RET_2015-01-02-03-04_Flipbook

ISSN 07700024 

DRIEMAANDELIJKS – TRIMESTRIEL 

131 ste jaargang - 1-2-3-4/2015 - 131 ste année 

(publié en mars 2017) 

N° d’agrément: P307532 

Afgiftekantoor 

Brussel X 

Bruxelles X 

Bureau de dépôt 

REVUE D’ELECTRICITE ET D’ELECTRONIQUE INDUSTRIELLE – TIJDSCHRIFT VOOR ELEKTRICITEIT EN INDUSTRIELE ELEKTRONICA 

La flexibilité de la demande 

De Flexibiliteit van de vraag

REVUE E TIJDSCHRIFT 

No 1-2-3-4/2015 

1. La flexibilité de la demande – De Flexibiliteit van de vraag 

• Editorial : La flexibilité de la demande : Comment révolutionner le secteur 

électrique ? Christian FONTAINE, FORLIFE sprl 

• Moyens à mettre en œuvre pour faciliter la participation de la demande aux 

marchés de l’électricité en Belgique, Jacques GHEURY, Patricia DEBRIGODE, 

Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz (CREG) 

• De rol van flexibiliteit in onze energievoorziening, Wim CARDINAELS, EnergyVille 

• The Roles of Engie with regard to the Lanscape of Demand-Side Management, by 

ENGIE employees active in DSM activities (Pierre Caroff, Loïc Donnay de Casteau, 

Valentijn Demeyer, Mathilde Catrycke) 

• Vers un nouvel Équilibre Énergétique? Nicolas Koelman et Benoît Gerkens, EDF 

Luminus 

• Flexibilité de la demande, Annabelle JACQUET, Lampiris 

• Flexibility and demand: a distribution systems operator’s perspective, Joost 

Gottmer, EU affairs, EDSO for Smart Grids 

• Demand response: Use and limits in a liberalized electricity market, Peter CLAES & 

Michaël VAN BOSSUYT - FEBELIEC 

• Demand Response : which place in the future energy system, Peter SCHELL, VP 

Regulatory affaires REstore 

• Evolutie van vraagbeheer in de Elia-producten voor balancing, Patrik BUIJS, Elia & 

Hans VANDENBROUCKE, Elia 

• Thé solution for electrical systems: Demand Response? Dominique WOITRIN, 

ACER- Board of Appeal 

2. Article invité 

• Calcul du champ électrique induit en Belgique lors d’éventuelles tempêtes 

solaires, Jean Louis VAN ECK, professeur émérite de l’Université Libre de 

Bruxelles 

3. Prix de la SRBE – KBVE-prijs 

• Grid voltage control with wind turbine inverters by using grid impedance 

estimation, Jonas De Kooning, Electrical Energy Laboratory (EELAB), Department 

of Electrical Energy, Systems and Automation (EESA) , Ghent University 

Revue E Tijdschrift – 131e année - 1-2-3-4/2015 – (publié en mars 2017)

Intitulé de l’article – Nom de l’auteur 

• Ontwerp van een robuuste datalogger voor elektrische energie voor kleinschalige 

hernieuwbare energie-installaties in ontwikkelingslanden, Mathieu De Zutter, 

FAAC Benelux, KBVE-prijs Technologie 2014 

Cover / Couverture: 

Conception: 

Daniel Moriamé, Attipik 

Photos, credits: 

Thornton bank: By © Hans Hillewaert /, CC BY-SA 3.0, 

https://commons.wikimedia.org/w/index.php?curid=4987398 

https://commons.wikimedia.org/wiki/File%3ARondbooginrijpoort%2C_Markt_31%2C_Zichem.jp 

g 

By Photo: Myrabella / Wikimedia Commons, CC BY-SA 3.0, 

https://commons.wikimedia.org/w/index.php?curid=18704847 

By Daniel Arnold - Photo taken by Daniel Arnold, CC BY-SA 3.0, 

https://commons.wikimedia.org/w/index.php?curid=151198 

By Jan-Henrik Hoff (Own work) [CC BY-SA 3.0 (http://creativecommons.org/licenses/by-sa/3.0)], 

via Wikimedia Commons 

charles lecompte [CC BY-SA 3.0 (http://creativecommons.org/licenses/by-sa/3.0)], via Wikimedia 

Commons 

Snowdog [Public domain], via Wikimedia Commons 

https://commons.wikimedia.org/wiki/File%3ABruxelles-Rue-des-Bouchers.jpg 

Revue E Tijdschrift – 131e année - 1-2-3-4/2015 – (publié en mars 2017) 2

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LA FLEXIBILITE DE LA DEMANDE: COMMENT 

REVOLUTIONNER LE SECTEUR ELECTRIQUE? 

Christian FONTAINE, FORLIFE SPRL 

Il n’est nul besoin de rappeler que cette flexibilité est indispensable à l’intégration des 

sources d’énergies renouvelables, par nature intermittentes. Il faut par contre souligner 

qu’il ne s’agit plus, comme dans le passé, d’effacer les pointes, mais également de créer 

des pointes lorsque l’énergie est abondante. Je pourrais appeler cela la consommation 

opportuniste. Cela pourrait être le chauffage électrique d’une piscine ou d’un boiler 

lorsque la tension du réseau de distribution approche de ses limites supérieures. 

Pour rendre ces fluctuations de charge possibles, il faut deux éléments clef: 

l’information et la motivation. 

L’information peut être transmise facilement par les moyens de communications actuels: 

internet, smartphone,… Mais le plus important est que cette information puisse être 

reçue par des systèmes automatiques qui vont activer ou désactiver des charges ou des 

systèmes de stockage. Personne ne souhaite en effet se lever à minuit pour couper son 

boiler électrique parce qu’il y peu de vent et pas de soleil ou revenir à son domicile à 

11h du matin pour l’activer parce l’électricité est abondante et bon marché. Les 

protocoles de communication ne manquent pas. Le problème c’est leur multiplicité. 

Cette situation peut nous rappeler la guerre des formats des cassettes vidéo entre 

Betamax, Video-2000 et VHS. Ceci a nuit et retardé le développement de ce secteur. 

Au contraire l’audio digital (CD) ou la téléphonie mobile (GSM) se sont développés plus 

rapidement en se basant sur un standard technique commun. 

La motivation est d’abord financière mais une partie de la population peut aussi y 

répondre dans le cadre d’un engagement citoyen ou pour éviter une coupure de 

courant. ELIA a pu mesurer l’impact de l’appel lancé par le WWF à diminuer sa 

consommation d’électricité pendant une heure tous les derniers samedi de mars dans le 

cadre de l’opération « Earth hour ». Un fournisseur, Lampiris, a mis en place un système 

d’avertissement par sms d’un risque de Black-out et mentionne son efficacité. Mais le 

«signal prix» est le meilleur moyen d’influencer la demande tout en respectant la liberté 

et l’intimité de chacun. En effet, en créant des possibilités d’économies financières, il 

permet aux entreprises et particuliers d’investir dans des solutions de modulation et 

stockage. Ceci ne peut pas encore être généralisé à court terme par manque de 

comptage quart-horaire. 

La clef qui permettra d’envoyer un "signal-prix" est la généralisation de compteurs 

intelligents (smart-meters) qui en enregistrant la consommation quart-horaire 

permettront le Time Of Use Pricing (TOU pricing). Pour cela il n'est pas indispensable 

d'avoir une communication temps-réel. Une mémoire minimum permet de stocker les 

35.040 quarts d'heure d'une année et des techniques de transmission sans fil 

permettent d'interroger cette mémoire sans rentrer dans le bâtiment. Dans ce cadre, les 

Revue E Tijdschrift – 131 ste jaargang/131 e année – n° 1-2-3-4-2015 (publication mars/publicatie maart 2017)

La flexibilité de la demande : Comment révolutionner le secteur électrique?– Christian FONTAINE 

attentes des gestionnaires de réseaux de distribution (coupure-ouverture 

télécommandée en temps-réel, …) dépassent largement ce qui est nécessaire pour la 

flexibilité. La structure régionalisée de la Belgique a induit de multiples projets pilotes 

sans encore aboutir à un standard commun. L'idée d'un coûteux roll-out accéléré des 

compteurs existant est évoquée depuis de nombreuses années, mais encore aujourd'hui 

les compteurs neufs installés sont incapables de faire des mesures quart-horaire. 

Enfin, pour permettre l'automatisation et la gestion technique des équipements de 

flexibilité, il serait utile de stimuler un nouveau rôle : celui de gestionnaire local 

d'énergie (installation et gestion d'équipement, domotique, …). Ceux-ci pourraient être 

issus de sociétés existantes (chauffagistes, installateurs d'alarme, installateurs de 

panneaux solaires, …) et spécialisés dans certains segments (résidentiel, PME, 

professions libérales, ….). Le risque principal réside dans le fait que certains grands 

fournisseurs souhaitent s'inspirer du monde des télécoms en fournissant un maximum 

de boitier et services pour fidéliser le client et éviter de faire jouer la concurrence sur les 

prix de l'énergie fournie. La flexibilité de la demande implique d'investir et d'ajouter de 

l'intelligence dans les réseaux privés (PME, maisons, appartements). Depuis la 

libéralisation du secteur de l'électricité, il est interdit aux fournisseurs d'investir dans les 

réseaux de transport et de distribution. Il est nécessaire de poursuivre la même logique 

en interdisant aux fournisseurs de fournir du matériel pour les réseaux privés. Ceci 

permettra de faire émerger des normes compatibles entre les différents fournisseurs et 

préservera la concurrence sur les prix et donc un bon fonctionnement du marché de 

l'électricité. 

Christian Fontaine a un diplôme d'ingénieur industriel de l'ECAM et un 

Executive master in management de la Solvay Business School. 

Il a travaillé pendant 22 ans pour le transport d'électricité (CPTE et 

ELIA) et 10 ans pour la CREG (Régulateur fédéral). 

Il est aujourd'hui consultant indépendant, spécialisé dans les plans 

d'urgence électrique, la flexibilité de la demande, les Smart-Grids et les dossiers de 

demande d'autorisation de fourniture et de production d'électricité. 

christian.fontaine@for-life.be • 0477 77 94 98 • www.for-life.be 

Revue E Tijdschrift – 131 ste jaargang/131 e année – n° 1-2-3-4-2015 (publication mars/publicatie maart 2017) 2

MOYENS A METTRE EN ŒUVRE POUR 

FACILITER LA PARTICIPATION DE LA 

DEMANDE AUX MARCHES DE L’ELECTRICITE 

EN BELGIQUE 

Jacques GHEURY, Patricia DEBRIGODE, 

Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz (CREG) 

« flexibilité de la demande», «client final», «opérateur de service de flexibilité», «transfert d’énergie» 

Demand-side flexibility has the potential to make a greater contribution to the functioning of 

electricity markets, safe operation of the network and security of supply. However, access to 

the markets is hindered by a number of obstacles. Following analysis and broad consultation 

with the market players, the CREG proposes a commercial market model for the demand-side 

flexibility. The model is based on 10 principles, two new roles and a diagram illustrating how 

the various roles interact. 

Summary 

In the context of the model, the end customer plays a central role as the holder of the 

demand-side flexibility, entitled to leverage it with the flexibility service provider of their 

choice without opposition from the balance responsible party. Two compensation measures 

have been established to facilitate this choice: a transfer of balance responsibility and financial 

compensation negotiated between the energy supplier and the flexibility service provider. 

This model ensures that commercially sensitive data is kept confidential, through centralised 

management of the data on the flexibility volume, and recognises the end customer the right 

to hold measuring and metering data and to transmit them freely. 

In order to facilitate access to the demand-side response for TSO products, the CREG also 

recommends that such products are defined on the basis of the needs of the TSO rather than 

on the characteristics of the technology. 


Moyens à mettre en œuvre pour faciliter la participation de la demande aux marchés de l’électricité en Belgique – Jacques 

GHEURY, Patricia DEBRIGODE 

Résumé 

La flexibilité de la demande pourrait davantage contribuer au fonctionnement des marchés de 

l’électricité, à la sécurité d’exploitation du réseau ainsi qu’à la sécurité d’approvisionnement 

du système. Or, sa participation aux différents marchés est entravée par différents obstacles. 

