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Les smart grids wallons en attente d’un cadre réglementaire adapté

Quel est le potentiel en Wallonie pour exploiter de manière optimale les réseaux de distribution basse et moyenne tension, dans la perspective de productions de plus en plus décentralisées ? L’étude GREDOR y répond et revendique un cadre réglementaire plus clair.

Soutenue par la Wallonie et menée par l’ULg, l’étude baptisée GREDOR (Gestion des Réseaux Electriques de Distribution Ouverts aux Renouvelables) a démarré en janvier 2013, dans la foulée du projet REDI mené en 2011 par la CWaPE (lire notre article Francis Ghigny (CWaPE) : « L’enjeu de la flexibilité impose une claire redéfinition du rôle de tous les acteurs »).

La recherche se base sur les évolutions attendues en matière de production (renouvelables, pompes à chaleur, etc.), de distribution (gestion de la demande, flexibilité, stockage, etc.) et des comportements de consommation (véhicules électriques, etc.). Elle modélise les flux électriques de différentes options et elle en recherche l’optimum en intégrant les pratiques et les outils technologiques attendus à des horizons plus ou moins éloignés (2020, 2030, 2050, etc.).

Optimiser les interactions

Avec comme question centrale : comment faire en sorte d’obtenir une interaction optimale entre les différents acteurs (producteurs, GRD, prosumers, agrégateurs, consommateurs,…), de sorte à exploiter au mieux toute la flexibilité disponible au niveau de la demande et des solutions de stockage. Par ailleurs, elle propose, là où c’est possible et économiquement justifiable, des alternatives au renforcement classique des réseaux.

Objectif : soutenir au mieux la transition électrique par une gestion active et dynamique des réseaux au meilleur coût pour la société.

Trois échelles de temps sont considérées du point de vue des interactions entre les différents acteurs et les nouveaux métiers en émergence.

  • Le planning à long terme (à l’échelle de mois, voire d’années). Dans cette échelle de temps, les décisions impliquent des arbitrages fondamentaux en termes de mode de production, de négociations tarifaires, d’investissements stratégiques, d’ajustement de charge,…
  • Le temps de la gestion prévisionnelle à court terme (operational planning). Dans cette échelle de temps, la réalité vécue commence à s’imposer face aux prévisions et statistiques. Ici, les outils d’ajustement comme la gestion de la demande ou le stockage joueront à plein. Avec des impacts économiques conséquents imposant des arbitrages intelligents.
  • Le pilotage « à vue » en temps réel. Dans cette échelle de temps, le monitoring et le contrôle s’imposent de manière impérative pour maintenir la stabilité de la fréquence et de la tension.

                                                                                    

Les différents scénarios prospectifs et modèles qui ressortent de l’exercice explorent chaque recoin des possibles dans la configuration actuelle et au fil des évolutions attendues (notamment en termes de collecte et de gestion des données). Faisant de GREDOR un outil extrêmement puissant et précis à l’usage des décideurs soucieux de faire évoluer les réseaux électriques en connaissance de cause.

Pas de smartgrid sans smart management public

Ce qui suppose, notaient les initiateurs de l’étude lors de la présentation de celle-ci à la mi-janvier, une nécessité de voir évoluer le cadre réglementaire. Or, selon les participants au panel professionnel réuni pour en débattre, on est loin du compte. Jusqu’ici, notent-ils, les acteurs du marché doivent s’accommoder d’un certain flou réglementaire qui, souvent, freine les initiatives et les ambitions positives des plus audacieux. Pas de smartgrid sans smart management public.

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Technologies
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