Les communautés d'énergie renouvelable dans les PAE wallons, c'est possible - 17 septembre 2020

L'IPFH et Wallonie Développement présentent:
I.P.F.H.
Intercommunale Pure de
Financement du Hainaut
Séminaire • Jeudi 17 septembre 2020
Wallonie <JDéveloppement
ASSOCIATION DES AGENCES DE DIÈVELOPPEMENT
TERRITORIAL WALLONNES
IDElUX
•••,e, __ ,,,e •
• •

Introduction et enseignements
de ZELDA
Loïc D’Haeyer
Président de l’IPFH

LES COMMUNAUTÉS D'ÉNERGIE
RENOUVELABLE DANS LES PAE
WALLONS, C'EST POSSIBLE !

Présentation des aspects
techniques du rapport ZELDA
Zacharie De Grève
PhD in Electrical Engineering Reseacher à l’UMONS

QU’EST-CE QU’UNE COMMUNAUTÉ D’ENERGIE
RENOUVELABLE ?
6
• au sein de laquelle des échanges locaux d’électricité peuvent
avoir lieu,
• Une entité organisée regroupant consommateurs, producteurs et
prosumers (i.e. à la fois consommateurs et producteurs)
d’électricité,
Communauté d’Energie au sens large
• sans nécessairement passer par la structure classique marché de
gros/marché du détail,
• et pouvant de manière générale impliquer d’autres vecteurs
énergétiques (e.g. gaz, chaleur)

RENOUVELABLE ?
7
Communauté d’Energie dans la structure de marché
Prod.
Consom
mateur
Prosumer
Consomm
ateur
…
Réseau de Transport, géré par le
Gestionnaire du Réseau de
Transport (Elia)
Prod. Prod. Prod.
Marché de gros
Fournisseur Fournisseur Fournisseur
Marché du détail
Gros consommateur
Consom
mateur
…
…
Réseau de Distribution, géré
par le Gestionnaire du Réseau
de Distribution (e.g. ORES)
Communauté d’Energie
…

RENOUVELABLE ?
8
• Le décret wallon du 2 mai 2019 transpose partiellement la
directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen, et adopte
plusieurs principes:
En Wallonie
La CER n’est pas soumise à l’octroi d’une licence de fourniture d’électricité
pour l’électricité autoconsommée collectivement en son sein. Elle peut désigner
un délégué qui gèrera la communauté à l’image d’un syndic pour les
immeubles.
Un compteur télérelevé quart-horaire est indispensable. Les régimes de
compensation (i.e. compteur qui tourne à l’envers) sont exclus. Le traitement des
données de comptage est assuré par le GRD.
La demande d’autorisation formelle sera à adresser à la CWAPE. Un seuil
d’autoconsommation collective à respecter pour bénéficier d’un tarif
spécifique sera spécifié.
Liberté d’entrée/sortie, liberté de contracter avec le fournisseur de son choix pour
la consommation non couverte localement.

ZELDA – OBJECTIFS ET STRUCTURE
9
• Quantifier par simulation l’impact d’une généralisation du
concept de Communauté d’Energie Renouvelable (CER) à
l’ensemble des Parcs d’Activités Economiques (PAEs) en
Wallonie, notamment dans le cadre de la mise en oeuvre du décret
Wallon du 2 mai 2019
• Au moyen d’indicateurs
 économiques: diminution de la facture d’électricité des
entreprises.
 techniques: réduction de la pointe de consommation au sein
du réseau de distribution d’électricité.
 environnementaux: développement de la production
d’électricité renouvelable dans les PAEs wallons.
• Sur base de l’expérience acquise et des outils développés
dans le cadre du projet pilote E-CLOUD, déployé sur le PAE
Tournai Ouest

10
• Ces résultats alimenteront ainsi de manière précise l'analyse
macroéconomique à mener par le Gouvernement wallon et la
CWAPE dans le cadre de la mise en œuvre des AGW et des tarifs
spécifiques pour les CER en Wallonie.
• Identifier les configurations favorables à la mise en place d’une
CER sur un PAE

11

PLAN
12
ZELDA – Objectifs et structure
Qu’est-ce qu’une CER ?
Etape 1 - Pré-caractérisation des PAEs
Etape 2 – Recrutement des clients
Etape 3 – Simulations
Etape 4 – BILAN: mise en marché et recommandations
12

PLAN
13
13

ZELDA – ETAPE 1 – PRÉ-CARACTÉRISATION DES
PAES
14
• Objectif: pré-quantifier l’intérêt de mise en œuvre d’une CER sur
les PAEs wallons au moyen d’une analyse qualitative
 Pré-sélection: taille critique
minimale de 20
entreprises/points de
connexion, réseau ORES
56 PAE caractérisés
1.247 clients « MT »
concernés
 Caractérisation: minimum
5 clients MT

ZELDA – ETAPE 1 – CARACTÉRISATION DES PAE
15
Définition d’un indicateur de pertinence de
mise en place d’une CER sur les PAEs wallons
• Se basant sur l’expérience E-CLOUD et la définition de 3 critères:
 Intérêt GRD: potentiel de réduction de la pointe synchrone
 Intérêt entreprises: bénéfice potentiel d’une opération d’auto-
consommation collective pour l’entreprise, directement lié au
potentiel renouvelable
• Hypothèses:
 Facilité de mise en œuvre de la CER (renouvelable déjà
installé)
 Données quart-horaires de consommation des entreprises non
disponibles à ce stade du projet (cf. étape 2): simplifications
inévitables
 Un PAE correspond au « périmètre local » défini par le décret
wallon du 2 mai 2019

