivies par le groupe de réflexion REDI ainsi que la méthode suivie ont ensuite été portées à la connaissance des participants, notamment la composition des différents groupes de travail et leurs missions. Enfin, le Ministre du Développement durable et de la Fonction publique, Vice-président du Gouvernement wallon, Jean-Marc NOLLET, est intervenu et a mis en avant le rôle central des réseaux électriques pour remplir les objectifs stratégiques du Gouvernement wallon.

La deuxième réunion plénière, tenue en date du 6 avril 2011, fût l’occasion de présenter les résultats du GT1 « Productions décentralisées » aux 83 personnes présentes. Pour ce faire, l’étude réalisée par ce groupe de travail a été détaillée. Les acteurs de marché représentés au sein du GT1 ont ensuite pu se préciser leur point de vue sur cette étude quantifiant la réalisation des objectifs de production d’électricité verte. Les gestionnaires de réseau de distribution ont ensuite présenté deux études de cas mettant en avant l’impact du renouvelable sur les réseaux.

La réunion plénière du 28 juin 2011 s’est déroulée suite à la finalisation de l’étude réalisée par le GT2 concernant le potentiel de déplacement de charge en Région wallonne pour les secteurs résidentiels et professionnels. Elle a réuni 62 participants. Après un rappel des finalités, la CWaPE a présenté l’état d’avancement du groupe de réflexion REDI. Le consultant a ensuite présenté l’étude réalisée par le GT2. Les fournisseurs ont ensuite complété ces réflexions en présentant le potentiel de déplacement de charge pour le secteur industriel wallon. Par après, les études de cas présentées lors de la réunion plénière précédente ont été complétées de manière à mettre en avant la contribution potentielle de la gestion active de la demande à la résolution des problèmes induits par l’intégration accrue des productions décentralisées dans les réseaux. Les principes de mise en œuvre des mesures de gestion active de la demande ont ensuite été présentés aux participants par la CWaPE.

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La dernière réunion plénière du 6 décembre a été l’occasion de présenter aux 102 participants les travaux du GT3 dont un des principaux résultats fût la définition d’un cadre général permettant d’intégrer les objectifs de production décentralisée au moindre coût. Les recommandations émises dans le cadre de ce rapport ont été portées à la connaissance des membres du groupe de réflexion REDI. La CWaPE a ainsi pu recueillir les réactions des parties impliquées, soit en direct, soit au travers d’une contribution écrite qui était demandée pour le 27 décembre.

7.3.3. Forum REDI

Afin d’organiser l’échange d’informations de manière transparente et accessible, la CWaPE a développé un forum de discussion (www.cwape.be/redi) à partir duquel tous les documents de travail (procès-verbaux, supports de présentation, études,…) sont disponibles.

Près d’un an après son lancement, le forum comptait 370 membres actifs pour une moyenne de 200 pages vues par jour. Plusieurs participants ont également pris un rôle actif en mettant à disposition des membres de REDI des contributions sur des thèmes abordés par le groupe de réflexion.

7.3.4. Planning

Comme illustré par le calendrier ci-dessous, les réunions des différents groupes de travail se sont déroulées tout au long de l’année 2011 à un rythme soutenu. Les réunions plénières ont permis de faire le bilan à chaque trimestre.

Jan Feb Mar Apr

May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

Réunion

plénière v

v

v

v

GT 1 v v v

v v GT 2

v v v v

GT 3

v v v v v

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Table 2 - Calendrier de travail REDI

Lorsque cela s’est avéré nécessaire, des retours d’information ont été organisés, ce qui fût notamment le cas lorsque les discussions du GT1 avaient un impact important sur celles du GT3, en particulier sur la question des raccordements avec accès flexible.

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7.4. Etudes de cas

Bien que les travaux de REDI aient été organisés par groupes de travail, une méthode basée sur des études de cas a été retenue de manière à conserver un fil conducteur tout au long du projet.

En effet, le GT1 « Productions décentralisées » a défini le périmètre de ces études de cas qui, à défaut d’être exhaustives, sont représentatives des problèmes engendrés par l’intégration des unités de production décentralisées. La figure ci-après illustre les différents domaines impactés par cette intégration. Ces domaines sont distingués sur base de leur ampleur géographique et de leurs constantes de temps. Les 4 études de cas définies par le GT1 mettent surtout en avant la résolution des phénomènes de surtension (gestion de la tension) et de congestion (gestion des congestions).

Figure 3 - Etude de cas

Par la suite, le GT2 a identifié certaines pistes de solutions qui ont été appliquées à ces études de cas. De cette manière, la contribution de la gestion active de la demande a été évaluée au regard de sa capacité à résoudre ces phénomènes de surtension et de congestion au moyen du déplacement de charge.

7.4.1. Etude de cas « basse tension » - Commune de Flobecq

Cette étude, menée par ORES, porte sur l’impact de l’intégration de productions photovoltaïques dans la commune de Flobecq. Cette commune présente un contexte particulier qui l’amènera à accueillir à très court terme un nombre tel de productions photovoltaïques que son taux de pénétration coïncidera alors avec le taux de pénétration à long terme estimé par ORES (près de 18% en Hainaut occidental). Les

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situations qui seront rencontrées dans cette commune risquent donc très probablement de se reproduire dans le futur, voire se généraliser, ce pourquoi la commune a été choisie comme étude de cas.

Les buts poursuivis dans le cadre de cette étude sont de :

- caractériser le réseau considéré, définir les portions du réseau où des problèmes peuvent survenir et quantifier l’ampleur de ces problèmes ;

- valider les résultats de la modélisation effectuée au moyen de mesures sur le terrain ;

- développer des solutions alternatives au renforcement du réseau ; - examiner la possibilité d’extrapoler ces résultats à d’autres réseaux BT.

ORES vise en effet la mise en place d’un modèle de simulation qui puisse être répliqué dans le futur à d’autres situations similaires. L’impact des productions sur le réseau sera évalué, tout comme l’apport d’un pilotage des charges pour atténuer cet impact ou encore moduler le coût d’adaptation du réseau.

La phase initiale de mesure des consommations et des productions, au moyen de compteurs électroniques dédicacés, permettra la sélection des portions critiques du réseau impactées par les productions décentralisées. Ceci permettra la quantification des problèmes, notamment au moyen d’une estimation du volume horaire concerné, et pourra être illustré au moyen d’une courbe monotone de la correction de charge. Ces résultats ouvriront la voie vers une réflexion quant aux solutions à apporter et aux moyens à investir.

L’étude ayant été lancée en 2011, REDI n’a pu disposer de résultats associés pour nourrir ses réflexions. ORES s’est toutefois engagé à partager le retour d’expérience issu de cette étude tout au long de sa finalisation.

7.4.2. Etude de cas « Transformateur basse tension »

Le but de cette deuxième étude de cas est l’examen des phénomènes de surtension associés aux productions photovoltaïques. Il s’agissait de définir un modèle qui, bien que moins détaillé que celui d’ORES, puisse fournir des résultats rapidement exploitables dans le cadre de REDI.

Une portion d’un réseau de distribution a donc été modélisée en considérant un départ basse tension alimentant 22 points de raccordements. Outre des paramètres structurels (section de câble, cosinus phi, consommation annuelle, types de

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compteur,…), le simulateur a été construit pour faire varier le taux de pénétration du photovoltaïque et en quantifier l’impact en termes d’heures durant lesquelles une surtension est susceptible d’apparaitre.

La figure suivante met en relation l’évolution du niveau de tension aux différents points de raccordements. Par hypothèse, le « point de raccordement 0 » est voisin du départ basse tension, tandis que le « point de raccordement 22 » se situe en bout de

ligne.

Les droites horizontales représentent la plage de variation autorisée de la tension, qui s’élève à +/- 10% selon la norme en vigueur. Le point de fonctionnement à la sortie du départ basse tension a été déduit de cette contrainte, en supposant que le dernier consommateur (point de raccordement 22) disposait, dans le pire des cas (forte consommation, pas de production) d’une tension à la limite basse de la plage de variation. La courbe décroissante, en bleu, illustre cette situation. REDI a alors évalué la situation inverse, c’est-à-dire où, en présence d’unités de productions photovoltaïques, une production importante couplée à une faible consommation peut provoquer des surtensions. Cette situation est illustrée par la courbe croissante, en rouge, qui démontre que, sur la portion de réseau considérée, des surtensions sont susceptibles de se produire. Pour un taux de pénétration du photovoltaïque de 20%, des surtensions sont susceptibles d’apparaître durant 205 heures par an.

Figure 4 - Niveaux de tension en fonction du point de raccordement

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Sur base de ces simulations, REDI a dans un deuxième temps recherché un critère permettant de prévoir l’occurrence des surtensions sur base de mesures effectuées sur le départ basse tension. Il a en effet été supposé que le GRD pourrait installer des points de mesures en certains points critiques de son réseau. Dans le cas étudié, nous considérons donc que l’installation de comptage des utilisateurs de réseau est inchangée et que seul le départ basse tension est équipé d’une unité de mesure.

Pour être suffisamment sélectif, le critère doit être de la forme P²/C, avec P la production estimée des installations photovoltaïques et C la consommation des utilisateurs de réseau situés en aval du départ basse tension (consommation brute). En pratique, la consommation mesurée au départ basse tension envisagé (consommation nette) devra donc être augmenté de la production. Ce critère permet de déterminer de façon univoque (fonction bijective) les heures où une surtension se produit, pour une valeur seuil fixée en fonction des conditions locales du réseau de distribution. Ce premier résultat théorique est significatif puisqu’il permet au gestionnaire de réseau de prévoir l’occurrence possible de surtensions. Cette prévision est permise grâce à la connaissance des caractéristiques de son réseau, des conditions météorologiques et des mesures issues du départ basse tension, sans que des dispositifs de comptage évolués ne doivent être installés chez chacun des utilisateurs de réseau.

Les résultats précédents se basaient sur des données de consommation théoriques, issues des profils synthétiques de charge. ORES a ensuite fourni des données réelles issues d’un départ basse tension qui ont été utilisées pour de nouvelles simulations. Ce départ alimente 95 points de raccordement et a été équipé d’un dispositif de comptage qui a collecté les données de consommation à fréquence quart-horaire pour l’ensemble de l’année 2010.

Sur base de la mesure des consommations de ce départ Basse Tension, l’application du critère P²/C permet de mettre en évidence un certain nombre d’heures où la présence des productions photovoltaïques décentralisées provoque des phénomènes de surtension. Ces surtensions sont susceptibles de déconnecter automatiquement certains onduleurs et donc de priver le producteur de l’accès au réseau de sa production, qui sera donc perdue.

En pratique, dans l’exemple considéré, les surtensions surviennent systématiquement lorsque le critère est supérieur à 1,6 pour un taux de pénétration de 20% des unités de production photovoltaïque. Comme illustré sur la figure ci-après, des surtensions apparaissent durant 72 heures sur base annuelle. La partie supérieure de la courbe, en rouge, reflète les heures durant lesquelles un phénomène de surtension apparait, alors que les heures associées à la partie inférieure de la courbe, en vert, ne sont pas problématiques. Ce résultat obtenu sur base de données réelles confirme la pertinence du critère utilisé puisqu’il identifie de manière complète les situations de

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surtension, et seulement celles-là (caractère bijectif). La connaissance en temps réel ou sur base de prévisions à court terme des mesures au niveau du départ basse tension permet de connaitre la possibilité de surtension sur le réseau.

Figure 5 - Critère P²/C normalisé calculé sur base horaire pour l’année 2010

Enfin, l’impact d’une gestion active de la demande, avec déplacements d’heures creuses vers les débuts d’après-midi, a été examiné. Sur base des données communiquées par ORES, 11 utilisateurs de réseau sur les 95 présentent un fort potentiel de déplacement de charge (clients dits S22 conformément à leur profil synthétique de charge). Nous avons supposé que la charge de ces clients pouvait être partiellement déplacée vers l’après-midi (2 heures de 12h à 14h), ce qui représente un déplacement de près de 5% de la consommation de ces clients.

Comme illustré par la figure ci-dessous, le déplacement d’une partie des heures creuses et d’une partie des consommations associées permet de diminuer significativement le nombre de surtensions (passant de 72 à 39 h/an) mais ne résout pas l’entièreté des problèmes.

