Quiconque installe un nouveau système de commande et de régulation intelligent doit obtenir l’accord explicite du client final (opt-in) conformément à l’art. 8c OApEl. Pour les systèmes existants tels que la télécommande centralisée, le client final n’a que le droit de retirer le contrôle de sa flexibilité au gestionnaire du réseau de distribution (opt-out).
Le OApEl à partir du 1.1.2018
La législation dans le secteur de l’énergie a été modifiée au début de 2018 dans le cadre de la stratégie énergétique 2050. Les fournisseurs d’électricité sont directement concernés par les modifications dans l’ordonnance sur l’énergie (OEne) et dans l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité (OApEl). Dans le domaine du Smart Grid (systèmes intelligents de contrôle et de régulation), des changements ont été formulés auxquels les opérateurs de réseaux doivent faire face :
- Quels changements sont pertinents pour les systèmes de commande intelligents ?
- La télécommande centralisée, doit-elle être remplacée ?
- Pendant combien de temps la télécommande centralisée peut-elle fonctionner ?
- Lesquelles sont les charges critiques ?
- Quoi faut-il régler dans le règlement d’usine ?
- Faut-il modifier la structure du réseau ?
- Y a-t-il d’autres aspects importants ou critiques ?
Quels changements sont pertinents pour les systèmes de commande intelligents ?
Pour le contrôle et la régulation intelligente de la flexibilité, il y a parfois des restrictions massives pour le GRD.
- Selon le nouveau principe, c’est le marché qui règle la charge et le GRD n’a qu’un seul droit, mais aussi le devoir d’intervenir dans un réseau si la stabilité du réseau est menacée. Les interventions doivent être enregistrées et les utilisateurs finaux doivent avoir accès à l’information sur le moment et la raison pour laquelle des mesures ont été prises. Toute intervention doit donc être justifiée par une perturbation de la stabilité du réseau qui aurait entraîné un arrêt ou une violation de la qualité de la tension. L’intervention réseau est la dernière option à utiliser en cas d’urgence.
- La flexibilité appartient au client final. C’est lui à déterminer qui contrôle, et à recevoir une compensation pour cela. Il peut utiliser sa flexibilité
- lui-même, par exemple pour optimiser l’autoconsommation, ou
- et la mettre à la disposition à un fournisseur de services énergétiques (agrégateur) moyennant une redevance, ou
- le mettre à la disposition au GRD qui, dans ce cas, doit conclure un contrat individuel et verser une indemnité.
- Pour les systèmes de contrôle existants, les dispositions transitoires prévoient uniquement la restriction que le client final a le droit d’exclure le contrôle de sa flexibilité. Il n’y a aucune obligation de se convertir à un nouveau système.
La télécommande centralisée, doit-elle être remplacée ?
Non. Si le système de télécommande centralisée a été installé avant l’entrée en vigueur de l’OApEl, il peut rester en service, conformément à l’art. 31f OApEl, mais avec la petite restriction que le client final peut à tout moment exclure la régulation de sa flexibilité (opt-out). Par contre, les interventions au réseau ne nécessitent pas le consentement du client final. Dans le cas d’une télécommande centralisée, un opt-out éventuel peut être réalisé en reprogrammant le récepteur de manière à ce qu’il ne réponde qu’aux commandes utiles pour le réseau.
Toutefois, lorsqu’une EAE a complètement mis hors service et désinstallé un système de télécommande centralisée, et un nouveau système intelligent doit être installé, le consentement explicite du client final doit être obtenu (opt-in) et un contrat avec une réglementation de compensation, etc. doit être conclu, conformément à l’article 8c de l’OApEl. Bien entendu, cela ne s’applique que dans le cas où l’EAE souhaite de régler des charges non seulement pour la protection du réseau.
Il est donc conseillé de maintenir un système de télécommande centralisée existant, même s’il n’est actuellement pas nécessaire pour le contrôle dynamique de la charge.
Pendant combien de temps la télécommande centralisée peut-elle fonctionner ?