Au terme de son analyse et d’une large consultation des acteurs du marché, la CREG propose 

un modèle de marché favorisant sa commercialisation. Il repose sur 10 principes, deux 

nouveaux rôles et un schéma d’interaction entre les différents rôles. 

Le client final occupe la place centrale du dispositif. Il détient la flexibilité de sa demande et a 

le droit de la valoriser auprès de l’opérateur de service de flexibilité de son choix sans que son 

fournisseur d’énergie ni le responsable d’équilibre de celui-ci ne puisse s’y opposer. Cette 

liberté est rendue possible par la mise en place de deux mesures de compensation: un 

transfert de la responsabilité d’équilibre et une compensation financière négociée entre le 

fournisseur d’énergie et l’opérateur de service de flexibilité. 

Le modèle garantit la confidentialité des données commercialement sensibles, par une 

gestion centralisée des données liées au volume de flexibilité et reconnaît au client final le 

droit de détenir ses données de mesure et de comptage et de les transmettre librement. 

De façon à faciliter l’accès de la flexibilité de la demande aux produits du GRT, la CREG 

préconise également une définition de ces produits basée sur les besoins du GRT et plus sur 

les caractéristiques d’une technologie. 

Samenvatting 

De vraagflexibiliteit zou meer kunnen bijdragen aan de werking van de elektriciteitsmarkten, 

de netveiligheid en de bevoorradingszekerheid van het systeem. De deelname van de 

vraagflexibiliteit aan de verschillende markten wordt immers bemoeilijkt door verschillende 

obstakels. Nu de analyse en een ruime raadpleging van de marktspelers is afgelopen, stelt de 

CREG een marktmodel voor dat de commercialisering ervan bevordert. Dat model is 

gebaseerd op 10 principes, twee nieuwe rollen en een interactieschema van de verschillende 

rollen. 

De eindafnemer neemt de centrale plaats in het mechanisme in. Hij behoudt de flexibiliteit 

van zijn vraag en heeft het recht om ze te valoriseren bij de dienstverlener van flexibiliteit van 

zijn keuze zonder dat zijn energieleverancier of diens evenwichtsverantwoordelijke zich 

ertegen kunnen verzetten. Deze vrijheid werd mogelijk gemaakt door de implementatie van 

twee compensatiemaatregelen: een overdracht van de evenwichtsverantwoordelijkheid en 

een financiële compensatie die de energieleverancier en de dienstverlener van flexibiliteit 

hebben onderhandeld. 

Het model garandeert de vertrouwelijkheid van de commercieel gevoelige gegevens door 

een centraal model voor het beheer van de gegevens in verband met het flexibiliteitsvolume 

en geeft de eindafnemer het recht om zijn meet- en telgegevens bij te houden en vrij door te 

geven. 

Om de toegang van de flexibiliteit van de vraag tot de producten van de TNB te faciliteren, 

beveelt de CREG eveneens een definitie van deze producten aan die gebaseerd is op de 

behoeften van de TNB en niet meer op de kenmerken van een technologie. 




INTRODUCTION 

Dans un système confronté à une forte augmentation des productions intermittentes, 

une augmentation de la flexibilité de la demande permettrait de lisser les pics de prix, 

de contribuer davantage à la sécurité d’exploitation des réseaux ainsi qu’à la sécurité 

d’approvisionnement du système et améliorerait le fonctionnement des marchés en 

introduisant et plus de liquidité, ce qui réduirait le pouvoir de marché. Dans ce 

contexte, la CREG estime important de favoriser la participation de la demande aux 

différents marchés de l’électricité. 

Pour favoriser le développement de la flexibilité de la demande en Belgique, la CREG a 

adopté une démarche interactive. La consultation des acteurs du marché a permis 

d’identifier trois obstacles relevant de son domaine de compétence: 

• l’absence d’un modèle de marché permettant aux clients finaux de valoriser leur 

flexibilité auprès d’un tiers différent de leur fournisseur (transfert d’énergie); 

• la difficulté, voire l’impossibilité pour la flexibilité de la demande d’accéder à 

certains produits du gestionnaire du réseau de transport (GRT); 

• la difficulté pour la demande d’accéder aux marchés de l’électricité. 

Les solutions préconisées par la CREG sont de trois ordres : 

• la mise en place d’un modèle de marché pour organiser le transfert d’énergie 1 ; 

• l’adaptation de certains produits du gestionnaire du réseau de transport; 

• les mesures facilitant l’accès aux marchés. 

1 PROPOSITION D’UN MODELE DE MARCHE POUR ORGANISER LE 

TRANSFERT D’ENERGIE 

Ce modèle repose sur le principe de la liberté pour tout client final de valoriser sa 

flexibilité auprès l’opérateur de service de flexibilité (FSP) de son choix sans que ni son 

fournisseur (d’énergie) ni le responsable d’équilibre (BRP) de celui-ci ne puissent s’y 

opposer. Ceci ne nécessite pas la création d’un nouveau marché, mais requiert 

l’ouverture de tous les marchés existants, dans des conditions qui permettent d’établir 

une saine concurrence entre les différents types d’offreurs de flexibilité. Ceci implique la 

définition d’un cadre légal précisant les rôles des différents acteurs impliqués dans 

l’échange de la flexibilité de la demande ainsi que leurs droits et obligations. 

1 On entend par transfert d’énergie une activation de flexibilité de la demande impliquant un fournisseur et un 

opérateur de service de flexibilité ayant un responsable d’équilibre distinct et/ou un opérateur de service de 

flexibilité distinct du fournisseur. 




1.1 Principes 

Le modèle de marché proposé repose sur les principes de base repris ci-dessous. 

Principe 1 - tout client final a le droit de valoriser sa flexibilité sans que son 

fournisseur ni le BRP de celui-ci puisse s’y opposer 

Le client final doit être au cœur du modèle de marché proposé. Il doit pouvoir décider 

librement de valoriser ou non sa flexibilité. Lorsque c’est économiquement rentable, il 

faut que la flexibilité de la demande puisse accéder aux marchés de l’électricité. Un 

fournisseur ou son BRP 2 ne peut empêcher le client final de valoriser sa flexibilité, le cas 

échéant en recourant aux services d’un FSP. L’absence de solution au transfert 

d’énergie crée actuellement une insécurité juridique. En effet, si la CREG ne connait pas 

d’exemple de contrat qui interdise expressément au client de valoriser sa flexibilité, en 

revanche, en application des règles de droit commun en matière de propriété, comme 

le client ne devient propriétaire de l’électricité qu’au moment de sa livraison, il ne lui est 

pas autorisé en principe de vendre quelque chose qui ne lui a pas été livré et qui, de ce 

fait, appartient encore au fournisseur. 

Principe 2 - tout client final a le droit de choisir son FSP, indépendamment de son 

fournisseur d’électricité 

Si le client final décide de valoriser sa flexibilité, le modèle de marché doit prévoir qu’il 

puisse l’offrir soit via un FSP de son choix, soit en direct (il est alors son propre FSP), 

sans que son fournisseur puisse s’y opposer et sans avoir à obtenir une approbation 

préalable. Le fournisseur du client final peut en effet ne pas avoir intérêt à développer la 

flexibilité de son client et à la valoriser correctement si celle-ci entre en concurrence 

avec ses unités de production de pointe ou si ses besoins de flexibilité sont satisfaits. 

Ceci implique la définition d’un nouveau rôle de marché – celui de FSP –, afin de 

déterminer ses droits, ses obligations et les relations qu’il entretient avec les autres 

acteurs. 

Principe 3 - le FSP doit assumer la responsabilité d’équilibre de l’activation de la 

flexibilité de la demande qu’il gère 

Le modèle de marché doit prévoir, parmi les obligations à assumer par le FSP, le fait 

qu’il doit assumer les conséquences contractuelles d’une activation non conforme au 

service attendu par l’acheteur de la flexibilité (FRP). Ceci implique que le FSP soit son 

propre BRP ou s’associe à un BRP qui assumera ces conséquences. 

Principe 4 - l’intervention d’un FSP ne peut se faire au détriment d’autres parties 

Pour que le modèle de marché proposé soit juste, il convient de s’assurer autant que 

faire se peut qu’aucune partie ne soit lésée lors de l’activation par un FSP de la 

flexibilité de la demande au sein du périmètre du BRP source à destination du BRP du 

FRP ou du gestionnaire du réseau (transfert d’énergie). Cette opération ne peut 

2 Le lien que la CREG établit entre le fournisseur et « son » BRP constitue en réalité un raccourci. En effet, le 

BRP n’est strictement pas lié avec le fournisseur, mais bien avec un détenteur d’accès. Toutefois, comme, dans 

la très grande majorité des cas, le détenteur d’accès est précisément le fournisseur, il a semblé préférable de 

présumer un lien direct entre le fournisseur et le BRP. 




exposer le BRP source au tarif de déséquilibre et le chiffre d’affaires du fournisseur du 

client final source doit être le moins impacté possible. 

Ceci implique: 

4.1. la nécessité d’une correction du périmètre d’équilibre du BRP source 

4.2. la nécessité d’une compensation financière entre le FSP et le fournisseur 

d’électricité du client final source 

Celui-ci peut en effet être distinct du BRP et, dans ce cas, c’est lui qui est impacté 

financièrement par l’activation de la flexibilité par un tiers puisqu’elle influence le 

prélèvement du client final source qui sert de base à sa facturation. 

Il y a donc lieu de bien faire la distinction entre d’une part la compensation financière 

entre le FSP et le fournisseur, qui se place dans la sphère financière, et d’autre part la 

correction des périmètres d’équilibre des BRP qui se situe dans celle de l’équilibre du 

portefeuille des BRP et des volumes d’énergie activés. 

Principe 5 - la correction des périmètres d’équilibre doit être réalisée de façon 

centralisée, par une entité neutre disposant des compétences requises 

Lorsque l’activation de la flexibilité de la demande impacte le périmètre d’équilibre de 

plusieurs BRP, cette opération touche à l’équilibre général de la zone de réglage et doit 

donc être traitée selon les dispositions en vigueur, via le hub géré par le GRT. 

Principe 6 - pour ce qui concerne la compensation financière (et dans un second 

temps éventuellement le choix de la baseline), la négociation commerciale doit être 

privilégiée. Si elle n’aboutit pas, ou si elle n’est pas envisageable, une solution par 

défaut doit pouvoir être imposée de façon à éviter que des offres de flexibilité de 

la demande ne puissent pas être prises en compte. 

Le modèle de marché ne doit réguler que ce qui est strictement nécessaire. La 

négociation entre les parties est dès lors privilégiée. Toutefois, dans le but de lever ce 

qui pourrait s’avérer être un obstacle à la participation de la demande aux marchés, le 

modèle de marché proposé doit prévoir une solution par défaut qui s’impose aux 

parties lorsque celles-ci n’aboutissent pas à un accord commercial pour ce qui concerne 

la compensation financière. 

Principe 7 - du point de vue du fonctionnement du marché, il est souhaitable que 

toute activation empêchée par le gestionnaire du réseau de transport soit 

indemnisée (pour les points EAN raccordés au réseau de distribution, cela relève de 

la compétence régionale) 

Cette indemnisation semble indispensable pour établir les critères économiques du 

choix entre d’une part, une limitation du développement de la flexibilité de la demande 

et, d’autre part, des investissements dans la gestion dynamique et le renforcement du 

réseau. A défaut, il existe un risque que la flexibilité de la demande soit captée par le 

gestionnaire du réseau et ne soit donc pas offerte aux marchés de l’électricité. Un tel 




mécanisme a été mis en place au niveau du réseau de transport pour indemniser les 

unités de production en cas de congestion du réseau. 3 

Lorsque le sujet concerne les réseaux de distribution, il dépasse les compétences 

fédérales en matière de fonctionnement des marchés et il appartient aux autorités 

régionales de trancher la question. 

Principe 8 - le client final est propriétaire de ses données de mesure et comptage, 

doit pouvoir en disposer dans les temps compatibles avec les processus de 

valorisation de la flexibilité et peut les communiquer librement 

Un manque de standardisation des équipements de mesure et comptage pourrait 

favoriser la constitution de pseudo-monopoles au niveau de la flexibilité de la demande 

de même que l’appropriation des données par une tierce partie. Le modèle de marché 

proposé doit éviter cet écueil. 