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Figure 6 - Données ORES - Nombre d’incidents de surtension en fonction des heures de la journée et contribution de la gestion active de la demande

7.4.3. Etude de cas « Transformateur moyenne tension »

L’étude de cas n°3 vise à illustrer les phénomènes de congestion suite à l’intégration de productions décentralisées de la filière éolienne et à examiner les bénéfices d’une gestion active de la demande.

Pour ce faire, l’étude de cas se base sur une situation réelle, rencontrée au niveau d’un poste de transformation HT/MT en région de Hesbaye. Ce poste accueille actuellement un parc éolien de 24 MVA raccordé au réseau de Tecteo. D’autres unités de production sont en attente de raccordement mais ne peuvent obtenir l’accès au réseau compte tenu des problèmes de congestion susceptibles d’apparaitre au niveau du poste de transformation situé en amont. La figure ci-après schématise la situation, dont l’élément critique est la puissance de réinjection au niveau du poste de transformation.

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Figure 7 - Schéma de principe

Tecteo a fourni des données réelles relatives à la production du parc existant (données quart-horaires de production en 2010) ainsi qu’à la consommation située en aval (consommations quart-horaires agrégées et bilan selon le type de compteur pour 2010). Ces données ont été utilisées pour évaluer l’impact de l’intégration de nouvelles productions sur base d’une extrapolation de la puissance installée du parc éolien.

La figure ci-après illustre la répartition des puissances horaires simulées au niveau du poste de transformation. Trois situations sont distinguées :

- P > 0, situation classique où le flux de puissance traversé le transformateur alimente le niveau de tension situé en aval ;

- -25 MVA < P < 0, situation où le flux de puissance qui traverse le transformateur remonte vers le niveau de tension situé en amont de celui-ci (situation dite de réinjection) et se situe en-deçà de la puissance nominale ;

- P < -25 MVA, situation de réinjection où le flux de puissance dépasse la puissance nominale du transformateur.

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Figure 8 - Répartition sur un an des puissances horaires en fonction de la puissance installée du parc éolien

Les données de consommation ont également permis de quantifier la contribution de la gestion active de la demande dans la résolution des problèmes de congestion. Deux niveaux de puissance en particulier ont été envisagés pour ce faire: l’un correspondant à 50,9MW (situation où les parcs actuellement en attente de raccordement seraient acceptés), l’autre à 90 MW (situation correspondant au scenario « CWaPE/PMDE 2011 » en 2020 pour la zone géographique considérée).

Les deux situations envisagées conduiraient respectivement, sur base des courbes historiques de production et consommation, à un dépassement annuel de 180 heures (50,9 MW) et 1120 heures (90MW) de la puissance maximale admissible du transformateur de 25 MVA, représentées ci-dessous à l’aide de deux courbes monotones (prélèvements quart-horaires annuels illustrés de manière croissante et non plus chronologique).

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Figure 9 - Courbes monotones annuelles des puissances horaires vues par le transformateur (kVA, heures)

La figure suivante constitue un agrandissement de ces courbes monotones afin de mettre en avant les puissances injectées au niveau du poste de transformation dépassant la puissance nominale de réinjection du transformateur (valeurs négatives des puissances).

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Figure 10 - Courbes monotones des puissances quart-horaires associées à une congestion (W, 1/4h)

L’étude a permis également de classer ces incidents en fonction de la durée des congestions en vue d’examiner les possibilités de la gestion active de la demande, comme illustré ci-dessous. L’occurrence d’un incident sous-entend que la puissance nominale de réinjection du transformateur a été dépassée.

Figure 11 - Nombre d’incidents en fonction de leur durée

Enfin, la contribution de la gestion active en vue de la résolution des phénomènes de congestion a pu être évaluée. Les consommations situées en aval de ce poste (12.800 points de raccordement à relève annuelle équivalant à 72 GWh) permettraient, conformément aux résultats relatifs au potentiel de consommation déplaçable, de déplacer une puissance de 12 MW. Ce niveau de puissance a été obtenu en appliquant les étapes suivantes :

- Puissance installée de ces consommateurs évaluée à 326 MW ;

- Puissance déplaçable maximale de 67 MW, définie à 20% de la puissance installée

- Réduction de cette puissance aux seuls usages déplaçables 4h et 15h (57 MW) ;

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- Enfin, le potentiel a été affecté d’un facteur réducteur de 13% (EDF ENERTECH ADEME, 2008) pour les usages déplaçables 4 heures et de 50% pour les usages déplaçables 15heures.

Le graphique suivant représente une partie des deux courbes monotones ainsi que l’impact de la gestion active de la demande : les dépassements cités plus haut de 180 heures (50,9MW) et de 1120 heures (90 MW) diminuent respectivement à 0 et 615 heures. Cela implique que la gestion active de la demande permette d’intégrer les nouvelles unités de production actuellement refusées. Elle devra toutefois être complétée par d’autres mesures afin de répondre aux impératifs de sécurité et de fiabilité du réseau, dont les raccordements avec accès flexible.

Figure 12 - Impact de la gestion active de la demande

7.4.4. Etude de cas « Réseau de transport »

L’étude de cas n°4 relative à la problématique de la « Boucle de l’Est » a été initiée par ELIA et ORES indépendamment du groupe de réflexion REDI mais elle s’inscrit dans la logique des réseaux intelligents et elle présente un caractère complexe (plusieurs postes de transformation concernés, potentiel important de production). Cette étude complète les 3 autres études de cas. Néanmoins, elle ne cadre pas directement avec la gestion active de la demande mais plutôt avec une gestion flexible des unités de production (cfr GT1). ELIA a en effet présenté aux membres de REDI différents concepts de raccordements, dont les raccordements avec accès flexible, basés sur la

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capacité du réseau à accueillir des productions intermittentes modulées en temps réel en fonction du mode d’exploitation de celui-ci (contraintes en N et N-1) et du profil de consommation. Différents scenarii d’intégration, sur base des productions existantes et des capacités réservées, ont été présentés ainsi que leur impact en termes de capacité installée et de quantité d’énergie produite.

L’étude démontre la nécessité de faire évoluer les critères traditionnels d’acceptation vers plus de flexibilité afin de répondre à l’intégration de nouvelles unités de production décentralisées, notamment intermittentes. Le système de gestion active des réseaux constituerait ainsi une alternative prometteuse, dans l’attente des renforcements nécessaires.

7.5. Déplacement de charge

Le GT2 « Consommateurs finals » a quantifié un potentiel pour les consommateurs du type résidentiel et professionnel et a, par ailleurs, permis d’identifier les acteurs les plus à même de réaliser le potentiel des consommateurs industriels. L’application de ces potentiels aux études de cas montrent que la gestion active de la demande est utile mais pas forcément suffisante pour répondre aux contraintes réseau. En outre, la flexibilité est, déjà aujourd’hui, au moins au niveau du GRT, utilisée pour répondre à ces contraintes.

7.5.1. Potentiel de déplacement de charge en basse tension

Le potentiel existe en basse tension et est déjà en bonne partie exploité. Comme illustré sur la figure ci-après, en été, 14% de l’électricité résidentielle est actuellement déplacée. Ceci a été vérifié sur base des données de consommation quart-horaires fournies par les GRD.

La figure 16 montre également qu’en 2020, près de 30% de l’électricité consommée en été par le secteur résidentiel pourrait être déplacée en étendant les compteurs bihoraires et interruptibles aux clients Db et Dc, avec des tarifications différenciées, conformément aux hypothèses prises pour la définition de la configuration 2 (33% en hiver). Le déploiement complet des compteurs intelligents permettrait quant à lui d’atteindre près de 41% de charge déplaçable en été et 45% en hiver (configuration 3).

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Figure 13 - Potentiel de déplacement de charge en pourcentage de la consommation résidentielle

Une pénétration supplémentaire de préparation d’eau chaude sanitaire à partir de pompes à chaleur ou de boiler biénergie permettrait par ailleurs d’augmenter le volume annuel déplaçable de 300 GWh, soit un déplacement supplémentaire de 3,5% de la consommation totale.

7.5.2. Potentiel de déplacement de charge en haute tension

La gestion de la demande des entreprises consommatrices est déjà largement pratiquée sur le réseau ELIA: à la demande du GRT ou du fournisseur, mais en passant essentiellement par la relation commerciale du fournisseur (responsable d’équilibre).

L’interruptibilité est presque inexistante auprès des entreprises raccordées sur le GRD depuis que ce dernier n’est plus fournisseur. Les potentiels sont toujours présents mais les signaux tarifaires font défaut.

Les clients HT étant équipés de compteurs télérelevés (AMR pour Automatic Meter Reader), l’interruptibilité devrait être appliquée via (ou en concertation avec) le fournisseur (ARP).

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7.5.3. Réalisation du potentiel de déplacement de charge

7.5.3.1. Principes

Les réseaux de distribution 2011 possèdent déjà une partie de l’ "intelligence" qui peut être exploitée pour l’intégration des productions décentralisées :

− TCC (télécommande centralisée) ;

− compteurs multi-horaires (plus de 50% des ménages wallons).

Il s’agit donc d’exploiter cette intelligence pour une intégration accrue des productions décentralisées et notamment :

− d’adapter les horaires pour tenir compte des pics locaux d’injection ;

− de procurer des signaux tarifaires significatifs.

Le signal de basculement des compteurs bihoraires devrait être mis gratuitement à disposition des utilisateurs par tous les GRD. Les utilisateurs devront également être sensibilisés à cette utilisation.

Pour ce faire, l’adaptation des outils de prévision actuellement utilisés semble une nécessité. Les profils synthétiques de charge devraient être rendus cohérents avec les registres de consommation (SLP par timeframe), ce qui permettra aux fournisseurs d’adapter leurs achats d’électricité aux composantes tarifaires offertes aux clients.

Enfin, compte tenu du potentiel important de déplacement de charges, il faudrait reprendre la promotion des compteurs à comptages multiples.

Il ressort des discussions du GT2 que les acteurs les plus à mêmes de piloter la demande des clients sont différents en fonction du segment de clientèle considéré, comme décrit ci-dessous.

7.5.3.2. Industrie (>100 kVA)

Les clients disposant actuellement de compteurs télé relevés ont des profils de charge très spécifiques, raison pour laquelle les fournisseurs constituent déjà des partenaires privilégiés. Le gestionnaire de réseau pourrait toutefois requérir de ces clients des services de flexibilité, par l’intermédiaire du fournisseur, comme c’est déjà le cas au niveau du réseau de transport.

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7.5.3.3. Basse tension (>56 kVA)

Ces clients seront certainement, à moyen terme, équipés de compteurs télérelevés. Ils seraient donc assimilables à la catégorie supérieure, à la nuance près qu’ils sont raccordés au niveau BT du réseau de distribution. Cela implique que le GRD puisse requérir de ces clients des services de flexibilité, également par l’intermédiaire du fournisseur.

7.5.3.4. Basse tension (<56 kVA)

Pour les clients ayant des applications importantes déplaçables (voiture électrique, chauffage à accumulation, pompe à chaleur, conditionnement d’air,, eau chaude sanitaire…) et désirant se doter d’une domotique sophistiquée, le fournisseur serait l’interlocuteur privilégié si ces clients acceptent l’installation d’un compteur intelligent permettant d’obtenir, par une gestion de la charge intense, des tarifs particulièrement attractifs. Le GRD pourrait également, contre compensation, requérir de la flexibilité issue de ces clients, par l’intermédiaire du fournisseur.

Tous les autres clients (clients SLP, c'est-à-dire ceux sans compteur intelligent) munis de compteurs à registres multiples (bihoraire, interruptible) pourraient être sollicités par le gestionnaire de réseau de distribution. Il convient toutefois d’atténuer l’impact de ces déplacements de charge auprès des fournisseurs au moyen d’une information adéquate.

Le potentiel de déplaçabilité des charges mérite d’être exploité rapidement car les outils existent déjà, sans perturber le modèle de marché. L’application de ce potentiel aux études de cas a toutefois montré qu’il ne sera pas toujours suffisant même s’il permettra de résoudre, dans un premier temps, la majorité des problèmes rencontrés. Outre son potentiel important, le faible coût de mise en œuvre plaide également en faveur de la gestion active de la demande. Le principal inconvénient de cette mesure est qu’elle n’est pas garantie endéans un délai compatible avec les contraintes évoquées précédemment. D’autres solutions devront donc être mises en œuvre qui permettent de garantir la sécurité du réseau en cas de congestions locales. Le raccordement avec accès flexible des unités de production décentralisées pourrait offrir une solution complémentaire à la gestion active de la demande. La fiabilité de cette mesure devra toutefois

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être appréciée en fonction de son coût, lié à la perte de production associée.