L’art. 31f OApEl ne fait aucune référence ni à la durée de vie du système ni aux composants qui limitent la durée de vie. Etant donné qu’il s’agit d’un système et non pas d’un seul composant, un concept de maintenance intelligent ainsi que la réparation et le remplacement des composants critiques peuvent prolonger la durée de vie pratiquement indéfiniment. Cela peut également être garanti et optimisé par des contrats de maintenance. Prudence est requise lors de l’introduction d’un nouveau système de régulation de la charge, qui entraîne un déplacement de la charge vers un autre tarif, ainsi que lors de l’introduction d’un tarif unique, étant donné que la compensation au client final peut ne plus s’appliquer.
Lesquelles sont les charges critiques ?
Les chauffe-eaux conventionnels ne sont pas essentiels en vertu de la nouvelle loi. Ils sont contrôlés par le système de télécommande centralisée existant et chargés dans le tarif réduit. Cela répond à toutes les exigences. Aucun nouveau système n’est requis et le client bénéficie d’un tarif réduit.
Une argumentation analogique peut être utilisée pour les pompes à chaleur, mais celles-ci ne sont pas contrôlées en fonction des tarifs élevés/bas, mais sont désactivées pendant une courte période en cas de pics de charge imminents.
Par contre, le blocage des machines à laver risque d’être problématique. Cependant, ceci n’est plus guère utilisé.
L’éclairage public n’affecte pas les clients finaux et ne peut pas être utilisé pour le contrôle de la charge. En ce contexte, la nouvelle OApEl n’est pas pertinent.
Le contrôle tarifaire n’est de toute façon pas critique, puisqu’il ne contrôle que quelques peu de chargements directement.
Nous considérons l’électromobilité comme très critique. Si les clients finaux mettent la charge de leur véhicule électrique à bas prix avec une minuterie, par exemple, ce qui est très évident pour des raisons de coût, mais coïncide aussi bien avec le comportement habituel des consommateurs, cela pourrait créer un problème majeur pour la stabilité du réseau. C’est pourquoi nous vous recommandons de prendre les précautions nécessaires et d’adopter les réglementations et restrictions appropriées, par exemple dans le cadre de vos prescriptions (PDIE).
Quoi faut-il adapter dans les prescriptions (PDIE) ?
L’électromobilité sera un défi majeur pour les mois et les années à venir. Alors que le plus gros consommateur de la maison était, jusqu’à présent, d’environ 3 kW, une station de charge moderne consomme rapidement 11 kW, voire 22 kW. Et la consommation annuelle d’un véhicule électrique peut facilement être deux fois plus élevée que celle d’un ménage ordinaire.
On peut supposer que le nombre de véhicules électriques augmentera de façon exponentielle. Plus de véhicules électriques signifient plus de stations de recharge, ce qui à son tour conduit à plus de véhicules électriques, et ainsi de suite. En raison d’une conception conservative des réseaux de distribution, les problèmes de surcharge ont pu être évités dans une large mesure jusqu’ à présent, mais cette situation pourrait changer très rapidement à l’avenir si un grand nombre de stations de recharge pour véhicules électriques étaient construites en un quartier. L’extension des réseaux pour l’électromobilité risque d’être très coûteuse et inefficace, car il est difficile pour ces derniers de suivre le rythme des développements. Plus le nombre des stations de recharge existant est élevée, plus il devient difficile de répercuter les coûts d’extension du réseau, parce qu’elles ne peuvent guère être facturées rétroactivement pour l’extension du réseau, à moins qu’un passage correspondant ne soit déjà inscrit et appliqué dans les prescriptions (PDIE) d’aujourd’hui. Le seul moyen d’éviter le goulot d’étranglement imminent est probablement l’installation d’un système de commande intelligent qui distribue la puissance disponible aux véhicules électriques connectés, c’est-à-dire qui peut les commander en fonction de la demande et de la situation. L’obligation d’installer un tel système devrait être incorporée dès que possible dans les prescriptions (PDIE). Dans un avenir proche, Swistec sera en mesure d’offrir des solutions systèmes pour garantir la performance maximale des nœuds de réseau en amont.
