{"id":4013,"date":"2018-03-16T09:42:10","date_gmt":"2018-03-16T09:42:10","guid":{"rendered":"http:\/\/www.swistec.ch\/?page_id=4013"},"modified":"2018-03-16T09:53:55","modified_gmt":"2018-03-16T09:53:55","slug":"oapel2018","status":"publish","type":"page","link":"https:\/\/swistec.ch\/fr\/oapel2018\/","title":{"rendered":"L&rsquo;avenir de la t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e selon la nouvelle OApEl 2018"},"content":{"rendered":"<section class=\"wpb-content-wrapper\"><p>[vc_row][vc_column][vc_column_text]<strong>Quiconque installe un nouveau syst\u00e8me de commande et de r\u00e9gulation intelligent doit obtenir l&rsquo;accord explicite du client final (opt-in) conform\u00e9ment \u00e0 l&rsquo;art. 8c OApEl. Pour les syst\u00e8mes existants tels que la t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e, le client final n&rsquo;a que le droit de retirer le contr\u00f4le de sa flexibilit\u00e9 au gestionnaire du r\u00e9seau de distribution (opt-out).<\/strong><\/p>\n<h4><strong>Le OApEl \u00e0 partir du 1.1.2018<\/strong><\/h4>\n<p>La l\u00e9gislation dans le secteur de l&rsquo;\u00e9nergie a \u00e9t\u00e9 modifi\u00e9e au d\u00e9but de 2018 dans le cadre de la strat\u00e9gie \u00e9nerg\u00e9tique 2050. Les fournisseurs d&rsquo;\u00e9lectricit\u00e9 sont directement concern\u00e9s par les modifications dans l&rsquo;ordonnance sur l&rsquo;\u00e9nergie (OEne) et dans l&rsquo;ordonnance sur l&rsquo;approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9 (OApEl). Dans le domaine du Smart Grid (syst\u00e8mes intelligents de contr\u00f4le et de r\u00e9gulation), des changements ont \u00e9t\u00e9 formul\u00e9s auxquels les op\u00e9rateurs de r\u00e9seaux doivent faire face :<\/p>\n<ul>\n<li><a href=\"#oapel1\">Quels changements sont pertinents pour les syst\u00e8mes de commande intelligents ?<\/a><\/li>\n<li><a href=\"#oapel2\">La t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e, doit-elle \u00eatre remplac\u00e9e ?<\/a><\/li>\n<li><a href=\"#oapel3\">Pendant combien de temps la t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e peut-elle fonctionner ?<\/a><\/li>\n<li><a href=\"#oapel4\">Lesquelles sont les charges critiques ?<\/a><\/li>\n<li><a href=\"#oapel5\">Quoi faut-il r\u00e9gler dans le r\u00e8glement d\u2019usine ?<\/a><\/li>\n<li><a href=\"#oapel6\">Faut-il modifier la structure du r\u00e9seau ?<\/a><\/li>\n<li><a href=\"#oapel7\">Y a-t-il d&rsquo;autres aspects importants ou critiques ?<\/a><\/li>\n<\/ul>\n<h4><strong><a id=\"oapel1\" class=\"anchorJumpID\"><\/a>Quels changements sont pertinents pour les syst\u00e8mes de commande intelligents ?<\/strong><\/h4>\n<p>Pour le contr\u00f4le et la r\u00e9gulation intelligente de la flexibilit\u00e9, il y a parfois des restrictions massives pour le GRD.<\/p>\n<ol>\n<li>Selon le nouveau principe, c\u2019est le march\u00e9 qui r\u00e8gle la charge et le GRD n&rsquo;a qu&rsquo;un seul droit, mais aussi le devoir d&rsquo;intervenir dans un r\u00e9seau si la stabilit\u00e9 du r\u00e9seau est menac\u00e9e. Les interventions doivent \u00eatre enregistr\u00e9es et les utilisateurs finaux doivent avoir acc\u00e8s \u00e0 l&rsquo;information sur le moment et la raison pour laquelle des mesures ont \u00e9t\u00e9 prises. Toute intervention doit donc \u00eatre justifi\u00e9e par une perturbation de la stabilit\u00e9 du r\u00e9seau qui aurait entra\u00een\u00e9 un arr\u00eat ou une violation de la qualit\u00e9 de la tension. L&rsquo;intervention r\u00e9seau est la derni\u00e8re option \u00e0 utiliser en cas d&rsquo;urgence.