De plus, la transmission de ces données doit être préalablement approuvée par le client 

final. 

Principe 9 - la confidentialité des données commercialement sensibles doit être 

assurée 

Le modèle de marché ne peut nuire aux échanges commerciaux entre les parties et 

générer des distorsions de concurrence. De même, il ne peut être la source d’une 

divulgation de données commercialement sensibles ou porter atteinte à la vie privée. 

Principe 10 - une seule facture doit être transmise au client final pour son 

prélèvement d’électricité 

Le modèle de marché ne peut remettre en cause la facture unique étant donné le coût 

qu’engendrerait pour l’ensemble des clients finaux une scission de la facture entre ses 

composantes réseau et taxes d’une part et énergie d’autre part. 

1.2 Modèle de marché 

Pour préserver la liberté contractuelle et de façon à éviter de devoir prendre en compte 

la grande diversité des interactions entre les contractants, le modèle proposé se 

concentre sur des rôles de marché établis en fonction de principes bien définis. Dans ce 

modèle, les BRP n’achètent pas l’énergie (ou alors uniquement comme intermédiaire) et 

leur responsabilité se limite à l’équilibre des volumes. Dès lors, dans le cadre des 

mécanismes de compensation, l’impact des volumes sur les périmètres d’équilibre est 

traité au niveau des BRP alors que les aspects financiers liés à la fourniture de l’énergie 

sont traités entre le FSP et le fournisseur. Les acteurs du marché sont ensuite libres 

d’adapter leurs relations contractuelles sur cette base. 

1.2.1 Modèle centralisé de gestion des données de volume 

La CREG suggère la mise en place d’un modèle centralisé de gestion des données 

liées aux volumes de flexibilité utilisés pour la facturation et la correction du périmètre 

3 Art. 265 de l’arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de 

transport de l’électricité et l’accès à celui-ci. 




d’équilibre des BRP. 

A cet effet, un nouveau rôle serait créé: le gestionnaire des données de flexibilité 

(FDM). Il enregistre les notifications d’activation de flexibilité et détermine, par 

l’utilisation d’une courbe de référence, le volume de flexibilité activé. Il réalise sur cette 

base les corrections des périmètres d’équilibre des BRP. Il assure la confidentialité des 

informations commercialement sensibles en communiquant des données agrégées aux 

fournisseurs, aux BRP, aux FSP, au GRT et aux GRD concernés. 

La CREG propose de confier ce rôle au gestionnaire du réseau de transport. 

Le schéma suivant décrit les flux de volumes. 

Figure 1 - Volumes pris en compte - Modèle théorique 




Figure 2 - Volumes pris en compte - Exemple chiffré 

Dans l’exemple chiffré, l’acheteur de flexibilité (FRP) achète 20 MWh au FSP. Au 

moment de la livraison, le FSP active un effacement de prélèvement de 20 MWh auprès 

du client final source. Celui-ci ne peut réduire son prélèvement que de 15 MWh. Cela 

signifie que, lors de l’activation: 

• 20 MWh sont transférés du périmètre du BRP du FSP vers celui du BRP du FRP, ce 

qui équilibre le périmètre de ce dernier, ou vers le GR. Cette transaction ne diffère 

pas d’une transaction classique de vente d’énergie ; 

• 15 MWh sont transférés du périmètre du BRP source vers celui du BRP du FSP ; 

dès lors, 

o le BRP source et le fournisseur ne doivent être compensés que de 15 

MWh ; 

o le BRP du FSP doit supporter le tarif de déséquilibre pour les 5 MWh 

manquants (20-15) ; 

1.2.2 la situation de déséquilibre du BRP du FSP engendre un déséquilibre 

de la zone de 5 MWh qui doit être compensé par le GRT. 

Modèle bilatéral de compensation financière 

Dans l’exemple chiffré, le fournisseur commande l’injection d’un volume d’énergie de 

100 MWh pour couvrir la consommation estimée de son client. A la demande du FSP, le 

client réduit ensuite sa consommation à 85 MWh. Dès lors, le fournisseur qui a acheté 

100 pour son client ne peut lui facturer que 85 MWh. Le FSP valorise les 15 MWh 

résiduels auprès d’un tiers. Il doit donc compenser le fournisseur du client final source 

pour son manque à gagner. 




La CREG suggère deux options: 

Option A: la mise en place d’un système bilatéral de compensation financière entre 

le FSP et le fournisseur du client final source. 

La compensation financière représente la somme versée par le FSP en contrepartie 

d’une livraison d’énergie correspondant à une diminution de la consommation du client 

final source et la somme versée par le fournisseur en contrepartie d’une livraison 

d’énergie correspondant à une augmentation de la consommation du client final source. 

Le modèle de marché optimal est, selon la CREG, celui du règlement contractuel des 

modalités d’indemnisation entre le FSP et le fournisseur. Le volume à prendre en 

compte est le volume réalisé (V R) par chaque client final source, agrégé par FSP et par 

fournisseur. Ce volume est fourni par le FDM. 

Le prix unitaire de la compensation doit également être déterminé. Deux options sont 

possibles: il peut s’agir du prix contractuel de fourniture (option A1) ou d’un prix 

convenu entre les parties (option A2). 

En cas d’absence d’accord négocié entre les parties, une solution bilatérale par défaut 

basée sur une formule de prix, s’imposerait aux parties de façon à éviter que des offres 

de flexibilité de la demande ne puissent pas être prises en compte, et d’ainsi lever cet 

obstacle au développement de la flexibilité de la demande La CREG estime cette 

solution par défaut indispensable, bien que celle-ci ne devrait être appliquée qu’en 

dernier recours, c’est-à-dire lorsque les options A1 et A2 se sont avérées impossibles. 

En effet, ne pas la prévoir donnerait au fournisseur un moyen d’empêcher l’intervention 

d’un FSP tiers dans son portefeuille, par exemple, en imposant des conditions 

inacceptables ou en faisant trainer les négociations en longueur. Elle s’imposerait aux 

parties si aucun accord n’est intervenu dans un délai déterminé précédant le début 

contractuel de la livraison de flexibilité. Cette formule de prix représenterait une 

approximation du chiffre d’affaires du fournisseur (perdu ou trop perçu). 

Option B: Pour les clients finaux raccordées au réseau de transport qui disposent donc 

d’une facturation distincte des composantes énergie, d’une part, et transport/taxes, 

d’autre part, la compensation financière peut également être réalisée via le client final 

source, au prix contractuel de fourniture, par une correction de sa mesure de 

consommation. 

A défaut d’accord entre les acteurs du marché et de façon à limiter les frais 

administratifs pour les petits fournisseurs, la CREG pourrait proposer un contrat 

standard qui réglerait par défaut les modalités de la compensation financière à verser 

par le FSP au fournisseur et par le fournisseur au FSP, selon le sens d’activation de la 

flexibilité. Le volume étant connu, il ne traiterait que du prix et des modalités de la 

transaction. La partie bénéficiaire de la compensation serait tenue d’établir et d’envoyer 

la facture, la partie redevable serait tenue de la payer. 

1.2.3 Mise en oeuvre 

La CREG préconise une approche par phases et traite à ce stade dans ce rapport de la 

flexibilité de la demande des clients finaux équipés de compteurs quart horaires. La 




participation des clients profilés est vue comme un objectif à plus long terme compte 

tenu des spécificités qui y sont liées. Ceci ne signifie en aucun cas que la CREG plaide 

pour une généralisation des smart meters. 

2 PROPOSITIONS D’ADAPTATION DE CERTAINS PRODUITS DU 

GESTIONNAIRE DU RESEAU DE TRANSPORT 

Le but est de permettre/faciliter l’accès de la demande à ces produits, en concurrence 

avec la production, et de les conformer au modèle de marché proposé. Dans ce but, la 

CREG recommande de remplacer la définition de produits faite sur la base des 

caractéristiques d’une technologie par une définition basée sur les besoins du GRT, le 

seul motif d’exclusion d’une technologie étant l’impossibilité avérée pour celle-ci de 

répondre au besoin. 

Ces évolutions doivent s’inscrire dans le cadre de la convergence vers un marché 

intégré du balancing au niveau européen. 

3 FACILITATION DE L’ACCES AUX MARCHES 

Pour ce qui concerne l’accès aux marchés de l’électricité, aucun obstacle particulier n’a 

été décelé ; toutefois le développement de nouveaux produits tenant mieux compte 

des contraintes spécifiques de certains types d’effacement pourrait être envisagé sur 

Belpex DAM. Sur Belpex CIM, le principal obstacle vient du manque de liquidité. Le 

développement de produits quart horaires sur ces deux marchés serait bénéfique, mais 

verrait son efficacité accrue s’il était réalisé en coordination avec les pays voisins. 

CONCLUSION 

Pour favoriser la participation de la flexibilité de la demande aux marchés de 

l’électricité, la CREG préconise: 

• une adaptation du modèle de marché de façon à donner à un client final équipé 

d’un compteur quart horaire la possibilité de valoriser sa flexibilité non seulement 

via son fournisseur, mais également par lui-même ou auprès d’un opérateur de 

service de flexibilité de son choix ; cette adaptation nécessite une adaptation du 

cadre légal ; 

• une nouvelle définition des produits du GRT basée sur les besoins du réseau et 

neutre sur le plan technologique ; 

• le développement de produits de plus court terme sur les marchés DAM et CIM, 

ainsi qu’un accès plus aisé au statut de BRP (sans limitation de sa responsabilité 

d’équilibre). 




LES AUTEURS 

Patricia Debrigode est licenciée et maître en sciences économiques 

et sociales de l’université de Namur. Après avoir travaillé à Tractebel 

Engineering au département conseil en gestion et organisation et au 

département Energy System Development, elle est actuellement 

conseiller à la direction du contrôle des prix et des comptes de la 

CREG où elle est chargée des dossiers relatifs à l’adéquation entre 

l’offre et la demande d’électricité et à la flexibilité de la demande 

d’électricité. 

Jacques Gheury est ingénieur civil électricien mécanicien de 

l’Institut Montefiore de l’ULg et a suivi une formation en 

administration des entreprises à l’UCL. Après avoir travaillé à 

Tractebel Energy Engineering en modélisation des systèmes de 

production et transport d’énergie électrique, il est actuellement 

conseiller dans la direction du fonctionnement technique des 

marchés de la CREG, où il est en charge des dossiers relatifs aux 

services auxiliaires, au balancing, au stockage de l’électricité et à la 

flexibilité de la demande. 


DE ROL VAN FLEXIBILITEIT IN ONZE 

ENERGIEVOORZIENING 

Wim CARDINAELS, ENERGYVILLE 

«Demand Response», «Flexibiliteit», «Energievoorziening», «multi-energiemarkten» 

As weather-dependent energy sources such as solar and wind gain a larger share of the 

overall energy mix, it is increasingly important to create additional flexibility by "demand 

response" on the electricity grid. To know what type of flexibility offers the most interesting 

value, it is important to have a clear view of the total energy and the expected developments. 

Summary 

The ultimate goal is to curb global warming by reducing CO 2 emissions, using less primary 

energy from fossil sources. This equates to an electrification of a major part of the energy 

consumption, in addition to technologies such as “carbon capturing" and “power-to-gas”. 

In addition to the various components of the power system consisting of production, storage, 

and networking flexibility, the impact of the CO 2 neutral conditions of buildings and transport 

too have an impact on balances and costs and thus supply and invoices. 

Creating flexibility today has to compete with measures to improve energy efficiency. The 

latter has been considerably developed in regulations and thus prioritized which could 

threaten the net balance in the long run. A system comprising a long-term plan, supported by 

industry, users and policies is vital to achieve new insights that foster sustainable investment in 

an affordable, efficient CO 2-neutral energy system. 

Comme sources d'énergie dépendant des conditions météorologiques tels que l’énergie 

solaire et éolienne gagnent une part plus importante du mix énergétique global, il est de plus 

en plus important de créer une souplesse supplémentaire en forme de "réponse à la 

demande" sur le réseau électrique. Pour savoir quel type de flexibilité offre la valeur la plus 

intéressante, il est important d'avoir une vision claire de l'énergie totale et les évolutions 

attendues. 