En 2012, des estimations chiffrées seront demandées à propos des coûts d’adaptation des réseaux à l’horizon 2020 sur base des pistes retenues. L’étude « Coût-bénéfice » relative aux compteurs intelligents à remettre aux autorités européennes en septembre 2012 permettra de déterminer l’opportunité économique d’un éventuel déploiement complet de ces compteurs intelligents.

7.6. Flexiblité

7.6.1. Objet

L’objet du GT3 « Coût-bénéfice des investissements réseau » a été d’examiner plus en détail les pistes de solution envisagées, permettant de répondre aux contraintes faisant suite à l’intégration des productions décentralisées. Ces mesures ont été évaluées au regard de leur contribution à une plus grande flexibilité dans la gestion des réseaux ainsi que leur mise en œuvre effective.

Acteur Membre effectif Membre suppléant ou occasionnel

Fournisseurs

Frank SCHOONACKER (EDF-LUMINUS)

Bernard PHILIPPART (ELECTRABEL) Antoine THOREAU (NUON) Vincent DEBLOCQ (FEBEG) Pierre DUBOIS (LAMPIRIS)

GRD

Olgan DURIEUX (ORES) Michel LEFORT (ORES) Benoît HOUSSARD (ORES Bernard HAINE (ORES)

Jean-Michel SOORS (TECTEO) Parthena KONSTANTINIDIS (TECTEO) Philippe DELARUE (TECTEO)

Roger LE BUSSY (RÉGIE DE WAVRE) Guy DELEUZE (AIEG)

GRT Thierry SPRINGUEL (ELIA) Isabelle GERKENS (ELIA) Jean-Jacques LAMBIN (ELIA)

Consultant Waseem Khan-Shahbaz (CAP GEMINI)

Région Ginette BASTIN (Cabinet NOLLET) Jehan DECROP (Cabinet

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Wallonne NOLLET)

Muriel HOOGSTOEL (DGO4) Dominique SIMON (DGO4)

Régulateur

Francis GHIGNY (CWaPE) Stéphane RENIER (CWaPE) Frédéric TOUNQUET(CWaPE) Jean-François SARTIAUX(CWaPE)

Vincent VANHERCK (CWaPE) Alain VASTEELS (CWaPE)

Table 3 - Liste des participants

Commune à toutes les mesures envisagées pour répondre aux contraintes engendrées par l’intégration accrue des productions décentralisées, la notion de flexibilité est centrale dans l’évolution vers des réseaux intelligents aptes à répondre aux défis du futur.

Cette notion exprime la capacité du système électrique à assurer l’adéquation de la production et de la consommation afin de maintenir la fiabilité du système. Il s’agit donc de disposer en permanence de moyens d’action susceptibles de répondre à des déséquilibres importants, prévisibles ou non, et ce quelle qu’en soit la cause (contingences, variabilité de la consommation et, de manière croissante, de la production).

La question de la flexibilité n’est donc pas nouvelle, dans la mesure où il s’agit d’une caractéristique intrinsèque à tout système électrique. Toutefois, mobiliser suffisamment de flexibilité pour faciliter l’intégration des productions décentralisées représente un double défi. D’une part, il s’agit de gérer le caractère variable des unités de production dites intermittentes (éolien, photovoltaïque,…) alors que les contraintes prises en compte lors de la conception des réseaux concernaient exclusivement la variabilité de la consommation. De plus, les mesures visant à mobiliser cette flexibilité doivent s’inscrire dans le cadre d’un environnement libéralisé.

Au sein d’un modèle de marché où différents acteurs se voient confier des rôles et responsabilités distincts mais complémentaires, le besoin de flexibilité permet de répondre à des contraintes propres à chacun de ces métiers. Il peut donc se comprendre différemment selon l’acteur concerné :

- Le gestionnaire de réseau de transport veille à l’équilibre global du système. Il

maintient la stabilité du réseau au sein de sa zone de réglage (BELUX). Il s’agit de la gestion globale de l’équilibre (balancing). Pour remplir cette mission, le GRT dispose de moyens de réglage convenus avec les producteurs et certains gros consommateurs. Il répercute également la responsabilité d’équilibre vers

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les parties commerciales (producteurs et fournisseurs, en leur qualité de responsable d’équilibre) en leur facturant les déséquilibres constatés ;

- Le fournisseur est par conséquent incité à assurer l’équilibre pour les clients

dont il a la charge. Il veille à la correspondance entre l’achat d’électricité sur le marché de gros et sa vente sur le marché de détail, pour le portefeuille de clients dont il a la charge. Il s’agit de la gestion de la « commodité »;

- Le gestionnaire de réseau de distribution veille à maintenir l’accès à son

réseau. Pour ce faire il a dimensionné son réseau de telle sorte qu’il puisse absorber les flux, à une époque où seul existait le prélèvement. Le développement, la maintenance et l’exploitation de celui-ci sont réalisés de manière à prévenir, entre autres, l’occurrence de congestions. Il s’agit de la gestion des congestions locales.

Cette distinction a pour but de définir précisément la notion de flexibilité telle qu’étudiée dans le cadre de REDI, c’est-à-dire celle permettant de gérer les congestions locales engendrées par l’intégration des productions décentralisées. De manière générale, cela exprime également l’importance de respecter les rôles et responsabilités de tous les acteurs de marché concernés lors de la conception et la mise en œuvre de mesures visant l’évolution vers un réseau électrique durable et intelligent. Il s’agit de mettre des moyens d’action efficaces à disposition du GRD tout en atténuant l’impact négatif que ces mesures pourraient provoquer dans le chef des autres acteurs impliqués (impact sur l’équilibre et la commodité).

7.6.2. Mesures envisagées

La solution traditionnellement envisagée pour répondre aux contraintes induites par une intégration accrue des productions décentralisées a été de développer et de renforcer le réseau.

Force est toutefois de constater que l’émergence des contraintes liées à la production décentralisée amène les opérateurs à exploiter leur réseau au plus près des limites techniques voire selon des schémas d’utilisation différents de ceux imaginés à sa conception.

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Ceci s’explique notamment par des contraintes de planification (achat de terrains, obtention de permis,…) et de financement liées à cette solution traditionnelle. Les GRD ne disposent en effet que d’un budget d’investissements limité (près de 200M€/an pour les GRD wallons) qui n’est pas exclusivement destiné à assurer l’intégration des productions décentralisées.

Par conséquent, des alternatives ont été envisagées dans les différents groupes de travail de REDI:

- la gestion active de la demande (déplacement des charges) ; - le raccordement avec accès flexible au réseau des unités de production

décentralisées ; - le stockage.

Ces alternatives ne permettront pas d’éviter le renforcement et le développement du réseau là où c’est nécessaire mais elles pourraient constituer à l’avenir des références vis-à-vis desquelles la rationalité économique des investissements sera évaluée.

Mettre en œuvre un ensemble de mesures permettant de réaliser rapidement un potentiel de flexibilité suffisant, au moindre coût et pour un niveau de fiabilité raisonnable, permettra d’améliorer le rapport coût / bénéfice des investissements réseau.

Compte tenu de ces exigences, les participants du GT3 ont mis en avant la complémentarité des mesures envisagées :

- la gestion active de la demande offre en effet un potentiel de flexibilité important. Ce potentiel pourrait être réalisé en adaptant les outils tarifaires existants, comme les comptages multi horaires, aux contraintes nouvelles introduites par la production décentralisée. Toutefois, le déplacement des charges grâce à la gestion active de la demande ne constitue pas une mesure dont l’effectivité pourra être garantie à 100% ;

- lorsque la situation du réseau nécessite une action rapide de la part de ses gestionnaires, le raccordement avec accès flexible des unités de production permettra de garantir la sécurité du réseau avec un bon niveau de fiabilité. Toutefois, l’activation d’un raccordement avec accès flexible impliquera un manque à gagner dans le chef du producteur concerné. Cette mesure devrait donc engendrer un coût lié à la compensation de ce manque à gagner ;

- au vu de ses limitations et de son coût actuel, le stockage n’a, quant à lui, pas constitué une priorité dans le cadre des travaux de REDI.

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7.6.3. Analyse d’impact

La deuxième session du GT3 a permis d’approfondir les aspects liés à la gestion de l’équilibre opérationnel du réseau. Cette question est primordiale pour évaluer l’impact d’une action ponctuelle (déplacement des charges par exemple) initiée par le GRD sur les fournisseurs. Ces derniers remplissent en effet le rôle de responsable d’équilibre pour les clients dont ils ont la charge.

7.6.3.1. Processus d’équilibre opérationnel

Le processus d’équilibre opérationnel suit les étapes suivantes :

- nominations : Le responsable d’équilibre annonce la veille les prélèvements et injections des points d’accès dont il a la charge, ainsi que les achats et ventes d’énergie sur le marché de gros. C’est un processus indicatif ;

- gestion intraday : Le jour J, les responsables d’équilibre disposent de différents leviers pour adapter leurs injections. S’il y a un déséquilibre (quantités mesurées), le gestionnaire du système (ELIA) active ses contrats de réserve et établit la facture de déséquilibre à destination de chaque responsable d’équilibre. Les factures pour déséquilibre leur sont adressées mensuellement. Il s’agit d’un processus obligatoire à fréquence quart-horaire ;

- infeed : Ce processus a pour but de déterminer le volume d’énergie injectée par zone de distribution. En M+10j, les données d’infeed sont validées (interaction entre GRT et GRD) et servent de base à l’allocation. Les quantités quart-horaires sont ventilées par gestionnaire de réseau. Ce processus est réalisé sur base mensuelle et permet également d’obtenir le résidu ;

- allocation : Ce processus permet de répartir l’alimentation nette d’un réseau de distribution par 1/4h entre les fournisseurs et leurs responsables d’équilibre. Il a pour but de déterminer et transmettre aux parties du marché les volumes mensuels alloués sur base d’estimations et de mesures réelles. En M+15j, les données d’allocation sont transmises aux

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responsables d’équilibre/fournisseurs. Les quantités quart-horaire sont ventilées par types de clients (AMR, MMR, YMR) du responsable d’équilibre considéré. Le résidu d’allocation est mutualisé sur les quantités allouées aux clients à relève manuelle (relève mensuelle ou MMR et relève annuelle ou YMR) sur base des profils synthétiques de charge (SLP).

La figure ci-dessous (UMIX, 2010) illustre ces concepts de manière simplifiée (un seul gestionnaire de réseau de distribution et un seul responsable d’équilibre). Dans un premier temps, le GRT et le GRD déterminent l’infeed de la zone de distribution. Les données issues des compteurs sont ensuite utilisées pour le calcul de l’allocation. Le résidu, différence entre l’allocation et l’infeed, est alors réparti sur les volumes associés aux clients SLP. Finalement, les volumes corrigés sont envoyés aux parties du marché.

Figure 14 - Distribution de l’infeed sur les points d’accès (UMIX, 2010)

7.6.3.2. Influence de la production décentralisée

Pour gérer l’équilibre entre production et consommation de son portefeuille de clients, un responsable d’équilibre est libre du choix de la méthode à utiliser et intègre généralement des informations telles que les profils synthétiques de charge, l’historique de consommation des clients ou encore les conditions climatiques.

Les profils synthétiques de charge (SLP) sont communs à tous les fournisseurs et appliqués de manière uniforme, même si la clientèle propre à chaque fournisseur

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est différente. Par conséquent, les profils SLP permettent une forme de mutualisation du risque parmi les fournisseurs, qui sont incités à s’approcher du profil de consommation moyen sur l’ensemble de la zone de réglage et non sur le profil propre à leur seule clientèle. Ceci permet de bénéficier d’un effet de taille afin d’améliorer la prévision de la consommation des clients par la constitution d’un plus grand échantillon statistique. Les modèles prévisionnels sont ensuite adaptés et affinés au fur et à mesure sur base du retour d’expérience. En pratique, les modèles utilisés par les fournisseurs sont relativement comparables.