16• Indicateur > 6: mise en œuvre CER "très pertinente" (indicateur vert),
• 4 ≤ Indicateur ≤ 6: mise en œuvre CER "pertinente" (indicateur orange),
• Indicateur < 4: mise en œuvre CER "moins pertinente" (indicateur rouge).
PAES
Définition d’un indicateur de pertinence

17
• Eléments méthodologiques:
Exemple du PAE de Tournai-Ouest
PAES
Définition d’un indicateur de pertinence

PAES
18
Analyse des résultats et recommandations
• Le PAE Tournai (pilote E-Cloud) obtient un score de 8 sur 9
• Même si le calcul de l’indicateur se base sur de nombreuses
hypothèses, les tendances observées ici sont confirmées par les
simulations (cf. étape 3)
• 55 des 56 PAEs obtiennent un score « pertinent » ou « très
pertinent »
• Le calcul de l’indicateur de pertinence permet de prioriser les
PAEs à cibler dans le cadre des étapes 2 et 3
• Il est proposé par les ADTs d’utiliser cet indicateur,
potentiellement affiné en concertation avec les GRDs
concernés, pour justifier l’application de la notion de « périmètre
local » introduite par le décret wallon du 2 mai 2019 dans le
cadre de la mise en place de CERs sur les PAEs.

19
Extension du Périmètre de la CER afin d’accroître la résilience
 Exemple concret du PAE des Primevères à ATH « Score » de 3 lors de
la phase de
caractérisation (moins
pertinent)
Analyse
complémentaire de
terrain pour élargir le
périmètre à des
opérateurs
économiques et
institutionnels installés
en dehors du PRE du
PAE tout en restant
derrière le même poste
(clients MT)
EXTENSION DU PERIMETRE ADMISSIBLE
SI SCORE DE CARACTERISATION < 4
PAE

PLAN
20
20

21

ZELDA – ETAPE 2 – RECRUTEMENT CLIENTS
22
Récolte des données de consommations
• 20 entités CER en PAE retenues par les ADTs, 693 entreprises
MT contactées (37% des clients MT).
• Les données de consommation à l’échelle quart horaire sont
indispensables pour permettre une caractérisation plus fine des
CERs (cf. étape 3)
• 143 formulaires de
participation réceptionnés
(20% de taux de
participation): mise à
disposition des données de
consommation des
participants dans le cadre du
projet ZELDA.
NB: 1.243 clients BT n’ont pas été approchés faute de pouvoir fournir
des données historiques de consommation ¼ horaire standardisés.

PLAN
23
A. Impact de la mise en place de CERs sur les 20 PAEs
retenus
B. Génération de profils quart-horaires de
consommation électrique
Etape 4 – BILAN: mise en marché et recommandations 23

24

ZELDA – ETAPE 3A – SIMULATIONS CERS SUR PAES
25
• Objectif: quantifier l’impact de la mise en œuvre de CERs sur les
20 PAEs retenus au moyen d’indicateurs
 économiques: diminution de la facture d’électricité des
entreprises.
 techniques: réduction de la pointe de consommation au sein
du réseau de distribution d’électricité.
 environnementaux: développement de la production
d’électricité renouvelable dans les PAEs wallons.
• Simulations réalisées et post-traitées par l’UMONS au moyen
d’un outil développé par N-Side pour le compte du GRD ORES

26
Hypothèses de travail
• Le ‘market design’ adopté est celui de l’E-Cloud
Idée générale: allocation virtuelle de l’énergie produite localement, soumise
à un tarif local préférentiel, entre les entreprises membres de la CER au
moyen d’une clé de répartition définie a priori
Comptage virtuel
effectué par le GRD
Producteur:
entité séparée
Participants CER

27
• Le ‘market design’ adopté est celui de l’E-Cloud
 Pour chaque membre de la CER: liberté de choix de fournisseur pour la
portion de consommation non couverte par l’énergie produite localement
(i.e. énergie ‘grise’ ou ‘allo-consommée’)
 Deux mécanismes de rémunération du producteur: rente et PPA (Power
Purchase Agreement)
 Tarif spécifique GRD pour la partie auto-consommée, sur base de
l’exception tarifaire accordée par la CWAPE dans le cadre du pilote E-
Cloud Tournai
 Pas de Contribution Energie Verte payée par l’entreprise pour la partie
auto-consommée (exemption de quotas CVs pour le producteur)

28
Outil de dimensionnement N-Side
NB: pas de demand side management,
simulations en mode déterministe

29
• Règles de répartition de l’énergie et des coûts entre les participants à
la CER
29

• Mécanisme ‘Rente’: la CER paie une rente fixe au producteur en
contrepartie de la mise à disposition de moyens de production
30
: Flux économiques

31
• Mécanisme ‘PPA’: la CER achète la totalité de la production locale
à un prix ‘PPA’ prédéfini, et revend au producteur ce qu’elle n’a pas
consommé (lequel revend sur le marché le surplus)
: Flux économiques

32
Exemple de fonctionnement des deux modèles de rémunération du Producteur

33
Indicateurs calculés pour chaque PAE, en
modes rente et PPA
• Pour les entreprises: gain sur la facture d’électricité des
entreprises comparativement à une situation hors E-Cloud [%]
• Pour un mix énergétique plus vert: puissance optimale
renouvelable (éolien et solaire) à mobiliser sur chaque PAE [MW]
• Pour l’investisseur en production renouvelable: Return on
Investment (ROI) sur 15 ans [%]
• Pour le GRD: estimation de la réduction de la pointe
synchrone grâce à l’installation du renouvelable mobilisé par
la CER [%]
+ rapport détaillé (composantes des coûts et
gains, etc.) pour chaque PAE et chaque entreprise
Certificats Verts + énergie échangée
au sein de la communauté (rente ou
PPA) + revente surplus sur le marché.