Ceux qui commencent aujourd’hui à préparer l’infrastructure, à adapter les prescriptions (PDIE) et à rédiger les contrats font un bon travail préparatoire pour assurer la bonne gestion du réseau. Avec la bonne philosophie fiscale, il n’est guère nécessaire de délester le réseau. Le système peut toujours être justifié en tant qu’instrument utile pour le réseau et donc nécessaire, mais nécessite un contrat avec chaque futur client final qui exploite un véhicule électrique (opt-in).
Faut-il modifier la structure du réseau ?
Avec la structure standard actuelle du réseau, il n’est possible de réagir à une surcharge qu’en coupant une ou plusieurs départs d’un poste. Grâce à l’option de contrôle de la charge du système de télécommande centralisée, il est possible d’intervenir en coupant spécifiquement des charges individuelles avant que l’étendue de la surcharge ne nécessite une déconnexion de tout un départ. Ceci est possible parce que les signaux de télécommande centralisée sont transmis par le GRD et peuvent être utilisés presque instantanément à n’importe quel point du réseau de distribution, ce qui permet un délestage local de la charge en quelques secondes. En comparaison, la plupart des systèmes de compteurs intelligents sont nettement trop lents et ne conviennent donc pas ou peu à l’exploitation des réseaux. Si les fournisseurs de services énergétiques contrôlent maintenant la flexibilité, il pourrait y avoir à l’avenir une surcharge beaucoup plus fréquente et sporadique des nœuds de réseau, étant donné que le fournisseur de services énergétiques ne dispose pas d’informations sur la situation de la charge dans les réseaux de distribution. Il faut donc s’attendre à ce que les charges soient déplacées sur de longues distances, qui peuvent même franchir les frontières nationales. Les fournisseurs de services énergétiques sécurisent leur profil de charge acheté bien au-delà des réseaux d’un GRD.
Pour le GRD, cela signifie qu’il devra à l’avenir mesurer les performances des nœuds critiques du réseau afin de pouvoir contrôler correctement la charge sur ces nœuds. Sinon, il n’y a pas d’autre choix que de couper des entier départs. En cas d’augmentation significative du nombre d’alimentations décentralisées, par exemple dans le cas d’installations photovoltaïques, le GRD doit non seulement pouvoir délester le réseau de manière appropriée, mais aussi le mettre en marche afin d’éviter une surcharge locale due à une alimentation électrique excessive.
Pour l’instant, les ajustements ne seront probablement nécessaires que pour les nœuds de réseau individuels où il y a une concentration relativement élevée de stations de recharge et/ou d’alimentations décentralisées. Dans ce cas, une mesure de charge doit être installée dans les lignes critiques et une unité de contrôle doit être prévue, capable d’agir sur les stations de charge et les alimentations. Le système de télécommande centralisée existant peut être utilisé à cet effet. Nous recommandons l’utilisation de Swistra pour les récepteurs ainsi que pour les systèmes de commande et de transmission, car elle permet une intervention précise et individuelle ainsi qu’une influence à l’échelle de la zone.
Y a-t-il d’autres aspects critiques ou importants ?
Selon l’art. 8a chiffre 2d OApEl, un système de mesure intelligent doit permettre l’intégration d’autres systèmes, par exemple un système de commande du GRD. Par conséquent, un nouveau réseau de communication n’était pas nécessairement à être mis en place à cette fin, mais il est autorisé. Comme nous l’avons mentionné préalablement, la communication avec la plupart des systèmes de compteurs intelligents est relativement lente. Pour qu’une intervention de contrôle ou de régulation (importante pour le réseau) puisse protéger efficacement le réseau concerné d’un collapse imminent, les commandes correspondantes doivent pouvoir être émises en quelques centaines de millisecondes. C’est pourquoi nous vous recommandons de mettre en place un réseau de communication rapide, quasiment en temps réel, qui peut être utilisé à la fois pour la collecte des données de compteurs et pour la commande et la régulation compatibles avec le réseau.
Le Powerline à large bande (BPL) de PPC répond à ces exigences et dispose du débit nécessaire. Il y a également des compteurs disponibles sur le marché qui contiennent déjà un module de communication PPC et peuvent donc être utilisés directement sans câblage supplémentaire. Swistec propose une gamme d’appareils de commutation de charge qui peuvent être commandés directement via Ethernet.