L’arrivée de productions renouvelables, notamment intermittentes, complexifie les prévisions puisqu’elles ajoutent une source de variabilité supplémentaire. Des dispositions spécifiques, comme la compensation des petits producteurs photovoltaïques, ont également un impact sur le risque de déséquilibre du fournisseur.

Pour prendre en compte les productions photovoltaïques dans le processus d’équilibre opérationnel, la puissance globale installée par GRD doit être portée à la connaissance des fournisseurs puisque les données d’infeed sur lesquelles se basent le calcul du résidu sont seulement ventilées par GRD. Par conséquent, l’installation de compteurs intelligents pour ces clients serait susceptible d’introduire un risque financier plus important pour le fournisseur puisqu’il perdrait l’avantage de la mutualisation propre aux profils SLP.

7.6.3.3. Impact des mesures envisagées

Parmi les mesures envisagées, un déplacement de la charge vers l’après-midi permettrait de réduire les surtensions provoquées par une production photovoltaïque. Sur base de la description précédente, l’impact d’une telle action pour le fournisseur et le responsable d’équilibre (ARP) peut être distingué en deux composantes :

- Impact ARP : Au niveau de la gestion de l’équilibre, il s’agit d’un facteur supplémentaire susceptible de perturber les prévisions.

- Impact fournisseur : Au niveau du sourcing, le fournisseur devra facturer au tarif d’heures creuses l’énergie qu’il aura achetée durant les heures pleines.

Sur base de ce constat, un fournisseur a émis une suggestion qui permettrait de réaliser un potentiel de déplacement de charges dans le but d’atténuer l’ampleur des surtensions provoquées par les installations photovoltaïques tout en limitant l’impact dans le chef du fournisseur/responsable d'équilibre.

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Afin de résoudre les problèmes locaux de surtension, le basculement en heures creuses durant l’après-midi pourrait être limité à un nombre restreint de points d’accès. Le basculement serait réalisé par l’émission de signaux TCC spécifiques, ce qui impliquerait une intervention technique (remplacement de la mémoire EEPROM / remplacement du récepteur de TCC / placement d’un récepteur TCC + adaptations …). Cela permettrait de limiter les interventions du GRD à ce qui est strictement nécessaire, là où cela est justifié par l’occurrence de surtensions. La localisation et l’ampleur du basculement pourraient être aisément répertoriés (nombre d’EAN concernés) et communiqués à l’avance aux fournisseurs de manière à atténuer l’impact ARP. Si un nombre limité de compteurs était concerné, l’impact pour le fournisseur pourrait être acceptable puisque le coût engendré par la désynchronisation entre les achats sur le marché de gros et les ventes sur le marché de détail serait limité.

L’appel de flexibilité pourrait être réalisé de manière graduelle en déplaçant partiellement les charges associées aux compteurs bihoraires et interruptibles distinctement. Dans le cas du bihoraire, le signal de basculement pourrait alimenter un système domotique, complété par une information adéquate adressée au consommateur. L’impact ARP pourrait être atténué si une notification de basculement leur était adressée avant 11h la veille compte tenu des contraintes de nomination.

Les GRD ont rappelé que les systèmes de télécommande centralisée, permettant l’envoi des signaux de basculement, n’ont pas été conçus pour commander les compteurs de manière sélective. Ils désirent par conséquent tester toute proposition avant un déploiement à plus grande échelle.

Certains fournisseurs ont également émis des réserves quant à l’impact d’une modification des horaires de basculement. Si l’utilisation des profils SLP mutualise le risque lié à la gestion du résidu, il ne le neutralise pas totalement même lorsque le basculement est notifié à l’avance. A grande échelle, un tel mécanisme aura un impact important sur le résidu.

7.6.4. Moyens d’action du gestionnaire de réseau

Sur base des échanges de la réunion précédente, la CWaPE a soumis aux participants des principes généraux permettant de prendre en compte les contraintes propres à chacun des acteurs représentés :

- Droit du gestionnaire de réseau de distribution à agir sur son réseau au moyen de la gestion active de la demande ;

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- Pour limiter l’impact sur le sourcing du fournisseur, la gestion active de la demande ne sera utilisée que quand et où cela est nécessaire ;

- Pour éviter l’impact sur le balancing de l’ARP, le gestionnaire de réseau de distribution communiquera au préalable son intention d’utiliser la gestion active de la demande.

Par la suite, deux propositions concrètes ont été présentées aux participants. Ces propositions, relatives à la basse tension et la moyenne tension, visent à mettre en œuvre des mécanismes de gestion active de la demande qui respectent les principes énoncés ci-dessus.

7.6.4.1. Gestion active de la demande en basse tension

Cette proposition s’inspire des discussions de la session précédente en vue de prévenir les phénomènes de surtension dus aux productions photovoltaïques. Il s’agirait de provoquer, pour des zones à risques bien déterminées et de manière ponctuelle, un déplacement de charges durant l’après-midi en modifiant les horaires de basculement des compteurs multi-horaires.

Le choix des heures de basculement serait réalisé en concertation avec les fournisseurs et ceux-ci seraient avertis préalablement avant toute action prise par le GRD. Cela nécessiterait une intervention technique du GRD sur la zone considérée visant à remplacer la mémoire du récepteur des signaux de télécommande centralisée au niveau des compteurs bihoraires. Pour les compteurs interruptibles (tarif exclusif de nuit), une relance limitée à 2 heures durant l’après-midi limiterait l’impact pour le fournisseur, compte tenu également des plus faibles volumes en jeu.

7.6.4.2. Gestion active de la demande en moyenne tension

Une proposition similaire a été formulée concernant la moyenne tension. Par rapport au cas précédent, la topologie des émetteurs des signaux de télécommande centralisée permet d’assurer la sélectivité des charges déplacées. En effet, comme les émetteurs sont situés au niveau des postes de transformation HT/MT, la zone à risque correspond exactement à celle où les charges seraient déplacées.

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Toutefois, les contraintes de congestions locales à ce niveau de tension (production éolienne) ont une nature plus variable (en durée et en amplitude) et moins prévisible que le cas de la basse tension (production photovoltaïque). Le déplacement de charge serait donc limité aux compteurs bihoraires associés à une installation domotique et aux compteurs interruptibles. En complément de la proposition soumise aux participants, la CWaPE leur a également remis un questionnaire afin d’identifier les principales barrières à la mise en œuvre des mesures décrites ci-dessus.

7.6.5. Outils utilisés à l’heure actuelle

7.6.5.1. Prévision des flux

Les outils utilisés par le gestionnaire de réseau de transport pour rencontrer le besoin de prévision des flux électriques et notamment ceux engendrés par la production à partir de sources d’énergie renouvelable ont été présentés aux participants du groupe de réflexion.

Le besoin de prévision s’exprime à la fois au niveau global, dans le cadre de la gestion de l’équilibre de la zone de réglage et de l’appel des réserves, et au niveau local, dans une optique de prévention des congestions locales.

Le modèle présenté se base d’une part sur des données météo mises à dispositions en J-1 concernant la température, la vitesse du vent, sa direction et l’irradiance pour des zones de 4x4km. Ces données sont ensuite croisées avec la base de données des productions décentralisées mise à jour par les gestionnaires de réseau, en particulier les productions éoliennes, photovoltaïques et de cogénération. Sur base des caractéristiques de productions issues des constructeurs de machine, le modèle fournit une simulation de la production en J-1 pour une/chaque sous-station du réseau.

ELIA a présenté un certain nombre d’études de cas concernant la production éolienne qui ont permis de confronter les prévisions avec la réalité et donc d’apprécier la précision du modèle. Les écarts de prévision constatés sont principalement dus à une erreur de prévision de la vitesse du vent et à l’indisponibilité des machines. Les prévisions s’approchent de la réalité même si le délai de prévision a un impact significatif sur l’erreur. En J-4, l’erreur statistique

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s’élève à un peu plus de 15% tandis qu’en J-1, cette erreur n’atteint que 7%. Ces simulations démontrent l’importance pour le gestionnaire du réseau de transport de disposer d’informations sur la disponibilité et le calendrier d’entretien des machines.

7.6.5.2. Contrôle des flux

Les GRD ont ensuite précisé le mode de fonctionnement actuel de la technologie de télécommande centralisée et ont également abordé son utilisation potentielle dans les réseaux intelligents. La télécommande centralisée, ou TCC, consiste en la généralisation d’un signal à une fréquence dite musicale et en la propagation de ce signal sur le réseau électrique de distribution, en superposition à l’onde de tension à 50Hz.

La TCC est utilisée sur les réseaux électriques pour piloter les applications suivantes :

- Éclairage public communal - Éclairage spécifique - Tarif bi-horaire - Tarif exclusif de nuit

Sur les réseaux de distribution, les signaux de TCC sont générés de manière centralisée dans les postes de transformation HT/MT (c’est-à-dire l’interface entre les réseaux de transport et de distribution), de manière à inonder la totalité du réseau dépendant du poste concerné. Le principe fondamental de la TCC est la diffusion de signaux pour une utilisation de masse (broadcast). Le système est unidirectionnel, les signaux partant des générateurs de signaux vers les utilisateurs et non l’inverse.

ORES a rédigé une note à l’attention des participants au groupe de réflexion REDI de manière à préciser son potentiel d’utilisation dans les réseaux intelligents (ORES, 2011) :

Ce que la TCC peut faire Ce que la TCC ne peut pas faire

Commande en masse (broadcast)

Adressage particulier et interactivité avec l’équipement commandé

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Commande unidirectionnelle, du réseau vers l’utilisateur

Génération de télégrammes espacés par des intervalles de temps courts

Commande d’équipements avec une tolérance sur le délai d’exécution de l’ordre

Commande des charges en temps réel

Table 4 - Caractéristiques de la télécommande centralisée (ORES, 2011)

Comme indiqué ci-dessus, la technologie TCC répond aux besoins actuels en termes de commande de charges génériques et d’application d’une tarification horaire simple. Elle présente donc des limitations à prendre en compte pour évaluer son utilisation dans les réseaux intelligents.

La TCC a été conçue pour diffuser des commandes destinées à des équipements en masse. Elle est unidirectionnelle et la durée de transmission de ses signaux est relativement longue par rapport aux exigences de systèmes qui nécessiteraient une réaction très rapide (temps réel).

Néanmoins, la TCC est omniprésente sur les réseaux de distribution. En conclusion, les gestionnaires de réseau de distribution considèrent que l’exploitation de cet avantage devrait être subordonné à la condition de pouvoir répondre aux futurs besoins à un coût inférieur aux solutions techniques concurrentes.

7.6.5.3. Mesure des flux

Actuellement, le GRD ne dispose que d’une vue sur les flux transitant par les postes HT/MT via leur dispatching : il n’y a pas de télécontrôle en BT.

TECTEO a lancé un projet pilote afin d’améliorer sa capacité de monitoring. ORES a indiqué que certaines de ses cabines MT étaient également équipées de télécontrôle.

7.6.6. Interaction des mesures étudiées

Enfin, la CWaPE a présenté aux participants certaines pistes permettant d’intégrer les différentes mesures envisagées dans un cadre plus général. Un logigramme a été soumis aux participants de manière à recueillir leurs remarques lors de la réunion suivante.

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Ces remarques ont permis à la CWaPE d’affiner sa vision en matière d’intégration des productions décentralisées au système électrique.

Cette vision, qui sera présentée au chapitre suivant, reprend donc les mesures envisagées lors des réflexions des différents groupes de travail : renforcement et développement du réseau, gestion active de la demande et raccordement avec accès flexible.

7.7. Priorités en matière de développement des réseaux

Ce chapitre vise à répondre à la demande du Ministre en charge de l’énergie telle qu’exprimée dans la lettre de mission à l’origine de la constitution du groupe de réflexion REDI, à savoir identifier les priorités en matière de développement des réseaux durables et intelligents en vue d’assurer l’intégration des productions décentralisées, de limiter la consommation des clients finals, de réduire les pertes réseaux et d’améliorer le rapport coût-bénéfice des investissements réseaux.

Pour ce faire, la CWaPE propose une vision apte à répondre aux différents enjeux identifiés dans cette lettre de mission. Les concertations réalisées au travers des différents groupes de travail ont été un élément indispensable à la constitution de cette vision, qui s’est alimentée des analyses et contributions des nombreuses parties participantes. Le travail de synthèse qui a permis de former la vision préconisée par la CWaPE n’implique toutefois que sa seule responsabilité.