Résumé 

Le but ultime est de freiner le réchauffement climatique en réduisant les émissions de CO 2, en 

utilisant moins d'énergie primaire de sources fossiles. Cela équivaut à une électrification d'une 

partie importante de la consommation d'énergie, à côté de technologies telles que «la 

capture de carbone » et « power-to-gas ». 

Outre les différentes composantes du système composé de la production, le stockage et la 

flexibilité du réseau, les conditions CO 2 neutres des bâtiments et de l'impact des transports 

ont également impact sur les soldes et les coûts, et donc l'approvisionnement et les factures. 

La création d'une flexibilité doit rivaliser aujourd'hui avec des mesures visant à améliorer 

l'efficacité énergétique. Ce dernier a été considérablement développée dans les règlements 

et a donc priorité ce qui peut menacer la balance nette au long terme. Un système 

comprenant un plan à long terme, soutenu par l'industrie, les utilisateurs et les politiques est 

nécessaire afin de réaliser de nouvelles idées qui stimulent des investissements durables dans 

un système efficace d'énergie abordable, neutre en CO 2. 


De rol van flexibiliteit in onze energievoorziening – Wim Cardinaels 

Naarmate weersafhankelijke energiebronnen zoals zon en wind een groter aandeel krijgen in 

de totale energiemix, wordt het steeds belangrijker om extra flexibiliteit te creëren door 

‘demand response’ of vraagsturing in het elektriciteitsnet. Om te weten welk type flexibiliteit 

de interessantste waarde biedt, is het belangrijk om een duidelijk zicht te hebben op het 

totale energiesysteem en de verwachte evoluties. 

Samenvatting 

Het uiteindelijke doel is om de klimaatopwarming af te remmen door de CO 2-uitstoot te 

verminderen, via minder primair energieverbruik uit fossiele bronnen. Dit komt neer op een 

elektrificatie van een belangrijk deel van het energieverbruik, naast technologieën zoals 

‘carbon capturing’ en ‘power-to-gas’. 

Naast de verschillende onderdelen van het elektriciteitssysteem dat bestaat uit productie, 

opslag, flexibiliteit en netwerken, heeft ook de impact van het CO 2-neutraal maken van 

gebouwen en transport impact op evenwichten en kosten en dus bevoorradingszekerheid en 

facturen. 

Het creëren van flexibiliteit moet vandaag concurreren met maatregelen voor energieefficiëntie. 

Dit laatste is sterk uitgewerkt in regelgeving en heeft hierdoor prioriteit waardoor 

op termijn een bedreiging kan ontstaan voor de netbalans. Een systeemomvattend lange 

termijnplan, gedragen door industrie, gebruikers en beleid, is nodig om tot nieuwe inzichten 

te komen die duurzame investeringen stimuleren in een betaalbaar, efficiënt CO 2-neutraal 

energiesysteem. 

INLEIDING 

Het elektriciteitssysteem bestaat uit productie, opslag, al dan niet flexibele consumptie 

en netwerken. Om een kosteneffectief systeem te hebben, is het belangrijk om de 

interacties tussen deze bouwblokken te kennen. 

1 TRADITIONEEL 

Ons elektriciteitsnet is oorspronkelijk ontworpen om met een beperkt aantal centrales 

miljoenen aansluitingen van elektriciteit te voorzien. Hierbij ging de energiestroom 

steeds van de centrale via transformatorstations naar de verbruikers. 

Het net moet voortdurend in balans zijn, dit wil zeggen dat er evenveel energie moet 

afgenomen worden als opgewekt. Als er te veel productie is, zal de netfrequentie 

stijgen tot iets boven de nominale 50 Hz. De elektriciteitscentrales reageren hierop door 

hun productie te verminderen. Als het verbruik stijgt, zal analoog de netfrequentie 

dalen waarop centrales hun productie verhogen. Samengevat: de productie volgt de 

vraag. 



Vermits er bij transport verliezen optreden, werden de centrales ingeplant in 

industriegebieden dichtbij de grote bedrijven en steden om de afstanden, en dus ook 

netwerkverliezen en investeringen te beperken. 

Om de lijnspanning binnen de vastgelegde toleranties te houden moest men vooral 

rekening houden met de principes dat de spanning daalt in functie van het afgenomen 

vermogen en de afstand tot de transformator. 

2 NUCLEAIR 

Door de introductie van nucleaire energie in de jaren ‘70 veranderde de interacties 

tussen productie, opslag, flexibiliteit en netwerken. Een beperking van onze 

kerncentrales is dat ze niet flexibel regelbaar zijn en dus bij voorkeur continu hun 

nominaal vermogen leveren. Dus een kerncentrale kan het principe niet waarmaken dat 

het zijn vermogen vlot aanpast aan de netfrequentie en dus de energievraag. Om dit 

probleem op te lossen zijn er op dat moment vanuit een systeemaanpak een aantal 

begeleidende maatregelen genomen. Er is flexibiliteit gecreëerd door opslag te 

voorzien – denk aan de pompcentrales van Coo-Trois-Ponts en Plate-Taille. Daarnaast is 

er ook vraagsturing geïmplementeerd via variabele tarieven: het dag/nacht-tarief. Er is 

zelfs een specifiek product gelanceerd: het uitsluitend nachttarief voor elektrische 

warmwaterboilers en accumulatieverwarming en ook uitgebreide straatverlichting om te 

zorgen dat er ook ’s nachts voldoende vraag zou zijn. 

3 HERNIEUWBARE ENERGIE 

De productie van wind en zonne-energie is volledig afhankelijk van het weer en 

reageert net als kerncentrales niet op een variatie van de energievraag. Terwijl bij een 

kerncentrale het productieprofiel voorspelbaar en vlak is, is dit profiel bij wind en zon 

veel grilliger en moeilijker te voorspellen. Specifiek bij zonne-energie spelen ook de 

aspecten dag/nacht en zomer/winter. Batterijen en vraagsturing kunnen een grote rol 

spelen bij het dag/nacht aspect maar tegelijkertijd dienen we ook een oplossing uit te 

werken voor het winter/zomer aspect. 

Het elektriciteitsnet kan in tegenstelling tot wat de terugdraaiende teller laat uitschijnen 

geen elektriciteit opslaan. Daarnaast zijn windmolens en zonnepanelen decentraal in het 

net aangesloten waardoor ook netbeheer en netplanning een andere aanpak vragen. 

Dat we in tegenstelling tot de jaren 70 ook nog eens rekening moeten houden met de 

vrijgemaakte energiemarkt in Europa en met de regionalisatie van het energiebeleid in 

België, maakt de complexiteit enkel groter. Er is absoluut nood aan een breed 

gedragen systeemaanpak om de juiste inzichten te verwerven en begeleidende 

maatregelen te nemen die elkaar versterken. 



4 ELEKTRICITEIT EN ENERGIE 

Het algemene doel is het verminderen van onze CO 2-uitstoot. Enerzijds door verspilling 

tegen te gaan, anderzijds door om te schakelen naar hernieuwbare 

elektriciteitsproductie door zon en wind. Figuur 1 toont dat Europa als geheel goed op 

weg is om de doelstellingen van 2020 te halen. Tegelijkertijd toont deze figuur dat de 

huidige aanpak onvoldoende is om de doelstellingen voor 2030 en 2050 te realiseren. 

Figuur 1: doestellingen en verwachting mbt reductie CO 2 -uitstoot (EAA Report – Trends and 

projections in Europe 2015) 

Bronnen van hernieuwbare energie zoals zon, wind en water produceren vaak 

elektriciteit. Door hun impact op de netbalans wordt daarom vaak gefocust op 

elektriciteit. Energie gaat echter veel ruimer en het elektriciteitsverbruik is momenteel 

maar een fractie van het totale energieverbruik. 



Figuur 2 toont het verschil tussen het primair (Gross) energieverbruik en het finaal 

verbruik. Dit verschil wordt veroorzaakt door omzettingsverliezen en transportverliezen. 

Bijvoorbeeld een kolencentrale produceert elektriciteit met een elektrisch rendement 

van 36% die vervolgens via hoog-, midden- en laagspanningsnet tot bij de eindklant 

getransporteerd wordt. 

Figuur 2: primair en finaal energieverbruik – bron: JRC Science for Policy Report, Energy Consumption 

and Energy Efficiency Trends in the EU-28 2000-2014 

Als je Figuur 2 en Figuur 3 samenbrengt zie je dat het elektriciteitsverbruik 15% 

uitmaakt van het primair energieverbruik. Dus als het doel is om de CO 2-uitstoot 

drastisch te verminderen, dienen we te kijken welk ander fossiel verbruik we kunnen 

omzetten naar elektriciteit. Gekende mogelijkheden zijn elektrische voertuigen en 

warmtepompen. 

Ideaal gezien implementeren we deze systemen zodanig dat ze zowel de integratie van 

hernieuwbare energiebronnen als de bevoorradingszekerheid bevorderen. 



Figuur 3: finaal energie verbruik per energiebron, bron: JRC Science for Policy Report, Energy 

Consumption and Energy Efficiency Trends in the EU-28 2000-2014 

5 ENERGIE-EFFICIËNTIE 

Energie-efficiëntie is sterk vertaald naar wetgeving en legt op dat producten aan 

minimumeisen moeten voldoen en dat de consument op een gestandaardiseerde 

manier geïnformeerd wordt over energieverbruik en –prestatie. Zo zijn er bijvoorbeeld 

energielabels voor huishoudtoestellen en auto’s en energieprestatiecertificaten voor 

woningen. 

Energielabels berusten vaak op wiskundige modellen om zo een complexe realiteit zeer 

simpel te kunnen presenteren zodat ook gewone gebruikers het resultaat kunnen 

interpreteren. 

Een nul-energiewoning berust ook op een wiskundig model waarbij de energieprestatie 

op jaarbasis wordt bekeken. De realiteit is echter dat een woning in onze regio vooral 

veel energie verbruikt in de winter net wanneer zonnepanelen nauwelijks iets 

opbrengen. 

Door de terugdraaiende teller werd ook de perceptie gecreëerd dat het net als gratis 

batterij gebruikt kan worden. Ondertussen is dit gedeeltelijk teruggedraaid door het 

prosumententarief voor de netvergoeding. Maar de energieleverancier moet ’s winters 

nog steeds de elektriciteit produceren waarop de prosument tijdens de zomer rechten 

voor heeft opgebouwd, tegen de waarde die deze elektriciteit ’s zomers had. 



Tegelijkertijd ontbreekt voor deze prosument nog steeds de incentive om zijn verbruik 

flexibel te maken zodat dit beter afgestemd kan worden op de productie van 

hernieuwbare energiebronnen. 

6 TARIEVEN, TAKSEN EN SUBSIDIES 

Wie enkele jaren geleden een woning bouwde met goede isolatie, ventilatie, 

warmtepomp en eventueel zonnepanelen schikte zich toen perfect naar het beleid en 

de ondersteunende subsidies. Vandaag stellen veel van deze voorbeeldige bouwheren 

zich de vraag waarom hun duurzame investering zwaarder belast wordt via de 

elektriciteitsfactuur dan verwarmen met gas. 

Tabel 1: jaarlijkse energiefactuur via V-test op basis van de goedkoopste leverancier 

gas elektriciteit totaal 

kWh eur kWh eur eur 

enkelvoudig 10.000 € 419,40 3.000 € 804,50 € 1.223,90 

enkelvoudig 0 5.500 € 1.415,69 € 1.415,69 

dag 0 2.000 

nacht 0 3.500 € 1.324,74 € 1.324,74 

enkelvoudig 0 1.150 € 852,82 € 1.282,57 

PV 5kWp = 8.595 euro over 20 jaar geeft € 429,75 

Voor een zuinige woning met een totale warmtevraag van 10.000kWh voor warm 

tapwater en verwarming, worden in Tabel 1 twee opties getoond: een gasketel met een 

verbruik van 10.000kWh gas of een bodemgekoppelde warmtepomp met een COP van 

4 die 2.500kWh elektriciteit verbruikt. Naast het energieverbruik voor de 

warmteproductie wordt met een elektriciteitsverbruik van 3.000kWh per jaar gerekend 

wat het totale elektriciteitsverbruik inclusief warmtepomp op 5.500kWh brengt. 