34
Valeurs d’étude retenues
• Le Taux d’Autoconsommation collective (ACC) minimal à atteindre
par la communauté est fixé à 55% (‘juste’ investissement en EnR).
• Le prix de l’énergie ‘grise’ ou ‘allo-consommée’ est standardisé
pour tous les consommateurs, sur base des tarifs en vigueur en
2018
• Le surplus de production est revendu sur le marché classique par
le producteur au tarif d’imbalance positif (et racheté au membres
de la CER à 95% de ce même tarif)
• Réduction des coûts réseau pour l’énergie auto-consommée:
31,49€/MWh (cf dérogation tarifaire E-Cloud)
• Contribution Energies Renouvelables: 25€/MWh (pour rappel:
non payé par le consommateur pour l’énergie auto-
consommée)

35
 Conditions de simulation: 1 CV/MWh produit, Auto-consommation > 55%, ROI investisseur >
7%, prix PPA = 56€/MWh, pas de cotisation énergie verte pour l’énergie auto-consommée
(mais 25€/MWh de cotisation pour l’énergie achetée sur le marché classique), les coûts réseau
pour l’énergie auto-consommée sont à charge du producteur/investisseur (=31,49€/MWh), pas
de valorisation au sein de la communauté du surplus pour la production (e.g. PV) déjà
existante.
 N. entreprises: nombre d’entreprises participant à la CER
 Conso.ann. [MWh/an] tot/min/max: consommation annuelle totale pour toute la CER/ conso.
annuelle du plus petit client de la CER/ conso. annuelle du plus gros client de la CER.
 Ratio conso. jour/nuit tot/min/max: rapport entre la consommation de jour et de nuit pour
toute la CER/ rapport minimum parmi les entreprises de la CER / rapport maximum parmi les
entreprises de la CER. Plus le ratio est faible, plus on consomme de nuit.
 Production renouvelable max [MW]: limite supérieure en termes d’installations renouvelables
considérée lors de simulations
 Gain facture élec. [%] moy/min/max: moyenne des gains sur la facture d’électricité des
entreprises participant à la CER / gain pour l’entreprise bénéficiant le moins de la CER / gain
pour l’entreprise bénéficiant le plus de la CER
 Eolien (PV) à mobiliser [MW]: puissance renouvelable totale à mobiliser au sein de la CER (à
installer et/ou existant) pour obtenir ces résultats
 ROI [%]: Retour sur Investissement pour le producteur/investisseur (sur 15 ans) – plafonner à
10%
 Réd. de la pointe ann. [%]: réduction de la pointe de charge synchrone (physique) au sein de la
CER liée à la présence de la production renouvelable mobilisée
Informations supplémentaires

36
Résultats

37
(1) Des SLPs (Synthetic Load Profiles) ont été employés pour 3 clients sur 5 car la donnée quart horaire était indisponible
(2) La pointe synchrone a lieu en décembre à 7h du matin
(3) L’outil propose cependant d’installer 1MW l’éolien sur cette CER si l’on considère une granularité de 1MW pour la production éolienne (et pas 2,3MW comme pour
toutes les autres CER)
(4) La pointe synchrone a lieu en janvier à 8h du matin

38
(5) La pointe synchrone a lieu à minuit, et on a que du PV installé. Vérifier si du plus petit éolien (e.g. 1MW) est rentable sur cette CER serait intéressant (simulation
réalisée avec 2,3MW de granularité pour la production éolienne).
(6) La pointe synchrone a lieu en décembre à 8h du matin. Vérifier si du plus petit éolien (e.g. 1MW) est rentable sur cette CER serait intéressant (simulation réalisée avec
2,3MW de granularité pour la production éolienne).

39
(7) La pointe synchrone a lieu en janvier à 8h du matin.
(8) La pointe synchrone a lieu de nuit.
(9) Pour cette CER, la production renouvelable maximale admissible est clairement trop faible au regard des consommations impliquées, ce qui explique les gains
clients très faibles. Une étude plus approfondie est requise

40
10) Pas de données quart horaires pour les 3 clients de cette CER: profils SLPs pour les 3.
(11) Il s’agit du seul cas de figure pour lequel les solutions PPA et Rente changent radicalement en terme de renouvelable à mobiliser. On se situe dans un cas limite où
les revenus de revente sur le marché de l’énergie non auto-consommée (pour rappel: au tarif d’imbalance par hypothèse) font basculer le business model d’un cas avec
à un cas sans éolien.