<\/li>\n<li>La flexibilit\u00e9 appartient au client final. C\u2019est lui \u00e0 d\u00e9terminer qui contr\u00f4le, et \u00e0 recevoir une compensation pour cela. Il peut utiliser sa flexibilit\u00e9<\/li>\n<li>lui-m\u00eame, par exemple pour optimiser l\u2019autoconsommation, ou<\/li>\n<li>et la mettre \u00e0 la disposition \u00e0 un fournisseur de services \u00e9nerg\u00e9tiques (agr\u00e9gateur) moyennant une redevance, ou<\/li>\n<li>le mettre \u00e0 la disposition au GRD qui, dans ce cas, doit conclure un contrat individuel et verser une indemnit\u00e9.<\/li>\n<li>Pour les syst\u00e8mes de contr\u00f4le existants, les dispositions transitoires pr\u00e9voient uniquement la restriction que le client final a le droit d&rsquo;exclure le contr\u00f4le de sa flexibilit\u00e9. Il n&rsquo;y a aucune obligation de se convertir \u00e0 un nouveau syst\u00e8me.<\/li>\n<\/ol>\n<h4><strong><a id=\"oapel2\" class=\"anchorJumpID\"><\/a>La t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e, doit-elle \u00eatre remplac\u00e9e ?<\/strong><\/h4>\n<p>Non. Si le syst\u00e8me de t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e a \u00e9t\u00e9 install\u00e9 avant l&rsquo;entr\u00e9e en vigueur de l\u2019OApEl, il peut rester en service, conform\u00e9ment \u00e0 l&rsquo;art. 31f OApEl, mais avec la petite restriction que le client final peut \u00e0 tout moment exclure la r\u00e9gulation de sa flexibilit\u00e9 (opt-out). Par contre, les interventions au r\u00e9seau ne n\u00e9cessitent pas le consentement du client final. Dans le cas d&rsquo;une t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e, un opt-out \u00e9ventuel peut \u00eatre r\u00e9alis\u00e9 en reprogrammant le r\u00e9cepteur de mani\u00e8re \u00e0 ce qu&rsquo;il ne r\u00e9ponde qu&rsquo;aux commandes utiles pour le r\u00e9seau.<\/p>\n<p>Toutefois, lorsqu&rsquo;une EAE a compl\u00e8tement mis hors service et d\u00e9sinstall\u00e9 un syst\u00e8me de t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e, et un nouveau syst\u00e8me intelligent doit \u00eatre install\u00e9, le consentement explicite du client final doit \u00eatre obtenu (opt-in) et un contrat avec une r\u00e9glementation de compensation, etc. doit \u00eatre conclu, conform\u00e9ment \u00e0 l&rsquo;article 8c de l&rsquo;OApEl. Bien entendu, cela ne s&rsquo;applique que dans le cas o\u00f9 l&rsquo;EAE souhaite de r\u00e9gler des charges non seulement pour la protection du r\u00e9seau.<\/p>\n<p>Il est donc conseill\u00e9 de maintenir un syst\u00e8me de t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e existant, m\u00eame s&rsquo;il n&rsquo;est actuellement pas n\u00e9cessaire pour le contr\u00f4le dynamique de la charge.<\/p>\n<h4><strong><a id=\"oapel3\" class=\"anchorJumpID\"><\/a>Pendant combien de temps la t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e peut-elle fonctionner ?<\/strong><\/h4>\n<p>L&rsquo;art. 31f OApEl ne fait aucune r\u00e9f\u00e9rence ni \u00e0 la dur\u00e9e de vie du syst\u00e8me ni aux composants qui limitent la dur\u00e9e de vie. Etant donn\u00e9 qu&rsquo;il s&rsquo;agit d&rsquo;un syst\u00e8me et non pas d&rsquo;un seul composant, un concept de maintenance intelligent ainsi que la r\u00e9paration et le remplacement des composants critiques peuvent prolonger la dur\u00e9e de vie pratiquement ind\u00e9finiment. Cela peut \u00e9galement \u00eatre garanti et optimis\u00e9 par des contrats de maintenance. Prudence est requise lors de l&rsquo;introduction d&rsquo;un nouveau syst\u00e8me de r\u00e9gulation de la charge, qui entra\u00eene un d\u00e9placement de la charge vers un autre tarif, ainsi que lors de l&rsquo;introduction d&rsquo;un tarif unique, \u00e9tant donn\u00e9 que la compensation au client final peut ne plus s&rsquo;appliquer.