Conformément à sa double mission de conseil des autorités publiques et de contrôle des acteurs de marché, la CWaPE a ensuite traduit cette vision en recommandations à destination du pouvoir politique et en dispositions concrètes quant à sa mise en œuvre au niveau des gestionnaires de réseau.

7.7.1. Vision de la CWaPE

Comme précisé dans la lettre de mission, la responsabilité première confiée à la CWaPE dans le cadre du groupe de réflexion REDI est d’identifier les barrières susceptibles d’empêcher l’atteinte des objectifs du Gouvernement wallon en matière de production décentralisée. Dans ce contexte, l’intégration des unités de production décentralisées au réseau devrait donc constituer la colonne vertébrale des priorités à définir.

Par conséquent, la vision de la CWaPE a été intitulée « Intégration de la production locale » et définit les différents moyens d’actions mis à disposition du gestionnaire de réseau pour y faire face. Ces moyens d’actions sont organisés de façon chronologique,

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de manière à distinguer le caractère préventif ou curatif des mesures visant à maintenir la sécurité du réseau face aux congestions locales. Ces mesures ont en commun de rechercher plus de flexibilité en vue de répondre aux contraintes locales, que ce soit au niveau de la production ou de la consommation.

L’intégration des productions locales implique les étapes successives suivantes pour le gestionnaire de réseau, centrées sur l’occurrence des congestions locales :

- Plan d’adaptation (plusieurs années à l’avance) - Raccordement (au fur et à mesure des demandes) - Prévention des congestions locales (J - 1 jour) - Gestion des congestions locales (Jour J) - Compensation financière (J + 3mois)

7.7.1.1. Plan d’adaptation

Le renforcement et l’extension des réseaux constituent la première des mesures préventives en vue d’assurer l’intégration de la production locale. Tous les acteurs concernés se rejoignent en effet sur l’intérêt d’agir le plus tôt possible.

Mais tandis que les producteurs suggèrent aux gestionnaires de réseau d’anticiper les travaux sur base des potentiels identifiés d’énergie renouvelable, ces derniers désirent avant tout investir là où l’utilité est avérée et confirmée. En effet, les gestionnaires de réseau désirent obtenir un engagement ferme de la part du producteur, via la signature du contrat de raccordement et le financement partiel des frais de raccordement.

A cet égard, il est évident que la définition par les autorités de zones prioritaires pour l’accueil de la production locale faciliterait la planification du réseau. La CWaPE est toutefois d’avis que, même sans disposer de telles informations, les plans d’adaptation des gestionnaires de réseau doivent déjà permettre de donner une meilleure visibilité sur les investissements réseau, en particulier ceux permettant d’assurer l‘intégration des productions locales. Il convient également de garantir une rémunération suffisante des gestionnaires de réseau pour ces investissements.

Pour rencontrer au mieux les objectifs du Gouvernement wallon en matière de production d’électricité verte, certains investissements « réseaux » pourraient être qualifiés de stratégiques, notamment ceux permettant une meilleure observabilité et une meilleure prévisibilité des flux transitant par le réseau (monitoring des postes de transformation ou même en aval de ceux-ci, en des points critiques compte tenu de l’intégration accrue des productions décentralisées). Ces investissements stratégiques seraient associés à un taux de rémunération incitatif (WACC+). Les directives européennes prévoient explicitement cette possible différenciation.

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La CWaPE considère toutefois que ces investissements doivent être optimisés, de manière à en limiter l’impact sur la facture du consommateur final. Une information et une incitation doivent donc exister pour que les producteurs se raccordent de préférence dans les zones favorables à cet égard, c’est-à-dire où la capacité du réseau est disponible, plutôt que dans les zones saturées.

7.7.1.2. Raccordement des productions locales

La CWaPE défend le principe de base suivant lequel toute demande de raccordement doit être rencontrée, qu’elle concerne une production d’électricité verte ou non. L’application de ce principe permettra de garantir l’accès au réseau des unités de production renouvelable dans le respect des directives européennes 2009/72 et 2009/28. Pour des raisons de non-discrimination et de stimulation de la concurrence, la CWaPE considère que cette garantie pourrait être étendue à tous les types de production.

Pour concilier le principe d’accès garanti ou prioritaire des unités de production à partir de sources d’énergie renouvelables avec la nécessité absolue de préserver la sécurité du réseau, l’accès au réseau de tous les nouveaux raccordements (renouvelables ou non) doit être rendu flexible. Dans certaines circonstances, il n’est en effet pas possible d’offrir un accès inconditionnel des unités de production sans altérer la fiabilité ou la sécurité du réseau.

Cela signifie que le gestionnaire de réseau se réserve la possibilité (sur base des contraintes de son réseau) de limiter ponctuellement la quantité d’électricité injectée au niveau du point d’accès et ce, dans l’attente de l’exécution d’un plan d’amélioration permettant de lever les contraintes à l’origine de la limitation.

Lorsque la capacité du réseau n’est pas suffisante, l’activation de la flexibilité ne sera provisoirement pas compensée financièrement, pour un niveau de flexibilité convenu contractuellement sur base d’une étude spécifique, le temps de permettre d’opérer les améliorations de réseaux nécessaires.

Lorsque le renforcement du réseau n’est pas réalisé dans les temps, soit parce qu’il est jugé économiquement non justifié par le gestionnaire, soit parce que des retards de réalisation sont constatés pour des raisons techniques, juridiques ou autres, la flexibilité pourra se poursuivre, mais à des conditions ne compromettant pas le business plan du producteur. La flexibilité non compensée financièrement doit donc s’accompagner d’une limite dans le temps : elle doit suivre les échéances des travaux prévus par les plans d’adaptation et ne peut, en aucun cas, être supérieure à une première durée (par exemple 5 ans), à compter de la conclusion du contrat de

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raccordement, ni à une autre durée (par exemple 1 an), à compter de la mise en service finale de l’installation de production.

Le fait que la flexibilité ne soit pas compensée financièrement pendant la période nécessaire au renforcement du réseau (durée plafonnée) constitue un incitant pour le candidat investisseur d’examiner la possibilité de localiser son projet d’installation de production à un endroit plus propice en termes de capacité de réseau. Le gestionnaire de réseau lui indiquera les postes de transformation ou les cabines susceptibles de permettre un raccordement modalisé par des conditions de flexibilité moins contraignantes.

Dans certains cas, il serait déraisonnable de renforcer le réseau local pour permettre une injection maximale en toutes circonstances. Toutefois, le caractère « déraisonnable » d’un investissement dans le réseau devra être prouvé par une analyse coûts-bénéfices approuvée par la CWaPE.

Dans le cas exceptionnel où le caractère déraisonnable d’un investissement se combine au caractère déraisonnable de la compensation future compte tenu des bénéfices du projet, la CWaPE pourrait accepter la demande du gestionnaire de réseau de refuser la compensation financière à l’échéance de la durée plafonnée censée ouvrir le droit à cette compensation. Cette disposition devra toutefois être strictement encadrée et notamment prévoir une analyse coût-bénéfice réalisée par le gestionnaire de réseau. Seule l’approbation de la CWaPE, sur base de cette étude coût-bénéfice, pourra entrainer une dérogation quant au mécanisme général de compensation en vigueur. L’approbation ou le refus de la CWaPE reposera sur une motivation formelle et adéquate. L’étude coût-bénéfice tiendra principalement compte des aspects financiers. Dans l’analyse des dossiers, la CWaPE y intégrera également, le cas échéant, des aspects environnementaux, sociétaux, paysagers,… Compte tenu des durées d’amortissement des investissements, cette évaluation devra également s’inscrire dans la perspective de promotion des énergies renouvelables, pour tenir compte, par exemple, d’un gisement important d’énergie renouvelable quand bien même la demande ne concernerait qu’un seul projet ou encore de l’atteinte des objectifs de production fixés aux niveaux wallon et européen.

En résumé, le principe de raccordement garanti avec accès flexible s’appliquerait à tout type de production. L’activation de l’accès flexible impliquerait des conséquences différentes selon le cas de figure envisagé :

1) Si la capacité est disponible, le producteur bénéficierait de la compensation (par le gestionnaire de réseau) directement dès lors que la flexibilité est activée, et ce, sans délai ni prise en compte d’un seuil de flexibilité.

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2) Si la capacité est insuffisante, l’activation de la flexibilité impliquerait une compensation financière à partir d’un délai prédéterminé ou au-delà d’un niveau de flexibilité convenu contractuellement. Le délai à partir duquel le producteur verrait son manque à gagner compensé est celui dont l’échéance satisferait l’une des trois conditions suivantes :

- dépassement des délais prévus dans les plans d’adaptation relatifs à la réalisation des travaux nécessaires pour offrir une capacité d’injection maximale au producteur ;

- dépassement d’un délai de 5 ans (à confirmer) à partir de la signature du contrat de raccordement ;

- dépassement d’un délai de 1 an (à confirmer) à partir de la mise en service de l’unité de production.

3) Si la capacité est insuffisante mais que ni l’investissement nécessaire, ni la compensation du manque à gagner ne sont justifiables vis-à-vis du bénéfice imputable à l’unité de production considérée, l’activation de la flexibilité ne donnera lieu à aucune compensation financière de la part du gestionnaire de réseau, sauf au-delà du niveau de flexibilité convenu contractuellement (basé sur la capacité disponible)

Le graphique ci-dessous illustre ces trois cas de figure. L’axe vertical reprend le taux de flexibilité, pourcentage de la production annuelle qui est susceptible d’être limité, alors que l’axe horizontal représente le temps, à partir de la mise en service de l’installation. Comme expliqué ci-dessus, le deuxième cas implique la définition d’un taux de flexibilité contractuel ainsi qu’un délai en dessous desquels aucune compensation ne serait octroyée par le gestionnaire de réseau au producteur. Le troisième cas ne présente pas de délai mais implique un taux de flexibilité au-delà duquel une compensation financière serait versée au producteur.

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Figure 15 - Modes de compensation de la flexibilité

7.7.1.3. Prévention des congestions

Comme démontré par le Groupe de Travail 2 « Consommateurs finals » qui a quantifié le potentiel de déplacement de charge en Wallonie, les consommateurs finals constituent également une source non négligeable de flexibilité. Compte tenu du moindre coût associé à la mobilisation de cette flexibilité, mais également du fait que son effet ne peut être garanti avec certitude, la CWaPE considère que la gestion active de la demande constitue une mesure adéquate pour prévenir l’occurrence de congestions locales.

De manière générale, la CWaPE retient des discussions du GT3 « Coût-bénéfice des investissements réseau » que les fournisseurs resteront les acteurs concernés en priorité par la gestion active de la demande. La gestion de la charge doit donc permettre l’optimisation du sourcing de l’énergie (achat et vente par le fournisseur) et le respect de l’équilibre entre l’injection et le prélèvement en intraday (rôle de l’ARP). La CWaPE retient également que ces mesures, lorsqu’elles permettent de répondre à des contraintes comme le lissage de la charge, peuvent également servir les intérêts des gestionnaires de réseau de distribution, dès lors que ces intérêts convergent avec ceux des fournisseurs.

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Toutefois, seuls les gestionnaires de réseau de distribution sont responsables de la résolution des congestions locales, ce qui leur confère naturellement une priorité d’action pour la gestion active de la demande afin d ‘assurer la sécurité de leur réseau, quand bien même ces mesures de gestion active de la demande iraient à l’encontre des intérêts des fournisseurs. Une action du gestionnaire de réseau de distribution affecte en effet les fournisseurs qui, s’ils sont en mesure de prévoir cette action, modifieront leurs prévisions et leurs achats. Sinon, les fournisseurs seront pénalisés financièrement pour le déséquilibre qu’ils n’auront pas couvert au travers des factures de déséquilibre, adressées aux responsables d’équilibre.

En conséquence, la CWaPE défend les principes suivants quant à la priorité d’action du gestionnaire de réseau:

- droit du gestionnaire de réseau à agir sur son réseau au moyen de la gestion active de la demande ;

- pour limiter l’impact sur le sourcing du fournisseur, cette gestion active de la demande ne sera utilisée que quand et où cela est nécessaire ;

- pour éviter l’impact sur les prévisions d’équilibre du fournisseur, le gestionnaire de réseau de distribution communiquera au préalable son intention d’utiliser la gestion active de la demande, ainsi que son ampleur.