41
• Le modèle de CER adopté implique un gain pour chaque partie
impliquée: Entreprises (quel que soit son type de profil), Producteur EnR
et GRD.
Enseignements et recommandations
• Les résultats ne se transposent pas facilement à d’autres situations
tant ils sont dépendants du profil de consommation des entreprises.
Cependant, le fait, pour les ADT, de disposer d’une typologie de 20
CERs permet, sur la base d’une analyse qualitative à effectuer, de
disposer d’indicateurs et de balises permettant d’envisager les
effets de la mise en œuvre d’une CER dans un PAE donné
• Le choix entre un système « Rente » ou « PPA » impacte la
répartition du gain entre les différents acteurs de la CER
(consommateurs et producteur(s)). Les ADTs recommandent de laisser ce
choix à la CER dans sa relation avec le Producteur, en fonction de chaque
situation d’espèce, chacun des modèles ayant ses avantages et
inconvénients

42
• Les « petits » consommateurs peuvent gagner, en valeur relative, autant
que les « gros consommateurs », en fonction de la complémentarité de
leur profil de consommation avec la production locale. Ceci nécessite
donc d’adopter une approche inclusive, impliquant toutes les entreprises
en PAEs (MT et BT)
• La bonne mise en œuvre de CERs sur la PAEs implique une
mobilisation importante de nouvelle production renouvelable. Les
ADTs recommandent:
• que cette production soit exclusivement dédiée aux opérations
d’autoconsommation collective au bénéfice de toutes les entreprises
membres de la CER (>< lignes directes qui ne bénéficient qu’à peu
d’entreprises)
• que toute production existante qui n’est pas en régime d’injection
pure (e.g. PV déjà installé) ne puisse pas être mobilisée pour une
opération d’autoconsommation collective
Enseignements et recommandations

43
Impact d’une variation du taux d’octroi de Certificats
Verts (Kéco)
• Motivation: Impact important du nombre de CVs accordé par MWh
d’énergie verte produite (ici 1CV/MWh) sur l’intérêt économique de la
CER.
• Objectif: mettre en évidence le taux minimal d’octroi de CV assurant
une viabilité économique pour une CER donnée, c’est–à–dire
respectant les contraintes mentionnées plus haut (à savoir ROI > 7%,
Autoconsommation collective > 55%, facture avec E-CLOUD ≤ Facture
sans E-CLOUD).
• Méthodologie: simulations réalisées sur 5 CER candidates (CER1,
CER6, CER7, CER11, CER16) en faisant varier progressivement à la
baisse le nombre de CV octroyés par MWh de renouvelable produit, en
partant de 1CV/MWh éolien et PV jusque 0,75CV/MWh par pas de
0,05CV/MWh, avec pour objectif l’identification du taux de
subventionnement pour lequel les simulations ne convergent plus.

44
Variation du taux d’octroi de CVs: résultats et
recommandations
CER Nbre de CV
octroyés [CV/MWh]
Eolien à
mobiliser [MW]
PV à mobiliser
[MW]
CER1
Rente 0,75 6,9 2,5
PPA 0,75 6,9 2,5
CER6
Rente 0,75 0 1,6
PPA 0,85 0 1,6
CER7
Rente 0,75 0 3,6
PPA 0,85 0 3,6
CER1
1
Rente 0,75 0 0,66
PPA 0,85 0 0,66
CER1
6
Rente 0,75 0 0,57
PPA 0,85 0 0,57
Pour mémoire, le Kéco actuel en éolien est de 0,86 et devrait évoluer vers 0,7.

45
Variation du taux d’octroi de CVs: résultats et
recommandations
• La Puissance optimale à mobiliser en énergies renouvelables n’a pas
changé en fonction du nombre de CVs octroyés pour les simulations
effectuées, dans les hypothèses de calcul retenues.
• Selon les simulations, le mode PPA tend a priori à nécessiter un taux de
soutien plus important: dépendant du prix PPA (56€/MWh) fixé dans le
cadre des simulations.
• Pas de problème de rentabilité pour le mode rente: borne inférieure fixée à
0,75 toujours atteinte sans problème de convergence (présence d’un degré
de liberté supplémentaire, à savoir le montant de la rente)
• Recommandation: une fois le cadre légal et économique des CER
spécifié, une étude similaire devra être conduite par le régulateur sur
l’ensemble des CER potentielles en Wallonie, afin de déterminer le taux
de subventionnement adéquat, qui respecte l’équilibre économique
recherché par le régulateur entre les différentes parties impliquées.

PLAN
46
retenus
consommation électrique MT

47
ZELDA – ETAPE 3B – GÉNÉRATION DE PROFILS DE
CONSOMMATION ÉLECTRIQUES MOYENNE TENSION
Intérêt, périmètre et hypothèses
• Objectif: développement d’un outil informatique permettant de générer
automatiquement des profils représentatifs de consommation électrique
à granularité quart horaire et sur base annuelle pour des entreprises MT
pour lesquelles la consommation est inconnue, sur base d’un ensemble
d’attributs caractéristiques des entreprises MT (surface du bâtiment,
nombre d’employés sur site, etc.)
• L’estimation de la rentabilité économique d’une CER nécessite
obligatoirement de disposer du profil de consommation quart-horaire de
chaque entreprise membre de la CER, sur une base annuelle.
• Ce profil n’est pas toujours disponible, par exemple dans les cas suivants:
 une nouvelle entreprise démarre son activité et souhaite rejoindre une CER existante,
 une entreprise existante ne dispose pas de comptage quart-horaire,
 une étude prospective est menée ayant pour objet de cibler le profil d’une nouvelle
entreprise à ajouter à une CER existante afin de booster l’intérêt économique,
 une nouvelle CER dont les membres ne sont pas encore connus va être mise en
place, etc.