<\/p>\n<h4><strong><a id=\"oapel4\" class=\"anchorJumpID\"><\/a>Lesquelles sont les charges critiques ?<\/strong><\/h4>\n<p>Les <em>chauffe-eaux<\/em> conventionnels ne sont pas essentiels en vertu de la nouvelle loi. Ils sont contr\u00f4l\u00e9s par le syst\u00e8me de t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e existant et charg\u00e9s dans le tarif r\u00e9duit. Cela r\u00e9pond \u00e0 toutes les exigences. Aucun nouveau syst\u00e8me n&rsquo;est requis et le client b\u00e9n\u00e9ficie d&rsquo;un tarif r\u00e9duit.<\/p>\n<p>Une argumentation analogique peut \u00eatre utilis\u00e9e pour les <strong>pompes \u00e0 chaleur<\/strong>, mais celles-ci ne sont pas contr\u00f4l\u00e9es en fonction des tarifs \u00e9lev\u00e9s\/bas, mais sont d\u00e9sactiv\u00e9es pendant une courte p\u00e9riode en cas de pics de charge imminents.<\/p>\n<p>Par contre, le blocage des <strong>machines \u00e0 laver<\/strong> risque d&rsquo;\u00eatre probl\u00e9matique. Cependant, ceci n&rsquo;est plus gu\u00e8re utilis\u00e9.<\/p>\n<p><strong>L&rsquo;\u00e9clairage public<\/strong> n&rsquo;affecte pas les clients finaux et ne peut pas \u00eatre utilis\u00e9 pour le contr\u00f4le de la charge. En ce contexte, la nouvelle OApEl n\u2019est pas pertinent.<\/p>\n<p>Le <strong>contr\u00f4le tarifaire<\/strong> n&rsquo;est de toute fa\u00e7on pas critique, puisqu&rsquo;il ne contr\u00f4le que quelques peu de chargements directement.<\/p>\n<p>Nous consid\u00e9rons <strong>l&rsquo;\u00e9lectromobilit\u00e9<\/strong> comme tr\u00e8s critique. Si les clients finaux mettent la charge de leur v\u00e9hicule \u00e9lectrique \u00e0 bas prix avec une minuterie, par exemple, ce qui est tr\u00e8s \u00e9vident pour des raisons de co\u00fbt, mais co\u00efncide aussi bien avec le comportement habituel des consommateurs, cela pourrait cr\u00e9er un probl\u00e8me majeur pour la stabilit\u00e9 du r\u00e9seau. C&rsquo;est pourquoi nous vous recommandons de prendre les pr\u00e9cautions n\u00e9cessaires et d&rsquo;adopter les r\u00e9glementations et restrictions appropri\u00e9es, par exemple dans le cadre de vos prescriptions (PDIE).<\/p>\n<h4><strong><a id=\"oapel5\" class=\"anchorJumpID\"><\/a>Quoi faut-il adapter dans les prescriptions (PDIE) ?<\/strong><\/h4>\n<p>L&rsquo;\u00e9lectromobilit\u00e9 sera un d\u00e9fi majeur pour les mois et les ann\u00e9es \u00e0 venir. Alors que le plus gros consommateur de la maison \u00e9tait, jusqu\u2019\u00e0 pr\u00e9sent, d&rsquo;environ 3 kW, une station de charge moderne consomme rapidement 11 kW, voire 22 kW. Et la consommation annuelle d&rsquo;un v\u00e9hicule \u00e9lectrique peut facilement \u00eatre deux fois plus \u00e9lev\u00e9e que celle d&rsquo;un m\u00e9nage ordinaire.<\/p>\n<p>On peut supposer que le nombre de v\u00e9hicules \u00e9lectriques augmentera de fa\u00e7on exponentielle. Plus de v\u00e9hicules \u00e9lectriques signifient plus de stations de recharge, ce qui \u00e0 son tour conduit \u00e0 plus de v\u00e9hicules \u00e9lectriques, et ainsi de suite. En raison d&rsquo;une conception conservative des r\u00e9seaux de distribution, les probl\u00e8mes de surcharge ont pu \u00eatre \u00e9vit\u00e9s dans une large mesure jusqu&rsquo; \u00e0 pr\u00e9sent, mais cette situation pourrait changer tr\u00e8s rapidement \u00e0 l&rsquo;avenir si un grand nombre de stations de recharge pour v\u00e9hicules \u00e9lectriques \u00e9taient construites en un quartier. L&rsquo;extension des r\u00e9seaux pour l&rsquo;\u00e9lectromobilit\u00e9 risque d&rsquo;\u00eatre tr\u00e8s co\u00fbteuse et inefficace, car il est difficile pour ces derniers de suivre le rythme des d\u00e9veloppements. Plus le nombre des stations de recharge existant est \u00e9lev\u00e9e, plus il devient difficile de r\u00e9percuter les co\u00fbts d&rsquo;extension du r\u00e9seau, parce qu&rsquo;elles ne peuvent gu\u00e8re \u00eatre factur\u00e9es r\u00e9troactivement pour l&rsquo;extension du r\u00e9seau, \u00e0 moins qu&rsquo;un passage correspondant ne soit d\u00e9j\u00e0 inscrit et appliqu\u00e9 dans les prescriptions (PDIE) d&rsquo;aujourd&rsquo;hui. Le seul moyen d&rsquo;\u00e9viter le goulot d&rsquo;\u00e9tranglement imminent est probablement l&rsquo;installation d&rsquo;un syst\u00e8me de commande intelligent qui distribue la puissance disponible aux v\u00e9hicules \u00e9lectriques connect\u00e9s, c&rsquo;est-\u00e0-dire qui peut les commander en fonction de la demande et de la situation. L&rsquo;obligation d&rsquo;installer un tel syst\u00e8me devrait \u00eatre incorpor\u00e9e d\u00e8s que possible dans les prescriptions (PDIE). Dans un avenir proche, Swistec sera en mesure d&rsquo;offrir des solutions syst\u00e8mes pour garantir la performance maximale des n\u0153uds de r\u00e9seau en amont.<\/p>\n<p>Ceux qui commencent aujourd&rsquo;hui \u00e0 pr\u00e9parer l&rsquo;infrastructure, \u00e0 adapter les prescriptions (PDIE) et \u00e0 r\u00e9diger les contrats font un bon travail pr\u00e9paratoire pour assurer la bonne gestion du r\u00e9seau. Avec la bonne philosophie fiscale, il n&rsquo;est gu\u00e8re n\u00e9cessaire de d\u00e9lester le r\u00e9seau. Le syst\u00e8me peut toujours \u00eatre justifi\u00e9 en tant qu\u2019instrument utile pour le r\u00e9seau et donc n\u00e9cessaire, mais n\u00e9cessite un contrat avec chaque futur client final qui exploite un v\u00e9hicule \u00e9lectrique (opt-in).<\/p>\n<h4><strong><a id=\"oapel6\" class=\"anchorJumpID\"><\/a>Faut-il modifier la structure du r\u00e9seau ?<\/strong><\/h4>\n<p>Avec la structure standard actuelle du r\u00e9seau, il n&rsquo;est possible de r\u00e9agir \u00e0 une surcharge qu&rsquo;en coupant une ou plusieurs d\u00e9parts d\u2019un poste. Gr\u00e2ce \u00e0 l&rsquo;option de contr\u00f4le de la charge du syst\u00e8me de t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e, il est possible d&rsquo;intervenir en coupant sp\u00e9cifiquement des charges individuelles avant que l&rsquo;\u00e9tendue de la surcharge ne n\u00e9cessite une d\u00e9connexion de tout un d\u00e9part. Ceci est possible parce que les signaux de t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e sont transmis par le GRD et peuvent \u00eatre utilis\u00e9s presque instantan\u00e9ment \u00e0 n&rsquo;importe quel point du r\u00e9seau de distribution, ce qui permet un d\u00e9lestage local de la charge en quelques secondes. En comparaison, la plupart des syst\u00e8mes de compteurs intelligents sont nettement trop lents et ne conviennent donc pas ou peu \u00e0 l&rsquo;exploitation des r\u00e9seaux. Si les fournisseurs de services \u00e9nerg\u00e9tiques contr\u00f4lent maintenant la flexibilit\u00e9, il pourrait y avoir \u00e0 l&rsquo;avenir une surcharge beaucoup plus fr\u00e9quente et sporadique des n\u0153uds de r\u00e9seau, \u00e9tant donn\u00e9 que le fournisseur de services \u00e9nerg\u00e9tiques ne dispose pas d&rsquo;informations sur la situation de la charge dans les r\u00e9seaux de distribution. Il faut donc s&rsquo;attendre \u00e0 ce que les charges soient d\u00e9plac\u00e9es sur de longues distances, qui peuvent m\u00eame franchir les fronti\u00e8res nationales. Les fournisseurs de services \u00e9nerg\u00e9tiques s\u00e9curisent leur profil de charge achet\u00e9 bien au-del\u00e0 des r\u00e9seaux d&rsquo;un GRD.