Voor het scenario met PV-panelen wordt uitgegaan van een installatie van 5kWp die 

jaarlijks 4.350kWh oplevert. Als deze installatie gefinancierd wordt met een renteloze 

lening over 20 jaar, geeft dit een jaarlijkse kost van 429,75 euro. 

Tabel 1 toont dat een gasketel in alle gevallen tot de goedkoopste energiefactuur leidt 

uitgaande van de huidige voorwaarden. De bedragen zijn berekend begin december 

via de V-test waarbij telkens voor de goedkoopste leverancier is gekozen. Er is dus geen 

terugverdieneffect voor de investering in de duurdere warmtepomp ten opzichte van 

een gasketel. 

Wie in 2009 een zelfde woning gebouwd heeft doet wel nog steeds een goede zaak. 

Dankzij de belastingvermindering en de groenstroomcertificaten aan 450€/MWh zijn de 

zonnepanelen al lang terugverdiend. De voornaamste reden waarom dat de 

elektriciteitsfactuur zo sterk gestegen is, is omdat groenstroomcertificaten en subsidies 

in energiebesparende investeringen gefinancierd worden via de distributienettarieven 

voor elektriciteit. 



INTEGRATIE VAN HERNIEUWBARE ENERGIE 

De opbrengst van hernieuwbare energiebronnen zoals zon en wind zijn minder goed te 

voorspellen en te sturen. Deze systemen meer energie laten leveren dan wat wind of 

zon toelaten kan niet. Door ‘curtailment’ toe te passen - systemen afkoppelen of in 

vermogen beperken - kunnen we wel sturen dat ze minder energie opwekken dan de 

weersomstandigheden toelaten. 

Op dit moment is het principe dat hernieuwbare energiebronnen voorrang krijgen. 

Enerzijds om investeringen in hernieuwbaar te ondersteunen, anderzijds om CO 2- 

uitstoot te beperken. Via subsidiesystemen zoals groenestroomcertificaten krijgt de 

eigenaar geen subsidie voor de investering maar wel voor de effectief opgewekte 

groene energie, dus als eigenaar heb je er alle belang bij je systemen in optimale 

conditie te houden. Als er een vraag tot curtailment is, wordt dan ook verwacht dat er 

een compensatie is voor de gemiste inkomsten. 

1 ZOMER/WINTER 

Eén van de concepten uit de energieprestatieregelgeving voor bouwers zijn “nul op de 

teller woningen”. Op jaarbasis genereren deze woningen evenveel energie als ze 

verbruiken. Via dit concept wordt zowel de investering in fotovoltaïsche panelen als in 

een warmtepomp gestimuleerd. 

Figuur 4 toont dat er voor onze regio er maar een zeer beperkte gelijktijdigheid is 

tussen de elektriciteit opgewekt door de zonnepanelen en het elektriciteitsverbruik door 

de warmtepomp. 

kWh 

900 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

Jan-13 

Feb-13 

Mar-13 

Apr-13 

May-13 

Jun-13 

Jul-13 

Aug-13 

Sep-13 

Oct-13 

Nov-13 

Dec-13 

Jan-14 

Feb-14 

Mar-14 

Apr-14 

May-14 

Jun-14 

Jul-14 

Aug-14 

Sep-14 

Oct-14 

Nov-14 

Dec-14 

consumpOon 

PV 

Figuur 4: verbruik woning met warmtepomp en eigen PV-productie doorheen het jaar 

Zoals Figuur 5 toont varieert het totale elektriciteitsverbruik voor België in de zomer van 

minder dan 7GW ’s nachts tot 11GW overdag. In de winter is dit van 9GW ’s nachts tot 

bijna 14GW overdag. Dus tijdens de winter wanneer we een grote warmtevraag 

hebben, hebben we ook een beduidend hogere elektriciteitsvraag zowel overdag als ’s 

nachts. In die zin kan het interessant zijn om in te zetten op warmtenetten die tijdens de 



winter gevoed worden via warmtekrachtkoppeling eventueel gestookt vanuit lokale 

biomassa en tijdens de zomerperiode via warmtepompen gevoed vanuit zonnepanelen 

en wind. 

Daarnaast toont de figuur ook dat het aantal uren dat zonnepanelen energie leveren 

veel beperkter is in de winter dan en de zomer en dat de bereikte pieken beduidend 

lager liggen. De opbrengstpiek van zonnepanelen kan op heldere frisse dagen in mei 

oplopen tot 2GW. Het rendement van zonnecellen is hoger bij koude temperaturen. 

Naarmate er meer zonnepanelen bijkomen kan deze piek groter worden dan het 

verschil tussen dag en nachtverbruik. Op dat moment kan het interessant worden om 

met behulp van batterijen zonne-energie op te slaan voor de avonduren en de 

ochtendpiek. 

Op zonnige verlengde weekends met Pasen of Pinksteren, zijn we al geconfronteerd 

geweest met teveel elektriciteit op het net. De combinatie van de kerncentrales (samen 

goed voor bijna 6GW), meer dan 2GW zon en enkele 100MW wind met zeer weinig 

economische activiteit zorgt dan voor meer productie dan verbruik wat ook een 

probleem is voor de netbalans. 

Figuur 5: inschatting totale belasting en PV productie door Elia 

Figuur 5 toont ook dat er zowel ‘s winters als ’s zomers een systematische stijging van 

ongeveer 200MW in verbruik is om 22 en 23 uur. Dit zijn de uren waarop het nachttarief 

geactiveerd wordt. Variabele tarieven zijn dus in staat om verbruikspieken te 

veroorzaken. Als we deze pieken ’s zomers naar de namiddag kunnen brengen en ’s 



winters afstemmen op de warmtekrachtkoppeling helpt dit de nodige flexibiliteit te 

creëren om tot een efficiënter energiesysteem te komen. 

Tijdens de winter is er ook een piek tussen 16 uur en 18 uur waarin het verbruik met 

ongeveer 1GW stijgt. Dit is de avondpiek waarbij een aantal mensen al thuis komen, 

kinderen huiswerk maken, eventueel met een elektrisch vuurtje op de kamer, en andere 

mensen nog op het werk zijn. Op dat moment is het al te donker voor zonnepanelen. 

Als we verbruik uit deze periode kunnen wegschuiven verkleint dat de nood aan een 

strategische reserve, nodig om pieken op te vangen tijdens extreme omstandigheden. 

FLEXIBILITEIT EN VRAAGSTURING 

Het Linear 1 -project kwam tot de conclusie dat de elektrische boiler de meest 

interessante bron van flexibiliteit is bij gezinnen. Tegelijkertijd is dit ook een toestel 

waarop sinds 2015 de ecodesign-richtlijnen voor energie-efficiëntie van toepassing zijn, 

dus een interessant product om de spanning tussen efficiëntie en flexibiliteit mee te 

duiden. 

1 SLIMME ELEKTRISCHE BOILER 

Stel dat we een slimme elektrische boiler op de markt willen brengen. Een standaard 

elektrische boiler van 200 liter voor een gezin van 4 personen verbruikt ongeveer 

2900kWh per jaar of 8 kWh per dag waarvan 2kWh warmteverliezen zijn. De 

verwarmingsweerstand wordt gestuurd via een thermostaat en zorgt dat de boiler 

constant rond eenzelfde temperatuur blijft. Als de boiler een weerstand van 2kW heeft, 

betekent dit dat er gemiddeld 4 uur per dag elektriciteit verbruikt wordt. Door te 

schuiven met de momenten dat er wel of geen elektriciteit verbruikt wordt, kunnen we 

flexibiliteit creëren. Hoe kunnen we deze boiler slim maken? 

Enerzijds is er de insteek vanuit ecodesign. Het verbruik, dus de warmteverliezen 

minimaliseren. Een manier om dit te doen is door de isolatie te optimaliseren maar dit is 

beperkt door maximum afmetingen en een kostenoptimum. De energie-efficiëntie kan 

ook geoptimaliseerd worden door de boiler zo laag mogelijk in temperatuur te houden 

en te verwarmen zo kort mogelijk voor het verwachte warmwaterverbruik. Bijvoorbeeld 

’s morgens en ’s avond voor het douchen. Hiermee kunnen de warmteverliezen 

gehalveerd worden tot 1kWh per dag. Om minder warmteverliezen te hebben zou je 

ook kunnen kiezen voor een kleinere boiler of een elektrische doorstromer. 

Een andere focus kan zijn om de verbruikskost te optimaliseren door de boiler via een 

schakelklok op nachttarief te laten werken of via een aparte teller op uitsluitend 

nachttarief. Om meer reserve te hebben kies je dan best voor een maat groter. 

Daarnaast kan je een boiler ook slim maken vanuit flexibiliteit. Hierbij wordt rekening 

gehouden met het verbruikspatroon om zo steeds comfort te garanderen en wordt de 

1 www.linear-smartgrid.be 



resterende capaciteit ter beschikking gehouden om in te spelen op lage prijzen of 

zelfconsumptie van PV. 

2 VERSCHILLENDE VORMEN VAN FLEXIBILITEIT EN VRAAGSTURING 

Flexibiliteit aan de vraagzijde kan op verschillende manieren gerealiseerd worden. 

2.1 Variëren van setpunten 

Dit kan vooral bij processen waar er een buffercapaciteit is of bij thermische processen 

waar setpunten mogen variëren. Voorbeelden zijn: 

• Slibverwerking en waterzuivering waarbij de pompcapaciteit en buffer voldoende 

groot zijn om enkele uren af te schakelen of geforceerd te laten draaien 

• Vriescellen, door eerst dieper te koelen, kan men daarna een langere periode 

overbruggen; 

• Verwarmen van procesvloeistoffen 

• Elektrische warmwaterboiler 

Een gevolg van een diepvriescel dieper te koelen of een warmwaterboiler naar een 

hoger setpunt te verwarmen is dat de energie-efficiëntie daalt en het totale verbruik 

stijgt. Vermits energie-efficiëntie vertaald is via beleid naar facturen - hoe meer kWh, 

hoe duurder - en flexibiliteit nog niet, zet dit een rem op het creëren van flexibiliteit. 

2.2 Verschuiven in tijd 

Bij huishoudtoestellen kan je de effectieve start loskoppelen van het moment van 

instellen. In het Linear-project 2 kregen de gezinnen als opdracht om hun slimme 

toestellen met een ‘smart start’ in te stellen met een zo groot mogelijke flex-tijd (zie 

Figuur 6). 

Figuur 6: principe’ smart start’ voor huishoudtoestellen in het Linear-project 

Als je bijvoorbeeld de vaatwasser ’s morgens om 8h00 instelt met als deadline 18h00 

op een programma met een cyclustijd van 2 uur, dan biedt je 8 uur flexibiliteit aan. 

Deze manier van werken is voor de Linear-gezinnen al snel een nieuwe routine 

geworden. De deelnemers zijn dit blijven volhouden gedurende de volledige 

testperiode van 18 maanden. 

2 www.linear-smartgrid.be 



De gebruikersinteractie is zeer eenvoudig. Het scherm op het toestel (zie Figuur 7) toont 

de huidige tijd, de uiterlijke starttijd en eindtijd van het geselecteerde programma. 

Deze informatie werd samen met het bijbehorende energieverbruik in functie van de 

tijd, naar het Linear-platform verzonden zodat het toestel optimaal ingepland werd voor 

een start op afstand. In geval van communicatieproblemen zal het toestel uit zichzelf 

starten op basis van de uiterlijke starttijd zodat er voor de gebruikers nooit 

comfortimpact is. 

Figuur 7: instellen van een slimme wasmachine 

2.3 Opslag 

Een andere mogelijkheid is door gebruik te maken van batterijen waarbij bijvoorbeeld 

PV-panelen overdag een batterij laden die vervolgens gebruikt wordt om de 

energievraag tijdens de avond te leveren en zo de zelfconsumptie van de eigen 

zonnepanelen te verhogen. 

Analoog kan ook het moment van elektriciteitsafname door een warmtepomp, via een 

buffervat ontkoppeld worden van de warmtevraag van een woning. In plaats van dat de 

warmtepomp bijvoorbeeld rechtstreeks de vloerverwarming voedt op 28°, gaat de 

warmtepomp in de vroege namiddag een buffervat naar 60°C brengen. ’s Avonds wordt 

de vloerverwarming via een mengkraan vanuit het buffervat gevoed op 28°C en 

verbruikt de warmtepomp geen elektriciteit. 