48
Méthodologie basée sur l’IA*
Année 2021
Quart d’heure
Consommation
Entraînement de l’outil
(UMONS)
Données disponibles les 117
entreprises ZELDA:
• Profils quart horaires de
consommation électrique
• Attributs (nbre employés,
surface exploitable, secteur,
etc.)
+ informations calendaires
pour les années à venir (fériés,
etc.)
Utilisation de l’outil (e.g. ADTs)
Attributs pour une
nouvelle entreprise
Année à simuler
(e.g. 2021, etc.)
OUTIL IA EN
PYTHON, entraîné
sur les données
disponibles
+ fichier Excel exportable
*: combinaison d’algorithmes
de clustering et de
classification

49
Outil PALAMEDE
• Prototype Python développé par UMONS, en collaboration avec les ADTs
• Interface graphique, gestion base de données et déploiement sur
serveur par WeSmart (suite à un appel d’offre externe)

PLAN
50
retenus
consommation électrique MT

51
ZELDA – ETAPE 4 – BILAN
Mise en marché
51
56 PAE
1.247 E (MT)
20 CER
115 E (MT)
310 GWh (tot)
72 PAE
6.300 E
(MT&BT)
72 CER
en PAE
2.000 E
Caractérisation
ZELDA
Caractérisation SPI
+ Inclusion BT
Phase 1 de déploiement
des CER en PAE
Taux de réponse 31,7 % (x2)
Volume moyen CER = 20 GWh
Taux de couverture = 35 %
Taux d’ACC = 55 %
Gain annuel net
de ~16,5M€
EnR TOT
900 GWh
EnR ACC
500 GWh
Estimation du
gain par MWh
auto-consommé:
~33€ = 25€ + 8€
Exemption
quota CV
Réduction tarif
réseau

52
Analyse macroscopique
• Dans les hypothèses retenues, le gain lié à la CER selon le modèle E-Cloud
(33€/MWh) provient essentiellement de l’exemption de quota CVs (25€/MWh)
et de la ristourne sur les tarifs réseau (8€/MWh selon l’exception tarifaire E-
Cloud Tournai).
• Ce gain se partage entre les différents acteurs impliqués, en fonction du
market design retenu : le consommateur, le producteur et le délégué
s’occupant de la gestion de la CER
• Impact économique sur les autres acteurs de la chaîne d’approvisionnement
 Gestionnaire de Réseau de Distribution GRD
-: déficit 500GWh x 8€/MWh ~ 4M€ (pour les 72 PAEs concernés)
+: quantification sujette à débat:
• maintien d’une intensité d’utilisation du réseau public (limiter
le phénomène ‘ligne directe’ et un report de coût sur la
collectivité)
• favoriser l’autoconsommation pour limiter les coûts réseau
(renforcement réseau + balancing + back-up + pertes)
NB: on ne peut cependant négliger les producteurs prêts à vendre
localement à un prix inférieur au prix de marché (cas de la rente e.g.)

53
Recommandation: application d’un tarif réseau préférentiel pour l’énergie
autoconsommée quand les bénéfices pour le réseau sont démontrés, au travers
par exemple d’un tarif réseau progressif et incitatif en fonction de
l’autoconsommation effective de la CER
 Fournisseurs: baisse de volume au sein de leur portefeuille, et
dégradation des profils de prélèvement (énergie allo-consommée ou
résiduelle), ce qui complique le maintien de l’équilibre du portefeuille
(responsabilité vis-à-vis du GRT sous peine de pénalités financières)
On peut s’attendre à une réaction des fournisseurs sur les tarifs pour
l’énergie allo-consommée (cf. présentation E-Cloud suivante)…
Recommandation: il convient au régulateur, potentiellement en collaboration
avec les autres entités compétentes, de quantifier précisément l’impact réel
d’une opération d’autoconsommation locale sur les tarifs réseau (renforcement
+ back-up + balancing + pertes).
 Gestionnaires de Réseau de Distribution GRD

54
 Subventionnement des énergies renouvelables: impact sur le marché
des CVs
Recommandation: il convient au régulateur, potentiellement en collaboration
avec les autres entités compétentes, de quantifier l’impact de l’exemption de
quota CVs pour les producteurs des CERs sur le marché des certificats verts, et
d’adapter le taux de subventionnement en conséquence afin d’atteindre
l’équilibre économique entre parties recherché.
Recommandation: ceci étant acquis, le market design retenu au sein de
chaque CER devra:
• inciter la mobilisation de la flexibilité locale des consommateurs (demand
side management, CER en tant que Virtual Power Plant) pour
augmenter encore l’auto consommation (non quantifié dans ZELDA)
• s’assurer qu’aucun membre ne soit en mesure d’exercer un pouvoir de
marché pour son propre bénéfice, au détriment des utilisateurs les plus
‘faibles’

Un comptage des consommations et productions des participants
aux CERs en mode ¼ horaire est essentiel à la généralisation du
concept en PAEs et à un trajet inclusif
• La plupart des entreprises raccordées au réseau MT ou en « Trans
BT » disposent déjà de ce type de comptage (AMR télérelevé 1x/j.)
• Dans le cadre de la mise en œuvre des PAE 4.0., une priorité doit
être donné au déploiement en 2020-2021 des smartmeters par les
GRD dans les 56 PAE caractérisés dans le cadre du projet ZELDA,
soit environ 3.000 PME.
• Afin d’anticiper la mise en œuvre des CER dans les nouveaux PAE,
les ADT, dans le cadre de ZELDA, ont missionné l’UMons afin de
réaliser un générateur de profils « type » pour des utilisateurs MT
en fonction d’attributs de caractérisation. 55
Recommandations générales