Ces principes, soumis à l’appréciation des fournisseurs et gestionnaires de réseau, ont permis d’aboutir à la définition de deux mesures de gestion active de la demande mises à la disposition du gestionnaire de réseau de distribution :

1) Déplacement des charges consommées au travers des compteurs interruptibles (tarif exclusif de nuit). Une relance pourrait être effectuée en journée pour une durée maximale de deux heures.

2) Déplacement des charges consommées au travers des compteurs bihoraires adressables spécifiquement (tarif d’heures pleines et creuses).

Considérant qu’une action annoncée suffisamment tôt (J-1 avant 11h) aux fournisseurs permettra d’atténuer son impact sans nécessiter de dédommagement financier, la CWaPE entend inciter les gestionnaires de réseau de distribution à utiliser ces deux moyens d’action afin de limiter leurs coûts.

Le gestionnaire de réseau de distribution peut donc décider de réduire les congestions un jour à l’avance en agissant sur certains clients (ciblés sur leur capacité à réagir de manière adéquate) munis de compteurs multi-horaires, sans compensation financière car les fournisseurs de ces clients ne sont pas spécifiquement impactés.

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Le gestionnaire de réseau de distribution peut également se procurer de la flexibilité auprès des parties commerciales tant pour les clients équipés de compteurs télé relevés ou de compteurs intelligents qu’auprès des producteurs. Une compensation financière devra néanmoins intervenir.

Il convient de rappeler que ces mesures visant un déplacement de charge doivent être prises dans une optique de prévention dans la mesure où le résultat quantitatif d’une gestion active de la demande n’est pas absolument garanti.

7.7.1.4. Gestion des congestions

Lorsqu’une congestion est imminente, le gestionnaire de réseau de distribution pourra faire appel à de la flexibilité par le biais du fournisseur en intraday.

Si, malgré ces mesures, une congestion est effectivement constatée, il activera les raccordements avec accès flexible sur les zones en état de stress et ce, jusqu’à ce que la sécurité du réseau soit assurée. Les productions fossiles devront être flexibilisées en priorité par rapport aux productions renouvelables. Le gestionnaire de réseau devra ensuite organiser les activations de flexibilité de ces dernières productions renouvelables sur base économique, en visant un moindre coût pour lui, et donc pour la collectivité.

7.7.1.5. Compensation financière

Suite à l’activation des accès flexibles des unités de production en vue d’assurer la sécurité du réseau, le gestionnaire de réseau sera amené à compenser le manque à gagner du producteur, selon le cadre défini précédemment. Cette compensation comporte deux composantes :

- Une composante « énergie » qui devrait être compensée physiquement et en temps réel pour éviter tout déséquilibre dans le chef du responsable d’équilibre associé au producteur dont l’unité aurait été flexibilisée.

- Une composante « financière », qui peut être négative ou positive. Cette composante pourra par exemple être négative pour tenir compte du coût de combustible évité. A l’inverse, une compensation financière positive devra être octroyée au producteur si les certificats verts qu’il n’a pu produire sont irrémédiablement perdus (photovoltaïque, éolien,…).

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La CWaPE entend également permettre l’intégration de la charge financière liée à cette compensation dans les tarifs d’utilisation des réseaux. Lorsque la compensation résulte d’une demande du GRT/GRTL, elle sera effectivement supportée par le GRT/GRTL et les modalités devront être précisées dans le contrat de collaboration.

7.7.2. Synthèse

La vision de la CWaPE telle qu’explicitée au travers des étapes précédentes est illustrée par les logigrammes suivants. Le premier reprend le cas général, tandis que le deuxième logigramme est spécifique aux petites productions (<10kVA) et est donc une version simplifiée du précédent. Dans ce cas, il s’agit de résoudre des problèmes de surtension apparaissant sur certaines zones du réseau BT lorsque l’injection y est plus importante que le prélèvement.

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Figure 16 - Logigramme « Intégration des productions locales » - Cas général

- Renforcement du réseau (prod. déc.)- Monitoring du réseau (Smart Grid)

WACC+Plan d’adaptation

Demande de raccordement

Capacité disponible

ouiProjet

« déraisonnable » 1

Racc. flexiblesans compensation

- 5 ans

- Dir. 2009/72, art. 32- Dir. 2009/28, art. 16, 5e

- Décret "électricité", art. 11

1: Accord CWaPE nécessaire2: Niveau de flexibilité et durée des travaux à justifier

Racc. flexiblecompens. différée 2

Racc. flexibleavec compensation

Après renforcement du réseau

Congestion prévisible

Congestion effective

imminente

non oui

Appel à flexibilité

J - 1 (avant 11h00)

Appel à flexibilité

Intra-day ouinon

Sur base économique:1. DSM C.I. max 2 heures

DSM C. Bi. EEPROM spéc.2. DSM via AMR/SM3. GFlex fossile4. GFlex RES

GRD (sans compens.)

1. DSM via AMR/SM

2. GFlex fossile3. GFlex RES

Congestion effective

Congestion

Fin DSM / GFlex

Compensation financière éventuelle

+ reporting à la CWaPE

GFlex

Temps réel

+ 3 mois

oui

oui

non

non

Ordre prioritaire, puis base économique1. Fossile2. RES: Dir. 2009/28, art. 16, 2. b.

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Figure 17 - Logigramme « Intégration des productions locales » - Productions < 10kVA

La CWaPE défend le point de vue selon lequel la compensation financière est une condition nécessaire pour permettre au gestionnaire de réseau de réaliser une optimisation économique, au bénéfice de la collectivité. En effet, le fait d’associer un coût à l’activation des accès flexibles permet de valoriser la flexibilité obtenue par ce moyen particulier. Cette valorisation permettra ainsi de faciliter l’allocation de priorités par le gestionnaire de réseau par rapport aux autres moyens d’action mis à sa disposition, dans l’exercice d’une mission globale d’optimisation des coûts du système tout en respectant scrupuleusement la séparation des métiers.

La CWaPE entend confier au gestionnaire de réseau la responsabilité et les moyens de choisir les solutions, au moindre coût, en vue d’atteindre les objectifs gouvernementaux, tout en garantissant la sécurité du réseau. Les arbitrages que le gestionnaire aura à poser concerneront les investissements nécessaires à l’adaptation du réseau, les mesures de gestion active de la demande dont il est l’initiateur, les mesures de gestion active de la demande initiées par des parties commerciales auprès desquelles il pourra se procurer de la flexibilité contre rémunération ou encore l’activation des accès flexibles des unités de production.

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7.7.3. Réactions des acteurs de marché

Lors de la dernière réunion plénière du groupe de réflexion REDI, la CWaPE a soumis sa vision aux acteurs de marché et leur a proposé de communiquer leur position à ce sujet. La CWaPE a reçu la position des gestionnaires de réseau réunis au sein de Synergrid, complétée par celle d’ORES. Les producteurs (Edora, Febeg) et fournisseurs (Febeg) se sont également exprimés. L’ensemble de ces réactions, ainsi que les commentaires que la CWaPE a pu y apporter sont repris en annexe.

7.7.3.1. EDORA

EDORA, fédération des énergies renouvelables, représente les producteurs et a exprimé une position développée en commun avec la FEBEG. Ses préoccupations visent principalement les raccordements avec accès flexible.

La fédération a rappelé les principes contenus dans les Directives européennes et notamment l’obligation d’offrir un accès prioritaire ou garanti aux productions renouvelables, sous réserve de fiabilité et de sécurité du réseau uniquement. Elle rejoint la vision de la CWaPE quant aux principes associés aux accès flexible:

- En règle générale, la flexibilité offerte par ce biais au gestionnaire de réseau doit être rémunérée et appliquée à l’ensemble des productions, futures et existantes (sur base volontaire pour ces dernières). Ne pas suivre ces principes entrainerait des problèmes de discrimination entre producteurs, découragerait les nouveaux investissements en production, mettrait en difficulté des projets renouvelables et enfin n’inciterait pas les gestionnaires de réseau à réaliser à temps les investissements nécessaires.

- Afin d’intégrer plus vite davantage d’unités de production renouvelables, les producteurs sont disposés à accepter le mécanisme de franchise limité dans le temps, par lequel un certain niveau de flexibilité non compensée serait accepté sur certains raccordements.

- Les producteurs ont plaidé pour une limitation de la flexibilité non compensée à un niveau indépendant des contraintes particulières du point du réseau concerné, fixé à 10% de la quantité produite. La CWaPE considère que le taux de flexibilité doit être convenu contractuellement et défini au cas par cas, de manière à encourager les producteurs à se

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raccorder aux points du réseau présentant la meilleure capacité d’accueil. De plus, une éventuelle limitation de la flexibilité non compensée provisoirement créerait un seuil (effet de bord), avec tous les effets négatifs associés entre la voie 2 et la voie 3 du premier arbre décisionnel. Ces projets manifestement « surdimensionnés » eu égard à la capacité du réseau, devraient alors basculer dans la voie 3, vu les contraintes économiques générées chez le gestionnaire de réseau.

- La fédération a également exprimé l’importance de fixer des critères clairs et univoques pour qualifier les projets comme déraisonnables (dont la flexibilité ne serait pas compensée). Ils demandent que les motivations soient clairement établies et qu’une voie de recours administratif puisse être ouverte à tout producteur concerné. EDORA rappelle enfin le caractère exceptionnel de cette mesure visant à exclure certains projets d’une compensation de la flexibilité.

- Les producteurs insistent également sur l’importance d’un processus de planification situé suffisamment en amont des investissements ainsi que sur le caractère réglementaire à donner à ce processus qui devrait associer les producteurs.

- Enfin, les producteurs ont insisté sur l’importance de les impliquer dans les discussions qui auront lieu dans le futur en vue de transposer les principes et modalités de mise en œuvre dans les textes légaux et réglementaires.

7.7.3.2. Febeg

La FEBEG réunit les producteurs et fournisseurs d’électricité. Par conséquent, elle s’est exprimée tant sur les raccordements avec accès flexible que sur la gestion active de la demande. Les arguments développés par rapport aux raccordements avec accès flexible sont similaires à ceux d’EDORA tels que repris ci-dessus.

Les fournisseurs se sont également exprimés par rapport à la gestion active de la demande. Ils considèrent que la gestion active de la demande pilotée par le GRD doit être limitée en nombre d’occurrences, en volume global ainsi que dans le temps, compte tenu de l’impact de ces mesures affectant les fournisseurs. Sous réserve de ces trois conditions, ils confirment la possibilité

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pour le GRD d’intervenir sur la consommation finale sans qu’une compensation ne doive être envisagée pour les fournisseurs.

A cet égard, ils rappellent que le respect des modalités de mise en œuvre définies lors des réunions du GT3 est essentiel en vue d’atténuer l’impact dans le chef du fournisseur des mesures initiées par le GRD. Ils confirment par conséquent leur intérêt de disposer d’une information préalable à toute action, notamment une prévision du résidu.

En conclusion, la FEBEG considère que l’intervention du GRD sur la consommation locale ne peut constituer une solution structurelle pour éviter un renforcement du réseau mais qu’elle peut être utilisée de manière ponctuelle en cas de risques de congestion sur le réseau de manière limitée (nombre d’occurrences, volumes déplacés). La fédération représentant les fournisseurs considère qu’à plus long terme, il conviendrait de développer des solutions permettant au fournisseur d’utiliser la gestion active de la demande pour optimiser son portefeuille de clients et d’offrir par ce biais des services auxiliaires au gestionnaire de réseau de distribution.

7.7.3.3. Synergrid

La fédération des gestionnaires de réseau a également adressé ses commentaires quant à la vision de la CWaPE présentée lors de la dernière réunion plénière.

SYNERGRID a d’abord exprimé ses réserves quant aux propositions faites dans le cadre de REDI. Les gestionnaires de réseau considèrent que certaines de ces propositions remettent en cause les rôles des acteurs du marché. Parce que ces réflexions étaient en cours de discussion au sein d’autres structures, notamment la plateforme ATRIAS dont ils sont responsables, les gestionnaires de réseau ont déclaré ne pas vouloir aborder plus avant les différentes propositions émises dans le cadre de REDI et touchant au modèle de marché.