Zowel bij de batterij als de buffer is er efficiëntieverlies. Als je 10kWh uit een batterij wil 

kunnen halen, moet je ze eerst voor 12kWh opladen. 1kWh gaat verloren in de batterij 

en daarnaast verlies je telkens 0,5kWh via de omvormer bij het laden en ontladen. 

Voor de warmtepomp bestaat het verlies uit een lagere COP omdat er naar een veel 

hogere temperatuur verwarmd wordt en er warmteverliezen van het buffervat zijn. Als 

de vloerverwarming rechtstreeks vanuit de warmtepomp gevoed wordt, kan je via een 

COP van 4 met 2,5kWh elektriciteit 10kWh warmte leveren. Door er een buffervat 

tussen te zetten die naar 60°C verwarmd wordt, daalt de COP in functie van de 



temperatuur tot minder dan 2 waardoor er meer dan 5kWh elektriciteit nodig is om 

dezelfde 10kWh warmte te kunnen leveren aan de vloerverwarming. 

Een interessantere optie voor een goed geïsoleerde woning is om de woning zelf als 

een thermische buffer te gebruiken. De warmtepomp verbruikt dan overdag elektriciteit 

van de zonnepanelen om de woning enkele graden extra te verwarmen zodat de 

warmtevraag ’s avonds lager is. 

2.4 Hybride werking 

Bij energie-intensieve bedrijven vind je regelmatig opstellingen waarbij bijvoorbeeld de 

stoomproductie zowel elektrisch als met gas kan. Afhankelijk van wat financieel het 

voordeligste is, kiest men dan voor gas of elektriciteit. 

Dit soort hybride opstelling zou ook toegepast kunnen worden op tertiaire gebouwen 

en woningen, bijvoorbeeld waarbij de combinatie warmtepomp/gasketel geplaatst is. 

Als elektriciteit goedkoop is, heeft de warmtepomp voorrang, als elektriciteit duur is, 

heeft de gasketel voorrang. 

Als dit concept opgeschaald wordt naar stadswijken kan men naar combinaties gaan 

van lokale zonnepanelen, warmtepompen en warmtekrachtkoppeling. Is er voldoende 

zon dan kan de warmtevraag volledig ingevuld worden via hernieuwbare energie. Is er 

elektriciteitsschaarste dan kan de warmtekrachtkoppeling gebruikt worden om 

tegelijkertijd de warmteproductie van de warmtepomp over te nemen en elektriciteit te 

leveren. 

3 FLEXIBILITEIT HEEFT EEN KOST 

Zoals blijkt uit voorgaande voorbeelden kost flexibiliteit geld. Allereerst om te 

investeren in de vereiste systemen zoals een batterij, een extra buffervat of een hybride 

opstelling. Vervolgens om het verlies aan energie-efficiëntie te compenseren. 

Om investeringen in flexibiliteit interessant te maken, dient het verschil in waarde 

voldoende te zijn. Als je 12kWh aan 0,2 euro/kWh (dus 2,4 euro) in een batterij steekt 

om er later 10kWh aan 0,2 euro/kWh (dus 2,0 euro) uit te halen, maak je verlies. Het 

prijsverschil moet dus voldoende groot zijn om investeringen in flexibiliteit te 

stimuleren. 

De flexibiliteit met de hoogste energie-efficiëntie is deze waarbij enkel verschoven 

wordt in de tijd zoals met slimme vaatwassers. Het verbruik blijft gelijk, enkel het 

moment van start verschuift. Dit kan bij slimme witgoedtoestellen of het laden van 

elektrische voertuigen. 

In de marge van de consultatie door de VREG voor een nieuwe tariefstructuur 

gebaseerd op de aansluitcapaciteit zijn er ook stakeholders die blijven vasthouden aan 

de kWh om netgebruik, energieverbruik en subsidies te financieren. Hoe meer verbruik, 

hoe meer je bijdraagt aan het net en subsidies. Daartegenover staat dat omschakelen 

naar een warmtepomp en elektrische wagen als voorbeeldig beschouwd wordt, 

niettegenstaande hierdoor het elektriciteitsverbruik stijgt. 



Als je vervolgens met diezelfde warmtepomp flexibiliteit aanbiedt om verbruik beter af 

te stemmen op hernieuwbare bronnen, maar hierdoor een lagere COP krijgt en dus 

meer kWh verbruikt, wordt dit vandaag financieel afgestraft. 

Samen is dit een zeer onduidelijke, dubbelzinnige boodschap. Gaan we nu voor 

duurzaam opgewekte energie en verbruikers zonder CO 2-uitstoot, dus een elektrificatie 

waarbij we investeringen in deze technologieën en hun integratie in het energiesysteem 

moeten aanmoedigen of kiezen we voor ontrading van elektrificatie? 

VOOR WELKE FUNCTIES? 

Er zijn verschillende actoren in het energiesysteem die nood hebben aan flexibiliteit. 

1 DAY-AHEAD MARKTEN 

Een eerste mogelijkheid is in te spelen op de groothandelsmarkten voor elektriciteit. Als 

leveranciers op bepaalde uren goedkoper kunnen inkopen, is het interessant om zo veel 

mogelijk verbruik van hun klanten naar die uren te verplaatsen. Op deze manier worden 

vraag en aanbod zo kosteneffectief mogelijk ingepland. 

2 ONBALANS 

Daarnaast zijn de energieleveranciers verplicht om hun portfolio van productie en 

levering voortdurend in balans te houden. Dit gebeurt door hun rol als Balancing 

Responsible Party –BRP – die ze zelf kunnen opnemen of uitbesteden. Hierbij dient de 

BRP er voor te zorgen dat hij voor ieder kwartier evenveel energie op het net gezet 

heeft als dat zijn klanten verbruikt hebben. 

Als de windturbines van een leverancier minder elektriciteit produceren dan voorspeld, 

kan hij om zijn portofolio terug in evenwicht te brengen ofwel een gascentrale meer 

elektriciteit laten leveren ofwel het verbruik bij zijn klanten verminderen. 

Als de leveranciers dit niet zelf doen, zal de transmissienetbeheerder dit doen en de 

kost hiervan in rekening brengen bij de betrokken leveranciers. 

3 RESERVEPRODUCTEN 

Reserveproducten zijn bijvoorbeeld grote elektriciteitsverbruikers die snel hun verbruik 

kunnen verminderen bij energie-intensieve bedrijven aangesloten op het 

hoogspanningsnet. Hierbij is contractueel overeengekomen hoe snel, hoe vaak, voor 

welke duur en met welke tussentijd deze systemen hun verbruik moeten verminderen bij 

activatie. 

Als er calamiteiten gebeuren in het systeem, bijvoorbeeld een kerncentrale van 1GW 

die in noodstop gaat, dan zal in eerste instantie de inertie van het Europese net dit 

helpen opvangen. Tegelijkertijd starten de betrokken leverancier en de 

transmissienetbeheerder acties om de weggevallen capaciteit te compenseren en zo de 



Belgische regelzone terug in evenwicht te brengen. Dit kan door andere centrales te 

starten of door deze reserveproducten te activeren. 

4 LOKAAL NETBEHEER 

Tot slot kan flexibiliteit interessant zijn voor lokale netbeheerders om zo de bestaande 

netten efficiënter te gebruiken. In straten met veel zonnepanelen kan de spanning 

oplopen op zonnige weekdagen wanneer er weinig verbruik is. Door op die momenten 

extra verbruik in te schakelen, daalt de spanning. Dit principe is in Linear getest met een 

droop control gebaseerd op de netspanning gemeten door de slimme meter. De 

conclusie was dat in het Linear-testgebied het aandeel van de slimme verbruikers in het 

totaal verbruik meestal onder 1 procent lag en daardoor te klein was om impact te 

hebben. Op een beperkt aantal tijdstippen liep dit op tot 8 procent en op deze 

momenten was er een meetbaar effect van deze spanningssturing bij zowel de slimme 

woning als de aangrenzende woningen. 

5 COMMERCIALISEREN FLEXIBILITEIT: BASELINE PROBLEEM 

Om te kunnen inspelen op onbalansmarkten of reserveproducten moet duidelijk 

gemeten kunnen worden dat er een wijziging van verbruik is voor de betrokken 

systemen. Daarom zijn deze installaties voorzien van aparte AMR meters die van op 

afstand uitgelezen worden zodat dit nauwkeurig opgevolgd kan worden. 

Voor grote verbruikers aangesloten op het hoogspanningsnet is dit geen probleem. De 

kost van de vereiste meetapparatuur is zeer beperkt ten opzichte van het schakelbare 

vermogen. 

Deze elektriciteitsverbruikers hebben vaak ook een relatief vlak verbruiksprofiel, 

waardoor eenvoudig afgeleid kan worden of ze hun verbruik effectief hebben aangepast 

zoals gevraagd. 

Voor kleine verbruikers in tertiaire gebouwen of het laagspanningsnet is deze kost vaak 

te hoog ten opzicht van het flexibele vermogen. Daarnaast is hun verbruiksprofiel vaak 

ook grilliger waardoor het moeilijker is aan te tonen dat ze hun verbruik hebben 

aangepast. Daarnaast speelt bij deze verbruikers ook een reboundeffect. Het verbruik 

dat op het gevraagde tijdstip verminderd is geweest, zal na afloop van de 

activeringsperiode ingehaald worden. Dus bij de activering van dit type flexibiliteit moet 

je er rekening mee houden dat bij de-activering het uitgesteld verbruik bovenop het 

voorziene verbruik komt. 

Nemen we terug de elektrische boiler als voorbeeld. Stel dat je een portfolio van 

60.000 boilers met een weerstand van 2kW en een gemiddeld verbruik van 8 kWh per 

dag vanop afstand kan sturen. Door de boilers op te delen in 6 groepen die om de 6 

uur alternerend een uur verwarmen kan je een constante vraag van 20MW creëren. Op 

deze manier kan je op ieder ogenblik 20MW minder verbruik realiseren door de 

geplande groep uitgeschakeld te laten. Om toch de afgesproken dienst ‘warm water’ te 

kunnen leveren zal deze groep de gemiste energie zo snel mogelijk moeten inhalen. 



Dus na de-activering van de afschakeling zal er 40MW verbruik zijn in plaats van de 

voorziene 20 MW. 

De veldtest in het Linear-project toonde aan dat residentiële flexibiliteit asymmetrisch is 

en veel beter geschikt om verbruik te verhogen dan om verbruik te verminderen. 

Tegelijkertijd toonde Linear ook aan dat residentiële flexibiliteit goed reproduceerbaar 

en voorspelbaar is. 

Figuur 8: Linear balancing resultaten met residentiële flexibiliteit opgebouwd met slimme boilers, 

wasmachines, vaatwassers en droogkasten 

In Figuur 8 geeft de blauwe lijn ‘deltaP’ de gevraagde wijziging van verbruik weer en de 

rode lijn ‘deltaC’ de gerealiseerde wijziging. Als ‘deltaP’ positief is – extra verbruik 

gevraagd – kunnen de Linear-toestellen (rode lijn) het gevraagde profiel goed volgen 

tot een plafond dat evenredig is met de clustergrootte. Als daarentegen een negatieve 

‘deltaP’ gevraagd wordt, is het veel moeilijker om aan de vraag te voldoen. Dit komt 

omdat je alle toestellen die klaar staan om de komende 24 uur te starten, allemaal 

tegelijk een startsignaal kan geven. Daartegenover staat dat je enkel die toestellen kan 

‘uitschakelen’, eigenlijk uitstellen, die gepland waren om dit kwartier te starten. Dit zijn 

uiteraard veel minder toestellen. 

6 GAMING 

Stel dat we onze 60.000 slimme boilers niet mooi gespreid doorheen de dag inplannen 

met een constant vermogen van 20MW, maar dat we deze systematisch tussen 6 uur en 

8 uur en 17 uur en 19 uur laten opwarmen omdat dit het beste inspeelt op de 

doelstelling van energie-efficiëntie. 

Dan veroorzaken we op deze piekmomenten een extra verbruik van telkens 60MW. 