La mise en place des CER en Wallonie doit conforter le rôle des acteurs
du marché en permettant à chacun d’entre eux d’être le plus performant
dans son métier, au bénéfice des consommateurs
• Le GRD doit rester le garant de la donnée de comptage et être à la
manœuvre pour le déploiement des smartmeters
• Les acteurs du marché de l’énergie doivent pouvoir, au travers des
CER, compléter l’offre de services vers les entreprises des PAE
afin de les aider à optimaliser leurs consommations, et notamment à
augmenter leurs taux de couverture par l’ACC
• Les ADT ont un rôle central à jouer dans la mise en œuvre des CER
en PAE, par exemple au travers de PPP, et dans le cadre de la mise
en œuvre de services mutualisés au sein des PAE 4.0.
• Le gain généré doit aller prioritairement aux consommateurs mais
une partie doit pouvoir être affecté aux gestionnaires des ACC
(délégué) et aux producteurs
56
Recommandations générales

58
Le mécanisme des Certificats Verts
Source: https://energie.wallonie.be/fr/marche-des-certificats-verts.html?IDC=9822

Projet E-Cloud
Fernand Grifnée, ORES
Maxime Kelder, Luminus

Ensemble des partenaires – Projet E-Cloud :
18/09/2020
“This research has been supported by the Public service of Wallonia within the framework of the E-Cloud project”
62

Le planning
Test pilotes « Go-Life »
Construction
solution
Recommandation
pour déploiement
Design
Go Life 1/7/2019
Fin 30/6/2020

• Le recrutement des différents et leur suivi personnalisé était assuré par IDETA avec le
soutien de Luminus et d’ORES
• 12 clients / 18 sites ont été recrutés (30% des consommateurs MT sur le PAE)
E-Cloud: Description de la
communauté
Clients Consommation de référence
C1 1.100.000,00
C2 1.300.000,00
C3 2.300.000,00
C4 – plant 1
1.500.000,00C4 – plant 2
C4 – plant 3
C5 1.400.000,00
C6 250.000,00
C7 170.000,00
C8 -plant 1
280.000,00
C8 -plant 2
C9 140.000,00
C10 -plant 1
730.000,00
C10 -plant 2
C10 -plant 3
C10 -plant 4
C11 350.000,00
C12 30.000,00
1/8 du parc éolien
= 2,2 MW
PV 75 kWc
= Promuser mettant 20% de leur injection à disposition du GP

Modèle d’échange
d’information complet (1/2)
P
1
P
2
P1
*
P2
*
P
3
P3
*
C1
C
2
C
3
C4
P1
**
P2
**
Clé de
répartition
% Prod
màd
Énergie
du GP
Énergie
produite
par Prod
locale
Énergie
locale par
UPCER
Énergie
Prélèvement
mesurée par
UPCER
Énergie (allo-
consommée)
Prélèvement
transmise au
fournisseur
UPCER
Énergie surplus
non utilisée
par UPCER

Modèle d’échange
d’information complet (2/2)
P
1
P
2
P
3
% Prod
màd
Énergie
du GP
Énergie
produite
par Prod
locale
Énergie surplus
non utilisée
par UPCER
P1
*
P2
*
P1
**
P2
**
E
G
P
P3
*
P1*/EGP
P2*/EGP
P3*/EGP
P1
**
P2
**
Énergie
injectée
transmise au
fournisseur
Prod local
Rappel du slide précèdent
Répartition
du surplus

67
Analyse comparative :
Hors e-Cloud vs e-Cloud adapté
• Les coûts de l’énergie ont été simulés et normalisés
• Les coûts de réseau ont été simulés pour tenir compte de la nouvelle grille tarifaire 2021
Hors e-Cloud E-Cloud adapté
Volume autoconsommé:
• Grille tarifaire réseau
• Coût de l’énergie
0%
• N/A
• N/A
Volume auto-consommé e-cloud:
• 2021 avec les mêmes réduction e-Cloud
• e-Cloud
Volume prélèvement réseau
• Grille tarifaire réseau
• Coût de l’énergie
100% de la consommation
• 2021
• Basé sur un profil hors e-cloud
Volume allo-consommé e-cloud:
• 2021
• Basé sur un profil dégradé

• Le membre C9 a un profil de consommation résidentiel et une
autoconsommation très faible, ce qui mène a des résultats ne
reflétant pas la communauté e-Cloud. Nous avons donc décidé de
l'exclure de nos résultats, mais de le conserver dans les
graphiques.
• Résultats (en excluant le membre C9):
• e-Cloud permet une réduction de 4 €/MWh (entre -1 et -
11€/MWh) sur la facture énergétique totale. Ce qui correspond
à 4 k€ en moyenne par membre (0.4k€ -14k€):
• Le coût de l’énergie autoconsommé diminue de
35€/MWh (moyenne pondérée), allant de -20 à -69 €/MWh
• Le coût de l’énergie prélevé sur le réseau augmente de
16 €/MWh (moyenne pondérée), oscillant entre 9 et 35
€/MWh
• Au total, la communauté a diminué sa facture énergétique de
44 792 €
- 120
- 100
- 80
- 60
- 40
- 20
-
20
40
60
80
100
C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11 C12
Delta: Hors e-Cloud vs e-Cloud adapté (€/MWh)
Full invoice Autoconsumption invoice Rest offtake invoice
Analyse comparative :
Hors e-Cloud vs e-Cloud adapté

Analyse financière résumé
69
3,1 %
GRD
63%
Fourniture
37%
RÉPARTITION ORIGINE DU GAIN
*
*= le fournisseur de l’énergie Allo-consommée à un tarif / MWH > fournisseur de l’énergie « Pas E-Cloud » (augmentation de l’ordre de 6%)
**= la participation des clients à l’E-Cloud a fort peu diminuer leur pointe qui est une composante importante du tarif GRD
**