La CWaPE a réagi à cet égard, rappelant que les mesures envisagées avaient été définies dans le cadre du modèle de marché actuel et donc, en prenant en compte les contraintes légitimes des acteurs concernés (fournisseur et responsables d’équilibre).

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Les gestionnaires de réseau ont toutefois émis différentes critiques et suggestions sur les raccordements avec accès flexible et sur la gestion active de la demande, c’est-à-dire sur les propositions émises dans le cadre de REDI.

Concernant les raccordements avec accès flexible, les gestionnaires de réseau soutiennent les propositions émises dans ce cadre mais insistent sur la nécessité d’affiner les modalités de mise en œuvre de la vision préconisée. Ils ont toutefois émis des réserves sur la compensation financière des productions interrompues, notamment concernant l’étendue et le mode de la compensation.

Ils ont rappelé que la TCC était un outil soumis à des contraintes de paramétrage et de fréquence d’émission, comme exposé lors des premières sessions du GT2 « Consommateurs finals ». Les gestionnaires de réseau ont également affirmé que les profils de charge synthétiques qu’ils développent et mettent à disposition des acteurs de marché n’intégraient pas l’influence des productions photovoltaïques. Cela entraine une détérioration progressive du résidu, différence entre ces profils et la réalité mesurée sur le réseau, compte tenu de la croissance de ces installations. A cet égard, ils préconisent que toutes les productions soient télérelevées et que ces mesures soient intégrées dans le processus d’allocation.

7.7.3.4. ORES

En complément de la position exprimée par SYNERGRID, ORES a fait parvenir à la CWaPE une note relative au modèle de marché et à la notion de flexibilité.

Cette note contient un argumentaire fouillé en réponse à la vision de la CWaPE. ORES exprime dans cette note son choix pour un modèle de marché s’écartant du modèle actuellement en vigueur au niveau belge.

ORES considère que les contraintes réseau et les objectifs de promotion de l’énergie verte devront demain être de la responsabilité des responsables d’équilibre. Selon ce modèle, ce sont les responsables d’équilibre qui disposeront des moyens d’action en vue de rencontrer les contraintes associées à l’intégration des productions locales. Ils devraient donc affecter des priorités entre ces actions visant à obtenir de la flexibilité auprès des consommateurs et des producteurs. Le GRD n’interviendrait qu’en cas d’urgence.

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Dans sa réaction, la CWaPE précise que les rôles du modèle de marché sont définis par les autorités fédérales et régionales compétentes, dans le respect d’éventuelles prescriptions internationales contraignantes. Par ailleurs, les actions listées dans le logigramme sont, uniquement, celles sous la responsabilité du GRD. L’allocation de priorités entre ces différentes actions devra donc se faire sur base d’un optimum économique, ce qui relève également de la responsabilité du GRD (choix entre investissement et rémunération de la flexibilité). De plus, certaines remarques émises par ORES dans cette note n’ont jamais été exprimées dans le cadre des différents groupes de travail de REDI où ORES était représenté.

Enfin, ORES a précisé sa position quant à la gestion future des prosumers, à savoir qu’une mesure séparée de la consommation brute et de la production brute était nécessaire.

D’une part, les mesures de production brute permettront au GRD d’intégrer la relève et la validation de ces mesures à ses activités de base et donc :

- de faciliter le calcul des volumes de production déterminant l’attribution des certificats verts ;

- d’inclure la production brute dans l’infeed ; - d’identifier les zones à problèmes (surtensions et déclenchement des

onduleurs photovoltaïques).

D’autre part, la mesure de la consommation brute et de la tension au point de raccordement permettra au GRD de mieux connaitre son réseau et facilitera ses interventions éventuelles.

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7.8. Mise en œuvre par les gestionnaires de réseau Dans la perspective décrite ci-avant, il est de la responsabilité des gestionnaires de réseau de permettre le raccordement des productions locales au moindre coût pour la collectivité. Sur cette base, la CWaPE a proposé des pistes de solution à mettre en œuvre au niveau des gestionnaires de réseau.

Ces dispositions sont organisées en deux niveaux et concernent avant tout les gestionnaires de réseau de distribution, et dans une moindre mesure, le gestionnaire du réseau de transport. A ce stade, les mesures proposées sont simplement ébauchées et il conviendra de les définir plus précisément avec les acteurs concernés.

Dans un premier temps, il s’agit d’initier un processus de changement et de définir une trajectoire afin de réaliser les potentialités sous-tendues par le concept de réseau intelligent. Cet aspect relève donc du niveau stratégique, vise le long terme et met l’accent sur les modes de concertation ainsi que les rôles, responsabilités et compétences permettant de cadrer et de maintenir ce processus de changement.

L’évolution vers des réseaux intelligents implique également une redéfinition progressive des activités exercées par les gestionnaires de réseau. Des dispositions d’ordre opérationnel doivent par conséquent être mises en œuvre à plus court terme.

7.8.1. Stratégie, organisation et structure

« Comment initier et maintenir le processus d’évolution vers un réseau intelligent ? »

7.8.1.1. Stratégie

Un facteur clé du succès de tout processus de changement réside dans la constitution d’une vision partagée par les parties prenantes. A cet égard, les gestionnaires de réseau ont été invités à se prononcer sur la vision de la CWaPE.

Il ne s’agit toutefois pas de recueillir un consensus général sur l’ensemble des modalités de mise en œuvre proposées dans le cadre de ce rapport mais bien d’aboutir à une vision partagée après avoir pris en compte toute objection majeure et légitime des acteurs concernés.

Cette vision devra ensuite être intégrée par les gestionnaires de réseau dans leurs processus décisionnels et leur planification stratégique. Concrètement, ils devront s’approprier cette vision pour la porter au sein des structures de concertation dont

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ils ont la responsabilité (Comité MIG, réunissant gestionnaires de réseau et fournisseurs au niveau fédéral, Synergrid,…).

La CWaPE attend des gestionnaires de réseau de distribution en particulier qu’ils dépassent leur rôle actuel de gestion de la capacité d’accueil dans une logique conservatrice (fit and forget) qui a pour conséquence, d’une certaine manière, une sous-utilisation de l’infrastructure de distribution. Ceci implique une prise de responsabilité du GRD en vue d’atteindre une optimisation des coûts.

Compte tenu des incertitudes croissantes liées aux productions intermittentes et aux nouvelles possibilités de gestion active de la demande initiée par le fournisseur (sourcing), l’approche consistant à assurer un accès sans contrainte technique ne peut plus être tenue pour acquise par avance et devra pouvoir être justifiée économiquement, au moyen des potentialités offertes par une gestion active des réseaux de distribution.

En tant qu’opérateurs des réseaux intelligents, les gestionnaires de réseau devront prendre en compte l’évolution irréversible vers une recherche de flexibilité au niveau de la gestion des réseaux et anticiper cette évolution, notamment en se dotant d’outils de prévision, de manière à optimiser le coût de transformation. Nier cette évolution reviendrait en effet soit à remettre en cause les objectifs de production décidés par les autorités publiques, tant européennes que wallonnes, soit à présupposer une capacité d’investissement quasi-illimitée!

7.8.1.2. Organisation et structure

La CWaPE est consciente de la difficulté d’anticiper l’évolution évoquée et entend accompagner cette prise de responsabilité du GRD au moyen des outils dont elle dispose. De manière à traduire cette vision dans ses processus de prise de décision et d’investissement du GRD, la CWaPE est favorable à la mise en œuvre d’incitants financiers qui distingueraient le taux de rémunération des capitaux investis selon le caractère stratégique de ces investissements. Il s’agit ici d’une mesure fondamentale visant à assurer un alignement entre la vision, la stratégie et les investissements qui en découleront. Le rôle d’opérateur du réseau intelligent implique l’exercice d’arbitrages entre les différents moyens d’action mis à disposition du gestionnaire de réseau. La CWaPE entend mettre en œuvre des indicateurs de performance en concertation avec les GRD de manière à évaluer de manière transparente, objective et contrôlable la manière dont ils auront exercé leur mission générale d’optimisation des coûts. A

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terme, ces indicateurs de performance devraient alimenter un mécanisme de tarification incitative qui répartirait équitablement les économies engendrées par cette optimisation des coûts. En tant qu’opérateur des réseaux intelligents, les GRD doivent devenir de véritables centres de compétence. Pour ce faire, la CWaPE juge comme essentielles les initiatives visant à développer et transmettre ces compétences, que ce soit au niveau de la recherche et développement, de la réalisation de projets-pilotes ou encore via le déploiement à plus grande échelle de solutions innovantes. Vu les enjeux, ces initiatives devront s’intégrer dans la stratégie suivie par ces acteurs. Il s’agit donc de prévoir des budgets spécifiques étendus sur plusieurs années, de manière à assurer que le retour d’expérience émanant de ces initiatives devienne une composante permanente de la redéfinition progressive des activités exercées par les GRD. Ce pôle de compétence sur les réseaux intelligents devra être étendu à l’ensemble de leur organisation (compétences transversales entre les différents départements) puis progressivement mis à disposition des acteurs du secteur, des institutions académiques et des installateurs, dans l’exercice d’un rôle confirmé de facilitateur de marché. La CWaPE est bien consciente que ces initiatives impliquent des moyens de financement. Il convient toutefois d’évaluer leur pertinence dans l’optique d’un changement dans la conduite des réseaux permettant une intégration accrue des productions locales. Ce changement s’inscrit dans un contexte européen et une politique proactive visant à acquérir les outils et compétences nécessaires aux gestionnaires de réseau lui permettra d’anticiper cette évolution au moindre coût sur base de choix posés en connaissance de cause. La CWaPE encourage les GRD à poursuivre leur implication dans les cénacles européens (Eurelectric, EDSO,…) et à y partager cette vision.

7.8.2. Activités

« Que faut-il faire pour mettre en place un réseau intelligent qui intègre les comportements et actions de tous les usagers en faisant bon usage de l’évolution technologique ? »

Les activités relatives aux réseaux intelligents ont été distinguées par domaine. Dans le contexte propre au groupe de réflexion REDI, les domaines abordés portent sur la gestion opérationnelle du réseau, sur la relation avec l’utilisateur et sur la relation avec les autres acteurs du marché. D’autres domaines, bien que pertinents dans le cadre des réseaux intelligents n’ont pas été étudiés par le groupe de réflexion REDI et

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ne seront par conséquent pas abordés (notamment les aspects technologiques ou encore la gestion des actifs et des travaux).

7.8.2.1. Gestion opérationnelle du réseau

Ce domaine porte principalement sur les pré-requis d’une gestion active des réseaux de distribution. Une gestion active est caractérisée par un haut niveau d’observabilité, de prévisibilité, de contrôle, de qualité et de fiabilité. Ces capacités doivent interagir sur l’ensemble des composantes du réseau intelligent et faciliter l’action de l’opérateur de ce réseau sur base d’un système d’information intégré.

En vue de dépasser la gestion dite « passive » des réseaux de distribution (accès inconditionnel sans contraintes en toute situation) et d’évoluer vers une gestion active de ces réseaux, il est nécessaire d’améliorer les capacités de monitoring et d’estimation de l’état du réseau. En effet, les moyens d’action définis précédemment (gestion active de la demande et activation des accès flexible des unités de production) impliquent une action en vue de s’approcher au plus près des limites techniques de fonctionnement des réseaux, et donc une visibilité adéquate de l’état de ce réseau au regard de ces limites.

La mise en œuvre des raccordements avec accès flexible est en effet tributaire des capacités d’observabilité et de contrôle, plus encore sans doute que celle de la prévention des congestions basées sur la gestion active de la demande qui nécessite surtout des outils de prévision. Un fonctionnement adéquat du mécanisme d’accès flexible nécessite que le gestionnaire de réseau puisse évaluer l’état de son réseau sur base de mesures et prévisions afin d’initier les actions correctrices endéans un délai limité.

Actuellement, la télémétrie ne mesure que les courants en tête des feeders principaux et les tensions mesurées en quelques nœuds tels les postes d'injection HT/MT. Il est toutefois illusoire d'espérer disposer en temps réel de toutes les valeurs de courant et de tension en tout point du réseau. Le système actuel d'acquisition et de traitement centralisé des données relatives aux flux d’électricité devrait donc être progressivement étendu aux postes MT et éventuellement en certains points critiques du réseau.