Tegelijkertijd verhogen we onze flexibiliteit om in te spelen op een hogere PVopbrengst 

doorheen de dag waarvoor we een extra vergoeding kunnen krijgen en 

krijgen we als het meezit ook kans op nog een extra vergoeding om ons verbruik weg te 

schuiven uit de avondpiek. 



Dit kan zeer lucratieve business worden waarbij de bedenking speelt hoe lang het zal 

duren vooraleer de spelregels aangepast worden zodat je geen geld kan verdienen met 

het oplossen van problemen die je eerst zelf gecreëerd hebt. 

GEBRUIKERSINTERACTIES 

Dan rest de vraag hoe we voldoende draagvlak creëren zodat gebruikers investeren in 

systemen die flexibiliteit kunnen aanbieden. 

Energie-intensieve bedrijven zien energie al lang als een belangrijke kostenfactor en 

nemen actief deel in energiemarkten. Hier is ongetwijfeld nog extra potentieel voor 

flexibiliteit waarbij sommige processen dan wel herdacht moeten worden. 

Via aggregatoren en ESCO’s (Energy Service Company) worden sinds enkele jaren ook 

middelgrote bedrijven actief benaderd om flexibiliteit aan te bieden en om via 

groepsaankopen, waarbij complementaire verbruiksprofielen worden samengebracht, 

lagere tarieven te bekomen. 

Voor kleine verbruikers in het laagspanningsnet, zowel gezinnen als bedrijven, tonen de 

meeste studies aan dat er geen interesse is voor deelname in energiemarkten. 

1 VARIABELE PRIJZEN 

In de periode 2010 was de insteek dat gebruikers dankzij de slimme meter een beter 

zicht zouden krijgen op energieverbruik en zo hun verbruik zouden kunnen 

verminderen. Daarnaast zouden slimme meters ook slimme tarieven mogelijk maken 

waardoor verbruik beter afgestemd zou worden op de productie van hernieuwbare 

energiebronnen. Uit diverse studies blijkt dat bovenstaande besparingen onvoldoende 

opwegen tegen de kosten voor een algemene snelle slimme meter uitrol. 

Het Linear-project heeft variabele tarieven (zie Figuur 8) getest die afgestemd waren op 

zon en wind. Er waren 6 tariefblokken per dag en voor ieder blok werd de 

energiecomponent dagelijks berekend. De distributienetcomponent was duurder 

tijdens de ochtend- en avondpiek. Een eerste groep gebruikers konden via hun tablet 

het tarief raadplegen voor de dag zelf en de volgende dag. Tijdens de eindbevraging 

gaven de meeste deelnemers aan dat dit systeem veel te complex was waardoor ze 

afgehaakt hebben. Bij die deelnemers die aangaven wel een inspanning geleverd te 

hebben, was deze verschuiving niet zichtbaar in de monitoring van het energieverbruik. 



Figuur 9: opbouw Linear-tarieven 

Bij een tweede groep gebruikers werden de slimme toestellen zoals wasmachine, 

droogkasten, vaatwassers en elektrische boilers aangestuurd vanuit deze tarieven. Hier 

was wel een duidelijke kostenbesparing van 10 tot 20 procent. 

Ook andere Europese projecten hebben getest met variabele tarieven. Bij de projecten 

waar gebruikers hun gedrag wel aanpasten aan de nieuwe tariefstructuur, hadden deze 

tarieven een vast patroon. Zo was de namiddagblok bijvoorbeeld altijd goedkoper dan 

de ochtend of de avond. Ook op dagen dat het zwaar bewolkt was en er dus nauwelijks 

zonne-energie werd opgewekt. Het is onduidelijk in welke mate dit soort tarieven er in 

slagen het energieverbruik beter af te stemmen op zonne- en windenergie. 

Wat dit wel bevestigt, is dat als je gebruikers een nieuwe routine aanreikt - waarbij geen 

extra inspanning gevraagd wordt zoals het raadplegen van tarieven of plannen van 

activiteiten – een gedragswijziging relatief vlot gerealiseerd kan worden. 

2 KORTING VOOR CONTROLE DOOR OPERATOR 

Een tariefformule met een vast goedkoper tarief in ruil voor de controle over de 

flexibiliteit binnen de vastgelegde comfortgrenzen, lijkt dan ook een van de 

interessantere pistes om flexibiliteit te realiseren bij kleine gebruikers zoals gezinnen en 

KMO’s . 

In het Verenigd Koninkrijk bestaan er al tariefformules waarbij de klant een lager tarief 

krijgt op voorwaarde dat de energieleverancier de elektrische boiler van op afstand mag 

schakelen. 



3 VARIATIE OP UITSLUITEND NACHTTARIEF 

Het uitsluitend nachttarief is goedkoper dan het gewone nachttarief. Vandaag hangt dit 

tarief vast aan bepaalde uren waarbij minimaal 8 uur per etmaal elektriciteit wordt 

geleverd. 

Misschien dat dit concept als inspiratie kan dienen om een ‘lokaal groentarief’ om 

investeringen in bijvoorbeeld hybride opstellingen van gasketel met warmtepomp te 

promoten. Hierbij zouden buren dan mee kunnen genieten van goedkope groene 

stroom opgewekt bij de buren of op het dak van de wijkschool. In plaats van dit tarief 

aan vaste uren te koppelen zou het dan dynamisch gestuurd kunnen worden in functie 

van de effectieve productie van hernieuwbare energie. 

4 DIENSTEN VIA INTERNET OF THINGS 

Een grote onbekende is de impact van Internet of Things. Door toestellen te koppelen 

aan het internet kunnen fabrikanten deze toestellen blijven opvolgen en extra diensten 

aan hun klanten aanbieden zoals bijvoorbeeld predictief onderhoud en gratis upgrades. 

Daarnaast krijgen fabrikanten een beter zicht op het toestelgebruik, wat hen kan helpen 

hun producten nog beter op de klant af te stemmen en de klant bijkomende diensten 

aan te bieden. Dit opent ook mogelijkheden voor de fabrikant om bijvoorbeeld samen 

met energieleveranciers demand response diensten aan te bieden zoals bijvoorbeeld 

het smart-start-concept dat in het Linear-project getest is. 

ELEKTRICITEIT OPNIEUW AANTREKKELIJK MAKEN 

De overgang naar een duurzame energievoorziening gaat uit van een daling van het 

primair energieverbruik en een verschuiving van fossiele brandstoffen naar duurzaam 

opgewekte elektriciteit. We verwachten dus een stijging van het elektriciteitsverbruik 

door de omschakeling naar elektrische mobiliteit en verwarming. De laatste jaren 

nemen we echter een stagnatie of lichte daling in het elektriciteitsverbruik waar. (zie 

Figuur 10). 



Figuur 10: evolutie elektriciteitsverbruik, bron: JRC Science for Policy Report, Energy Consumption and 

Energy Efficiency Trends in the EU-28 2000-2014k 

In Vlaanderen worden de kosten voor energiebesparende investeringen en 

groenestroomcertificaten gefinancierd via de elektriciteitsfactuur. Gecombineerd met 

de erg lage gas- en olieprijzen is investeren in bijvoorbeeld een warmtepomp geen 

voor de hand liggende keuze zoals getoond in Tabel 1. Een gevolg is dat de kost van 

veel certificatenprogramma’s gespreid wordt over een kleiner volume aan 

elektriciteitsverbruik dan oorspronkelijk ingeschat, waardoor de gebruikersprijs per kWh 

stijgt. 

Het doel is om de CO 2-uitstoot van ons primair energieverbruik met 30% te 

verminderen tegen 2030. De financiering gebeurt voor een belangrijk deel via de 

distributiekosten van elektriciteit, terwijl elektriciteit maar 15% uitmaakt van het primair 

energieverbruik (zie Figuur 3). Redenen waarom deze financiering niet gebeurt via de 

distributiekosten van gas is dat enerzijds niet iedereen gas heeft en dus zou bijdragen 

en anderzijds dat gas de afgelopen decennia sterk gepromoot is geweest als de minst 

vervuilende fossiele brandstof. 

Het lijkt dan ook zinvol om na te denken hoe we via heffingen op fossiele brandstoffen 

de heffingen op elektriciteit kunnen verlagen zodat we een elektrificatie van 

energieverbruik en investeringen in flexibiliteit stimuleren. 

Tegelijkertijd moet ook op systeemniveau uitgewerkt worden welke combinatie van 

oplossingen leiden tot vermindering van CO 2-uitstoot, ondersteunen van de 

bevoorradingszekerheid en een optimale afstemming op hernieuwbare energiebronnen. 

Hierbij kan gedacht worden aan warmtenetten met hybride warmteproductie via 

warmtekrachtkoppeling, warmtepompen en geothermiecentrales voor stedelijke 

gebieden en hybride opstellingen van zonnepanelen met batterijen, warmtepompen en 

gasketels voor landelijke gebieden. Op basis hiervan dienen dan terugverdienmodellen 



via tariefstructuren, subsidies of belastingverminderingen uitgewerkt te worden samen 

met hun financiering en interactie met energiemarkten en netbeheer. Een aparte 

aansluiting voor flexibele verbruikers lijkt hierbij interessant om een interessanter tarief 

te kunnen aanbieden met daarbij bijvoorbeeld de randvoorwaarde dat deze aansluiting 

bij schaarste onderbroken mag worden. 

Met andere woorden: in plaats van een technologiepush een geïntegreerde 

systeemaanpak. 

1 MULTI-ENERGIEMARKTEN 

In een meer geavanceerde versie zou de aansturing van deze hybride systemen door 

energieleveranciers, aggregatoren of energie service companies (ESCO’s) kunnen 

gebeuren. De aparte aansluiting blijft dan relevant voor facturatie en in noodgeval als 

vermogentrap in het afschakelplan. ESCO’s zouden hier zelfs zover in kunnen gaan dat 

zij de volledige factuur voor deze aparte meter voor hun rekening nemen en aan de 

gebruiker de service van warmwater of verwarmde woning factureren. 

BESLUIT 

Flexibiliteit is noodzakelijk om de transitie naar een energiesysteem op basis van 

hernieuwbare energiebronnen mogelijk te maken. Het is vandaag in veel gevallen iet 

interessant om flexibiliteit aan te bieden door de verliezen in energie-efficiëntie die 

hiermee gepaard gaan en de extra investeringen die nodig zijn. 

Het is dan ook noodzakelijk om vanuit systeemperspectief de gewenste technische 

oplossingen uit te werken en deze vervolgens te omkaderen met ondersteunende 

regelgeving, rolverdeling, tariefstructuren en eventueel subsidies met bijbehorende 

financiering. 

Gezien het goedkope geld dat vandaag massaal aanwezig is maar zijn weg niet lijkt te 

vinden naar de reële economie, zijn er ongetwijfeld opportuniteiten voor duurzame 

investeringen. Voorwaarde voor financiers is dat ze rendementen, risico’s en 

veranderingen goed kunnen inschatten. Een breed gedragen visie vertaald naar beleid 

is dan ook noodzakelijk om tot duurzame investeringen te komen, zowel vanuit 

milieuoogpunt als financieel oogpunt. 

REFERENTIES 

[1] 1 www.linear-smartgrid.be 



DE AUTEUR 

Wim Cardinaels is projectmanager bij EnergyVille, de samenwerking 

waarbinnen VITO, KU Leuven en imec hun teams geïntegreerd 

hebben voor onderzoek naar duurzame energievoorziening in de 

bebouwde omgeving. Hij was project manager voor het Linearproject 

en coördineert momenteel SmarThor, de voorbereiding van 

een living lab op het Thor Park in Genk waar sinds juni 2016 de 

labo’s en teams samengebracht zijn in de splinternieuwe Campus 

EnergyVille. SmarThor maakt deel uit van het SALK/EFRO 

programma “Naar een duurzame energievoorziening voor steden”. Dit project is een 

samenwerking van KU Leuven, VITO, imec en UHasselt en ontvangt steun van 

de Europese Unie, het Europees Fonds voor Regionale 

Ontwikkeling (EFRO), en de Provincie Limburg. 