Le projet INTEGCER
Baudoin Bokiau, Engie
Bertrand Cornélusse, ULiège

Objectifs et résultats attendus
Constat:
Absence de solutions informatiques généralisées pour intégrer
à grande échelle
de manière harmonieuse
les CER dans les systèmes électriques.
Problème majeur qui sera résolu dans ce projet en construisant
une suite logicielle complète permettant :
1. Le dimensionnement des CERs
2. L’intégration des CERs dans les réseaux de distribution
et les marchés de l’électricité
3. La gestion opérationnelle de ces communautés

Présence de 350 entreprises
Périmètre de l’étude
• Trois zones géographiquement proches
• Entreprises considérées sous le même poste HT
Elia
Puissances contractées:
• Prélèvement: 65 MVA
• Injection: 15 MVA
27 entreprises participantes à l’étude de
faisabilité
• 21% de la puissance contractuelle de
prélèvement
Présentation du PAE
Délimitation géographique

27 entreprises participantes à l’étude de
faisabilité
Puissances contractées des 27 membres:
• Prélèvement: 22 000 MWh
• Injection: 165 MWh
Puissance installée des 27 membres:
• PV: 1150 kWc
• Autoconsommation individuelle: 85%
• Surplus à partager: 15%
Types de connexions:
• ~ 8 entreprises BT – YMR
• ~ 4 entreprises TBT – AMR (MMR)
• ~15 entreprises MT – AMR (MMR)
Entreprises actuellement impliquées

Profil de consommation
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Consumption(kW)
2018
Baseload: ~2 MW
Peakload: ~6 MW
Profil de consommation des 27 entreprises

Règles pour les échanges au sein de la
CER
• Résoudre un problème d'optimisation centralisé pour la
repartition de l'énergie dans la communauté
• Objectif : répartir "efficacement" la production locale
entre les membres de la CER
✦ de manière efficace => de manière optimale
✦ Idéalement aussi de manière équitable -> indices
d'équité
8
1

Prix fixe ou prix dynamique ?
• Le prix dynamique
✦ Avantages :
- améliore l'équité car un degré supplémentaire de liberté
pour partager les bénéfices
- incite à consommer en fonction de la production
✦ Inconvénients :
- est plus complexe,
- semble impliquer moins d'investissement dans les ER
8
2

Dimensionnement du LEC -
programmation mathématique
• Résoudre un gros problème d'optimisation :
✦ minimiser le coût net total (20 ans) actualisé
✦ soumis aux règles d’échange
• Avantages :
✦ si le modèle est simple, nous pouvons prouver que la solution est
optimale
• Inconvénients :
✦ difficile d'insérer toutes les contraintes dans un modèle simple,
irréaliste de réaliser tous les investissements en même temps
8
3

Dimensionnement du LEC - algorithme greedy
• Répéter jusqu'à ce qu'il n'y ait plus d'investissement rentable :
✦ Évaluer les options d'investissement
✦ Investir dans l'option la plus rentable
• Avantages :
✦ Facile à mettre en œuvre
✦ Réaliste en ce sens que l'investissement est séquentiel, le plus
rentable en premier
✦ Peut gérer plus facilement des modèles d'échange complexes
• Inconvénients :
✦ Pas nécessairement optimal
8
4

Résultats - hypothèses
• Revente au réseau à 40 EUR/MWh
• Prix dans la communauté fixé à 60 EUR/MWh
• Redevance communautaire en fonction du niveau de tension,
des heures de pointe et des heures creuses
• Expérience basée sur une année de données de
consommation (supposée constante)
• Taux d’octroi des CV selon les règles d’attribution actuelles
8
6

Séquence optimale d’investissement

Pénétration des ER, autoconsommation
• Aucun investissement : 176 MWh échangés au sein de la
communauté (< 1% de la consommation totale)
• Conception optimale : éolienne de 2,2 MW, entre 3 MWp
et 2,67 MWp selon l'algorithme de dimensionnement.
✦ Environ 37 % de la consommation est couverte par la
production locale d'énergie renouvelable
✦ Près de 100 % d'autoconsommation
✦ Environ 2000 tCO2 évitées par an ( ! sans compter les
constructions PV et WT)
✦ Environ 8% d'économie sur la facture d'électricité
8
8

Impact du niveau de flexibilité et de la
communauté sur la pointe au poste HT-MT
Pointe pénalisée au poste
HT-MT et mode
communautaire
8
9
6,04 5,75 5,68 5,66,04
5,37 5,04 4,75
0
1,75
3,5
5,25
7
0% 10% 15% 20%
Niveau de flexibilité
Pointe pénalisée
individuellement =>
pointe de 6035 kW à la
sous-station HT/MT,
pour 340 kEUR
MW
-22%

Présentation de PRIME-CER
Saïd Kayal, Total
Eric Vermeulen, haulogy

SEMINAIRE WALLONIE
DEVELOPPEMENT DES CERS
17 Septembre 2020
Annabelle Jacquet (Total / Lampiris), Eric Vermeulen (haulogy)

AGENDA
94
● Présentation des sociétés Partenaires : Total & haulogy
● Présentation de PRIME-CER
- Le Projet : Enjeux et Bénéfices
- Principe et Rôle des partenaires
- Calendrier et Plan Projet
● Conclusion
Séminaire Wallonie – Développement des CERs – IDETA/Total / haulogy – 17 Septembre 2020