<\/p>\n<p>Pour le GRD, cela signifie qu&rsquo;il devra \u00e0 l&rsquo;avenir mesurer les performances des n\u0153uds critiques du r\u00e9seau afin de pouvoir contr\u00f4ler correctement la charge sur ces n\u0153uds. Sinon, il n&rsquo;y a pas d&rsquo;autre choix que de couper des entier d\u00e9parts. En cas d&rsquo;augmentation significative du nombre d&rsquo;alimentations d\u00e9centralis\u00e9es, par exemple dans le cas d&rsquo;installations photovolta\u00efques, le GRD doit non seulement pouvoir d\u00e9lester le r\u00e9seau de mani\u00e8re appropri\u00e9e, mais aussi le mettre en marche afin d&rsquo;\u00e9viter une surcharge locale due \u00e0 une alimentation \u00e9lectrique excessive.<\/p>\n<p>Pour l&rsquo;instant, les ajustements ne seront probablement n\u00e9cessaires que pour les n\u0153uds de r\u00e9seau individuels o\u00f9 il y a une concentration relativement \u00e9lev\u00e9e de stations de recharge et\/ou d&rsquo;alimentations d\u00e9centralis\u00e9es. Dans ce cas, une mesure de charge doit \u00eatre install\u00e9e dans les lignes critiques et une unit\u00e9 de contr\u00f4le doit \u00eatre pr\u00e9vue, capable d&rsquo;agir sur les stations de charge et les alimentations. Le syst\u00e8me de t\u00e9l\u00e9commande centralis\u00e9e existant peut \u00eatre utilis\u00e9 \u00e0 cet effet. Nous recommandons l&rsquo;utilisation de Swistra pour les r\u00e9cepteurs ainsi que pour les syst\u00e8mes de commande et de transmission, car elle permet une intervention pr\u00e9cise et individuelle ainsi qu&rsquo;une influence \u00e0 l&rsquo;\u00e9chelle de la zone.<\/p>\n<h4><strong><a id=\"oapel7\" class=\"anchorJumpID\"><\/a>Y a-t-il d&rsquo;autres aspects critiques ou importants ?<\/strong><\/h4>\n<p>Selon l&rsquo;art. 8a chiffre 2d OApEl, un syst\u00e8me de mesure intelligent doit permettre l&rsquo;int\u00e9gration d&rsquo;autres syst\u00e8mes, par exemple un syst\u00e8me de commande du GRD. Par cons\u00e9quent, un nouveau r\u00e9seau de communication n\u2019\u00e9tait pas n\u00e9cessairement \u00e0 \u00eatre mis en place \u00e0 cette fin, mais il est autoris\u00e9. Comme nous l&rsquo;avons mentionn\u00e9 pr\u00e9alablement, la communication avec la plupart des syst\u00e8mes de compteurs intelligents est relativement lente. Pour qu&rsquo;une intervention de contr\u00f4le ou de r\u00e9gulation (importante pour le r\u00e9seau) puisse prot\u00e9ger efficacement le r\u00e9seau concern\u00e9 d&rsquo;un collapse imminent, les commandes correspondantes doivent pouvoir \u00eatre \u00e9mises en quelques centaines de millisecondes. C&rsquo;est pourquoi nous vous recommandons de mettre en place un r\u00e9seau de communication rapide, quasiment en temps r\u00e9el, qui peut \u00eatre utilis\u00e9 \u00e0 la fois pour la collecte des donn\u00e9es de compteurs et pour la commande et la r\u00e9gulation compatibles avec le r\u00e9seau.<\/p>\n<p>Le Powerline \u00e0 large bande (BPL) de PPC r\u00e9pond \u00e0 ces exigences et dispose du d\u00e9bit n\u00e9cessaire. Il y a \u00e9galement des compteurs disponibles sur le march\u00e9 qui contiennent d\u00e9j\u00e0 un module de communication PPC et peuvent donc \u00eatre utilis\u00e9s directement sans c\u00e2blage suppl\u00e9mentaire. Swistec propose une gamme d&rsquo;appareils de commutation de charge qui peuvent \u00eatre command\u00e9s directement via Ethernet.[\/vc_column_text][\/vc_column][\/vc_row][vc_row][vc_column][vc_separator][\/vc_column][\/vc_row]<\/p>\n<\/section>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>[vc_row][vc_column][vc_column_text]Quiconque installe un nouveau syst\u00e8me de commande et de r\u00e9gulation intelligent doit obtenir l&rsquo;accord explicite du client final (opt-in) conform\u00e9ment \u00e0 l&rsquo;art. 8c OApEl. 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