Pour pallier à cette observabilité partielle et pouvoir mener des actions de prévention, le gestionnaire de réseau devra se baser sur des estimations pour évaluer l'état de son réseau. En complément des données de mesure, il utilisera donc des données historiques ou prévisionnelles afin d'alimenter un estimateur

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d'état. Ce dernier implique toutefois une modélisation correcte du réseau, pour un niveau de détail compatible avec les contraintes qu'il aura à gérer, ce qui n'est pas le cas actuellement.

Ces activités sont un défi pour les gestionnaires de réseau de distribution. En effet, l'utilisation d'estimateur d'état a jusqu'ici été réservée au gestionnaire de réseau de transport. Cela constitue toutefois une condition nécessaire à l’utilisation adéquate des outils mis à sa disposition, tels que la gestion active de la demande ou l'activation des raccordements avec accès flexible.

Les investissements à réaliser dans cette activité ouvriront la voie à de nouvelles opportunités pour le gestionnaire de réseau de distribution. Il pourra notamment prévoir de manière plus fine l'impact de l'intégration d'une nouvelle unité de production sur une portion de réseau déterminée ou encore simuler les contraintes résultant de l’apparition de nouveaux usages électriques (électro-mobilité, pompes à chaleur), sans parler des possibilités de réglage dynamique des protections ou de localisation de défauts.

Les actions concrètes à prendre dans le domaine de la gestion opérationnelle du réseau portent donc sur les éléments suivants:

- étude de faisabilité d'une extension d'un SCADA ;

- définition d'un modèle adéquat du réseau ;

- sélection des points critiques et installation d'unités de mesure ;

- utilisation de modèles de simulation de la production intermittente, sur base de données météorologiques adéquates (fréquence et ampleur géographique) ;

- identification, évaluation et localisation des potentiels de flexibilité situés au niveau de la demande (utilisation de données historiques, informations relatives aux usages électriques déplaçables) ;

- identification et localisation des unités de production locales ;

- mise en œuvre de la chaîne de commande des raccordements avec accès flexible.

La réalisation des potentiels offerts par une gestion active des réseaux nécessite également que le gestionnaire de réseau de distribution dispose d’un système d’information intégrant les différents aspects susmentionnés. A l’heure actuelle, les gestionnaires de réseau de distribution disposent déjà d’une grande partie des informations nécessaires à une conduite active des réseaux. Celles-ci restent

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toutefois fortement cloisonnées entre ses différents départements. Il conviendra par conséquent de déployer un système d’information basé sur une architecture intégrée et cohérente, qui découle de la stratégie et soit compatible avec les besoins futurs.

7.8.2.2. Utilisateur

Le réseau intelligent devra permettre d’intégrer les actions et comportements de tous les utilisateurs afin de mobiliser de la flexibilité au moyen de la gestion active de la demande.

Conformément aux mesures de gestion active de la demande définies en concertation avec les parties concernées dans le cadre de REDI, les gestionnaires de réseau de distribution utiliseront l’infrastructure existante (baies de commande, signaux de télécommande centralisée, récepteurs et compteurs multi horaires) afin de provoquer un déplacement de charge. Cette activité vise à améliorer la correspondance temporelle et spatiale entre la consommation et la production et à éviter, sur base préventive, l’occurrence de congestions locales. Pour ce faire,

Pour les zones où de telles congestions locales sont susceptibles d’apparaitre, il conviendra d’organiser des campagnes d’information et de sensibilisation à la gestion active de la demande. Ces campagnes seront facilitées par une connaissance appropriée des usages déplaçables et des productions locales.

De manière à toucher un large public, les compteurs multi horaires devraient à nouveau faire l’objet de campagnes de promotion, notamment à destination d’utilisateurs qui sont, à l’heure actuelle, moins incités à déplacer leur consommation (par exemple les prosumers) ou à ceux disposant de nouvelles applications électriques déplaçables (par exemple l’électromobilité). D’autre part, tous les GRD devraient mettre gratuitement à disposition des utilisateurs le signal de basculement des compteurs bihoraires.

Enfin, le déplacement de charge devrait également faire l’objet d’une sensibilisation particulière auprès des utilisateurs disposant déjà d’usages déplaçables (boilers électriques, pompes à chaleur,…) mais qui ne valoriseraient pas réellement la flexibilité associée.

Les investissements nécessaires au maintien, voire à l’amélioration, des capacités de la technologie de télécommande centralisée devraient également être réalisés,

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compte tenu de l’évolution technologique associée à cet outil et de l’expertise significative dont les GRD disposent actuellement.

7.8.2.3. Intégration de la chaine de valeur

Ce dernier domaine concerne les relations entre les gestionnaires de réseau et les autres acteurs du marché.

Les principales activités qui doivent être menées à bien à court terme concernent la définition et la mise en oeuvre des processus de gestion active de la demande et d’activation des accès flexibles. Ces processus devront permettre d’informer les acteurs concernés des mesures visant à déplacer la charge sur les réseaux de distribution dans une optique de prévention des congestions locales.

Lorsque le gestionnaire de réseau de distribution initiera ce type de mesure, il en informera les parties commerciales (fournisseurs et responsables d’équilibre) et éventuellement le gestionnaire de réseau de transport. Pour faciliter la prise en compte de ces mesures sur le résidu d’allocation, les gestionnaires de réseau auront également à mettre à disposition des fournisseurs et responsables d’équilibre toutes les informations utiles leur permettant de réaliser correctement leurs prévisions de nominations. Cette disposition doit être comprise comme une aide à la prévision offerte par le GRD, en tant que facilitateur de marché, sans que celui-ci ne se voie imposer une obligation de résultat qui le conduirait à se voir attribuer une responsabilité dans l’équilibre. Ce rôle est et restera attribué aux responsables d’équilibre mais la CWaPE a émis l’idée que toute information permettant d’appréhender un « résidu prévisionnel » pourrait être utile pour le marché, ce que les fournisseurs confirment.

Les parties commerciales pourront également proposer de la flexibilité aux gestionnaires de réseau pour les clients équipés de compteurs télé relevés ou de compteurs intelligents. Il semble également nécessaire de prévoir une forme de validation technique des programmes de gestion active de la demande initiés par les parties commerciales (rôle d’agrégateur technique à remplir par le GRD).

L’opportunité d’une révision des profils synthétiques de charge devrait également faire l’objet d’attention. Il serait en effet utile de modifier le système actuel des profils synthétiques de charge en introduisant une distinction par registre de consommation, de manière à donner des incitants supplémentaires aux fournisseurs pour différencier leur prix, ce qui constitue l’incitant financier des clients pour déplacer leur consommation.

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La mise en œuvre des accès flexible implique la définition d’une chaine de commande permettant aux différents acteurs concernés d’interagir (gestionnaires de réseau de distribution et de transport, producteurs). L’expérience issue des projets pilotes menés en Wallonie, comme par exemple sur la « Boucle de l’Est », permettra de faciliter cette mise en œuvre.

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7.9. Conclusion

Tel est le sens de l’Histoire énergétique impulsé par les Européens : dans les années qui viennent, l’Europe, la Belgique, la Wallonie seront appelées à se réorienter vers des modes de production d’électricité plus décentralisés, notamment à partir de sources d’énergie renouvelables. Au niveau des réseaux électriques, cela suppose des changements structurels et organisationnels fondamentaux qui, vu les efforts notamment financiers exigés, devront nécessairement s’échelonner dans le temps et être confrontés à des arbitrages. Une transition réfléchie s’impose, qui tienne compte de toutes les réalités techniques, économiques, environnementales et sociales de notre marché. Existe-t-il un optimum stratégique? Trois groupes de travail réunissant tous les acteurs en présence se sont efforcés d’en tracer les contours.

Pour ce qui concerne les réseaux proprement dits, il apparaît très vite que, conçus au départ pour les productions très centralisées proches des grands lieux de consommation, notre infrastructure actuelle (comme celle de la plupart des pays proches) est très peu adaptée, à ce stade, à l’avènement d’une constellation de petites unités de production dispersées sur le territoire et appelées à intervenir en fonction de la disponibilité des ressources locales. Le développement rapide de celles-ci – soutenu par une éventuelle obligation légale qui serait faite aux gestionnaires de réseau de raccorder toute nouvelle production d’électricité d’origine renouvelable – risque, faute de renforcements ciblés organisés en temps voulu, de multiplier les congestions et les surtensions.

La difficulté consiste donc ici à permettre et encourager l’éclosion progressive – voulue par l’Europe et la Wallonie – de petites productions locales souvent intermittentes tout en préservant la sécurité du réseau et donc le nécessaire équilibre entre production et consommation, sans pour autant imposer systématiquement dans l’immédiat des aménagements souvent coûteux, décidés au coup par coup... (1)

La généralisation d’une flexibilité judicieuse de l’accès au réseau peut y aider en permettant au gestionnaire de réseau de limiter la quantité d’électricité injectée sur le réseau en fonction de la disponibilité de celui-ci. Mais plutôt que de réduire la production d’électricité renouvelable, la gestion active de la demande(2) est apparue aux yeux de tous comme l’approche la plus pertinente pour accompagner cette évolution en douceur. En incitant les consommateurs à consommer de préférence lorsque la production locale est la plus importante, elle permet de déplacer jusqu’à 30% voire 40% de la charge des consommateurs résidentiels. Or il s’avère que ce mode de gestion, parfois associé à l’installation de compteurs intelligents (enregistrement des consommations par quart d’heure et télérelève des index, etc.), peut aussi être parfaitement assuré, tout de suite et

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avec un coût relativement marginal, par les gestionnaires de réseau, à partir des équipements actuellement en service (télécommandes centralisées et compteurs existants). Une gestion de la charge limitée aux seuls endroits et moments critiques devrait alors suffire à préserver au mieux les intérêts légitimes du fournisseur d’électricité. De même, des règles strictes et précises d’intervention devront garantir l’autonomie nécessaire des responsables d’équilibre et des acteurs de l’amont.

Il n’en faut pas moins accepter qu’une plus grande flexibilité dans l’accès au réseau et dans l’approche des acteurs de marché ne suffira pas pour intégrer l’ensemble des productions décentralisées prévisibles sur le long terme. Des adaptations de réseau seront nécessaires et elles auront un coût. Cette charge financière s’avère très difficile à évaluer dès à présent avec les données disponibles et compte tenu de la diversité des cas de figure à envisager. Ceci n’empêche pas de dégager des pistes pour rencontrer les objectifs annoncés (les quotas d’électricité verte les situent autour de 11 TWh d’ici 2020) au moindre coût. Un logigramme décisionnel sera défini en ce sens, pour assister les gestionnaires de réseau dans leurs choix(3).

En favorisant notamment le raccordement des productions d’électricité les plus compétitives et les mieux situées sur le réseau, une concurrence nouvelle pourra se développer. Cela suppose un encadrement rigoureux (des règles du jeu précises et transparentes), un arbitrage accepté par tous et, le cas échéant, des compensations financières pour les producteurs à qui une flexibilité serait imposée pour garantir la sécurité du réseau. La notion de ‘projet raisonnable’ apparaît ici cruciale, pour éviter de supporter financièrement des projets mal adaptés. Il s’agit d’une part de faire les bons choix en matière de filières de production au regard des besoins constatés et des réalités techniques, mais aussi d’orienter les investissements de production vers des endroits où le réseau dispose déjà d’une capacité disponible.

Les arbitrages opérationnels pourront être réalisés par les gestionnaires du réseau. Ce sont eux qui disposent de toute l’information technique et financière du réseau, nécessaire pour faire coller le pragmatisme industriel au plus près des objectifs économiques, sociaux et environnementaux fixés, tout en permettant à l’intérêt collectif de s’exprimer pleinement. Le régulateur aura, pour sa part, mission de vérifier non seulement que les options prises correspondent bien à l’optimum économique conduisant aux meilleurs tarifs pour les utilisateurs du réseau mais aussi, corollairement, qu’aucun projet déraisonnable ne sera soutenu par des fonds publics.

(1) Le groupe de travail 1 a quantifié dans le temps et l’espace les unités de production décentralisées dont l’intégration au réseau permettrait de rencontrer les objectifs wallons et européens de production d’électricité verte.

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(2) Le groupe de travail 2 s’est focalisé sur le potentiel offert par la gestion active de la demande afin de répondre aux contraintes identifiées par le GT1.

(3) Le groupe de travail 3 a pris en charge l’analyse coût/bénéfices des différentes options retenues.