GRP
GAS RENEWABLES POWER & GAS EUROPE
CARBON NEUTRALITY
BUSINESSES
95
Favoriser un mix
énergétique propre et
abordable
Renforcer notre position
sur la chaîne du GNL
Fourniture de gaz et
d’électricité verte (B2B et
B2C) en Europe
Réduire l’impact carbone
et contribuer à un impact
net positif
N°2
MONDIAL
DU GNL
AVEC UN
PORTEFEUILLE
DE
50 Mt/a
à horizon 2025
~8M BtoC
~1,6M BtoB
à horizon 2025
~25 GW
de capacité
développée d’ici 2025
(brute)
Investir
dans les activités de
neutralité carbone
TOTAL GRP
DÉVELOPPER DES ACTIVITÉS BAS CARBONE RENTABLES

96
Une entreprise créée en 2005, à 100% sur l’énergie
 80 experts énergie IT et métier
 11,2 M€ de CA en 2019, avec une croissance à 2 chiffres
depuis plusieurs années
 + de 40 clients, en Belgique, France et Pays-Bas
 Des investissements depuis 2018 pour accompagner la
transition énergétique dont les communautés d’énergie
renouvelable (CER)
HAU-CSC
Applications
GRD/ELD
Comptabilité/
Paiements
Flexibilité
Marchés Energie/
Services Réseaux
Flexibilité
Données de mesure
Logiciels Haulogy
EMS
EMS = Energy Management
System
CSC for DSO
CSC = Collective Self-Consumption
Lignes Factures
Clés de répartition
Infos participant
Coûts Réseaux
Demande de flex
Metering réparti
GESTIONNAIRE RESEAU GESTIONNAIRE ACC
HAU-FLEX
SurplusDemande/offre flexibilité
Solutions externes
HAU-SIM
Applications pour CER Participation à plus de 15 Projets CER
haulogy
THE ENERGY IT COMPANY

97
Prime-CER
Ath, Belgium
~5 GWh / year
Consommation typ. Annuelle
Max. 92Ha
Périmètre étendu
Modèle économique pérenne et
réplicable avec des nouveaux
actifs ENR décentralisés
Diversité de Consommateurs
MT/BT
• Hôpital
• Supermarchés
• Abattoirs
• Maison de repos
Combinaison de consommateurs publics et privés (MT/BT)
Bénéfices Client
Consommer local (circuit court)
Réduction de l’empreinte
carbone
Réduction de la Facture
énergétique
PAE Primevères
Périmètre étendu
Enjeux innovants
Optimisation du
dimensionnement et
fonctionnement de la CER
Modèle d’affaire prêt à une
généralisation de déploiement
Périmètre initial
~92Ha
Solaire PV
(+ Batterie)
Intégration sur le réseau
public de distribution =>
Résilience
Périmètre étendu au moyen
de l’indicateur ZELDA
(accueil de nouveaux
entrants/sortants)
Solution innovante
PROJET PRIME-CER
PRÉSENTATION ET ENJEUX

98
*PMO = Personne Morale Organisatrice
PMO*
« Prime-CER »
SPV
Producteur-Optimiseur
Participants
Consommateurs
Rente/ CER PPA
€/MWh
Service
d’optimisation
Factures CER
€/MWh
CER EMS
Réseaux public
Délégué
Actionnaire
Responsable d’équilibre
Responsable d’équilibre et
Achat de Surplus €/MWh
Fournisseurs
Complément
Complément
d’énergie €/MWh
Architecte Solutions bas carbone
PROJET PRIME-CER
PRINCIPE ET RÔLE DES PARTENAIRES
Gestionnaire de la CER

Projet lancé en Mars 2020
(+ )
Project présentation
Ath, Belgique ~1-2 MWc
Information: Q4 2019
Engagement et recueil des données: Q3 2020
Contractualisation: Q4 2020
Modélisation, autorisation : Q2 2021
Construction: Q3 2021
CER Live: Eté 2021
5 GWh / an
Consommation électricité
• Périmètre du projet : Modélisation technico-économique, construction et exploitation d’une Communauté d’énergie renouvelable solaire
(CER) située au sein du Parc d’Activité Economique “Primevères” (Ath) .
• Partenaires : Ideta, Total-Lampiris, Haulogy
Resp. d’équilibreDélégué
CER Production
Design
Gestion de la CEROptimisation CER
PROJET PRIME-CER
CALENDRIER ET PLAN PROJET
~ 10 participants

100
PROJET PRIME-CER
CONCLUSION
Extension au-delà du périmètre du PAE et/ou installation batterie
permettront d’améliorer la synchronisation production-consommation
Projet en ligne avec les objectifs athois du Plan d’Action en faveur
de l’Energie Durable et du Climat (PAEDC) et avec les
réglementations CER actuelles
Potentiel important d’ajout de production d’énergie renouvelable
et la construction d’un modèle économique pérenne et réplicable
Forte complémentarité entre partenaires industriels et très grande
implication de l’ADT IDETA garantissent un succès de l’opération

Perspectives de mise en œuvre
dans les PAE wallons
Caroline Decamps
Présidente de Wallonie Développement

Conclusions générales et
perspectives réglementaires
Philippe Henry
Ministre du Climat, de l’Energie, des Infrastructures
et de la Mobilité de la Wallonie

Les communautés d'énergie renouvelable dans les PAE wallons, c'est possible - 17 septembre 2020

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