THE ROLES OF ENGIE WITH REGARD TO THE 

LANSCAPE OF DEMAND-SIDE MANAGEMENT 

By ENGIE employees active in DSM activities (Pierre Caroff, Loïc Donnay de 

Casteau, Valentijn Demeyer, Mathilde Catrycke) 

«energy transition», «demand-side management», «network balancing», «innovation», «adequacy market» 

Summary 

Résumé 

Samenvatting 

By launching innovative products, Engie has been active on the demand-side 

management market for several years, in Belgium but also in other countries. 

Because demand-side management will play a crucial role in the energy 

transition, Engie is also strongly involved in ongoing discussions on the future 

market design of this activity. 

En lançant des produits novateurs, Engie a été actif sur le marché de gestion de la 

demande depuis plusieurs années, en Belgique, mais aussi dans d’autres pays. 

Parce que la gestion de la demande jouera un rôle crucial dans la transition 

énergétique, Engie est également fortement impliqué dans les discussions en 

cours sur la conception future du marché de cette activité. 

Met de lancering van innoverende producten, is Engie reeds meerdere jaren 

actief geweest op de markt van het beheer van de vraag, in België, maar ook in 

andere landen. Omdat het beheer van de vraag een cruciale rol zal spelen in de 

energietransitie, is Engie ook nauw betrokken bij de lopende besprekingen over 

het toekomstige marktontwerp hierover. 


The Roles of Engie with regard to the Lanscape of Demand-Side Management – 

Pierre Caroff, Loïc Donnay de Casteau, Valentijn Demeyer, Mathilde Catrycke 

INTRODUCTION 

At Engie, we strongly support the development of demand-side management (DSM) as 

grid users will play a crucial and active role in the energy transition. We believe that 

demand response, together with efficient and flexible generation and storage, will help 

Belgium and Europe go towards a more sustainable energy world in the coming 

decades. 

1 ENGIE AS AN ACTIVE PROVIDER OF FLEXIBILITY 

Next to its Balancing Responsible Party, supplier and producer activities, Engie is also 

active as flexibility provider and aggregator for demand response in Belgium but also in 

other countries. 

Our successes in recent years are, to a significant extent, based on the strength of our 

in-house demand-side management know-how, which covers real- and quasi-real time 

network balancing (frequency control, major disequilibrium, etc.) and market-based 

optimization on all time horizons, thanks to front running modeling and algorithmic 

capabilities. We stand out through our capacity to make DSM offers to third parties on a 

wholesale basis, especially large industrial customers. 

In the past 18 months, for example, we have developed and marketed several 

innovative offers, including an ultra-fast curtailment service to large industrial customers 

to value their flexibility in primary reserve market (R1). Crucially, this “ultra-fast” offer 

respects the customer’s production requirements and integrates them at the core of the 

offer design – namely by sending a technical expert on site if needed. 

We aggregate all types of flexibility and value them in the energy and reserves markets, 

notably through our participation to a multi partner urban smart grid project aiming at 

valorizing flexibility services at local level for the DSO. We have also launched a first of 

its kind frequency support service offer in September 2016. It involves connecting a 

smart storage system, 1 MW lithium-ion battery, to the distribution network. This offer 

represents an early step towards the integration of storage assets into the energy grid, 

increasing responsiveness while reducing our CO2 footprint. 

Such innovative services are fully coherent with the priorities of an increasingly 

decentralized, digitalized and consumer-focused energy grid. We help make the smart 

grid a reality with value-added services that respect our clients’ industrial constraints, 

while bringing them to a more dynamic consumption model. 




2 ENGIE’S VIEW ON THE DEVELOPMENT OF DEMAND-SIDE 

MANAGEMENT 

To contribute to the growth of DSM and to reach the ambition of becoming a leader in 

the energy transition, Engie has played an active role in the development of the 

currently available products for demand response in Belgium, but also in the design of a 

future system as envisioned by the Transmission System Operator and the national 

Regulator. Besides this, Engie has also participated in the cross-national working group 

initiated by the USEF foundation, which aims at the effective implementation of demand 

aggregation in different market models to deliver an optimal flexibility for all parties. 

In 2016, Belgium is already a well-developed market when it comes to participation of 

demand response in balancing (e.g. R3 ICH, R3DP) and adequacy (e.g. Strategic 

Demand Reserve) markets. However, Engie is convinced that the participation of 

demand response in those markets, and new ones such as congestion management will 

continue to increase in the coming years, as a result of the increasing flexibility needs 

linked to the development of intermittent energy sources. This will be possible through 

innovative technologies, better knowledge of energy market on customers’ side and 

their willingness to actively manage their energy consumption and, of course, support 

from suppliers and aggregators. 

It is Engie’s opinion, that demand-side management is intrinsically a commercial activity 

in a liberalized market and that it should not be locked into one specific framework. It 

should be based on open commercial negotiations between market players. We 

support the clear definition of roles and responsibilities for more efficiency and further 

integration of DSM. However, over-regulating the development of this activity will bring 

market distortions and discriminations on the energy market. Therefore, Engie pleads 

for simple and efficient processes and a level playing field between the different players 

and technologies now participating to the flexibility, adequacy and congestion markets. 

Please contact your Account Manager for more information on ENGIE DSM offers. 




THE AUTHOR 

Pierre Caroff: Business Developer DSM in the department of Global Energy Management 

I hold a master degree in Business Administration from EMLyon Business 

School & LMU Munich, 

I joined Engie in 2015 as a DSM Business Developer within Global Energy 

Management with current focus on Belgium. 

Loïc Donnay de Casteau: Business Developer DSM in the department of Global Energy 

Management 

I hold a master degree in Management from Louvain School of 

Management followed by an additional year at KULeuven. 

I joined Engie at the end of 2008 and worked in several teams i.e. 

Forecasting, Sales Portfolio Management, Power Optimization and 

Trading, and currently as a DSM Business Developer within Global 

Energy Management. 

Valentijn Demeyer: Regulatory and Public Affairs Manager in the department of Corporate 

Belux 

I graduated from KU Leuven as a master in business engineering in 2010. 

Following my studies I joined Electrabel in the trading department as a 

gas dispatcher. Afterwards I moved to the strategy department as a 

market analyst. In 2016 I joined the Regulatory and Public Affairs 

department focusing on federal files. 

Mathilde Catrycke: Regulatory and Public Affairs Manager in the department of Corporate 

Belux 

I hold master degrees in management from ICHEC-Brussels 

Management School and from the University of West Florida. I joined 

Engie Electrabel in 2010 after I worked for 2 years at UWF as assistant 

and 1 year in the bank industry. I started in the Marketing & Sales 

department and joined the Regulatory and Public Affairs team in 2015. I 

currently hold the position of Manager Regulatory and Public Affairs on 

federal matters and large projects. 


VERS UN NOUVEL EQUILIBRE ENERGETIQUE? 

Nicolas Koelman et Benoît Gerkens, EDF LUMINUS 

« Réserve », « Intermittence », « Électricité verte », « Autoproduction », « Gestion des crêtes ». 

Summary 

Résumé 

Samenvatting 

The production of renewable electricity has introduced a new dimension to the 

means of electricity production and transmission: the intermittence of production. 

To manage it, two supplementary approaches exist: the use of traditional 

production capacities, and the shifting of consumption by the industrial 

stakeholders in order to free up decentralised production capacities or to cut off 

consumption. How is it possible to best combine these approaches to ensure 

system security and encourage the transition towards a new model? 

La production d’électricité verte a introduit une nouvelle donne dans le système 

de production et de transport d’électricité: l’intermittence de la production. Pour 

la gérer, deux approches complémentaires existent: le recours aux capacités de 

production classiques, et des déplacements de consommation de la part des 

acteurs industriels afin de libérer des capacités de production décentralisée ou 

d’effacer des consommations. Comment combiner au mieux ces approches pour 

assurer la sécurité du système et favoriser la transition vers un nouveau modèle? 

Met de komst van de groene stroom deed ook de intermitterende productie haar 

intrede in het systeem voor de productie en de transmissie van elektriciteit. Die 

intermitterende productie kan op twee manieren worden beheerd: door een 

beroep te doen op klassieke productiecapaciteiten en verbruik van industriële 

verbruikers te verplaatsen om capaciteit van gedecentraliseerde productie vrij te 

maken of door verbruik af te schakelen. Hoe kunnen deze manieren zo goed 

mogelijk worden gecombineerd om de veiligheid van het systeem te verzekeren 

en de transitie naar een nieuw model te bevorderen? 


Vers un nouvel équilibre énergétique? - Nicolas Koelman & Benoît Gerkens 

INTRODUCTION – INLEIDING – INTRODUCTION 

L’essor de la production — souvent décentralisée — d’énergie verte a 

fondamentalement bouleversé la manière dont les gestionnaires de réseau envisagent 

l’équilibre énergétique du pays. À la problématique « classique » de la gestion des pics 

de demande vient aujourd’hui s’ajouter celle de l’intermittence de la production, 

inhérente aux énergies vertes. En réponse à ces défis, de nouvelles méthodes ont vu le 

jour. Aux classiques « réserves de production » que constituent les centrales thermiques 

viennent s’ajouter les réserves décentralisées des autoproducteurs, ainsi que la capacité 

d’effacement de certaines industries. Loin de s’opposer, ces deux approches sont 

complémentaires. À condition, toutefois, qu’elles soient gérées avec prudence. 

1 DE L’ENERGIE THERMIQUE CONSTANTE A L’ENERGIE VERTE 

INTERMITTENTE 

Il y a encore quelques années, le dimensionnement du réseau électrique dépendait 

uniquement d’un facteur: sa capacité à répondre efficacement aux pics de demande les 

plus importants. Plusieurs centrales thermiques capables d’être rapidement allumées ou 

éteintes constituaient l’essentiel d’une réserve de production conçue dans ce but. 

L’essor de la production d’électricité verte est cependant venu bouleverser les modes 

de gestion du marché. 

1.1 Une production sous conditions 

À l’exception des unités de cogénération, qui fonctionnent comme des mini centrales 

thermiques, les installations de production d’électricité verte sont en effet caractérisées 

par leur caractère intermittent : les turbines éoliennes comme les panneaux 

photovoltaïques dépendent en effet des conditions extérieures: 

• Le niveau d’ensoleillement déterminera le rendement de la production 

d’électricité des panneaux photovoltaïques 

• La vitesse du vent déterminera à la fois l’opportunité de mettre les éoliennes en 

fonction et leur rendement. Par ailleurs, la puissance produite dépendra 

naturellement de la vitesse de rotation des pales. 

1.2 Gérer l’intermittence 

Au fur et à mesure que la part des énergies vertes dans le parc de production 

d’électricité augmente, cette intermittence impose donc de nouvelles contraintes au 

système de production et de transport d’électricité. Ce dernier doit en effet disposer 

d’une capacité de réserve afin de pallier les périodes d’arrêt ou de diminution de la 

production, voire d’une capacité d’effacement pour permettre à la production 

d’électricité verte de prendre le pas sur l’électricité générée par les centrales 

thermiques. 

La planification de la production, autrefois fonction des prévisions de consommation et 

des caractéristiques de l’appareil de production thermique ou nucléaire, dépend donc 



aujourd’hui d’un troisième facteur: les conditions climatiques, qui influencent une 

production d’électricité verte appelée à prendre une part de plus en plus importante 

dans le mix énergétique du pays. 

2 L’EMERGENCE D’UNE PRODUCTION DECENTRALISEE 

Parallèlement, de plus en plus d’acteurs industriels ont décidé, poussés par 

l’augmentation des coûts de distribution et de la fiscalité, de se lancer dans 

l’autoproduction. Celle-ci peut prendre trois formes: 

• La cogénération: utilisée par les entreprises qui requièrent la production de 

chaleur, qu’il s’agisse de chauffer leurs bâtiments ou d’utiliser la chaleur produite 

dans leurs processus de production, elle permet d’utiliser l’énergie thermique 

excédentaire pour produire de l’électricité. 

• Le photovoltaïque: très populaire auprès des entreprises disposant de vastes 

surfaces non productives (en général les toits de leurs bâtiments, mais parfois 

aussi les espaces consacrés au parking), il permet à ces dernières de rentabiliser 

ces surfaces en les consacrant à la production d’une partie de l’électricité dont 

elles ont besoin. 

• L’éolien: les turbines éoliennes conviennent particulièrement aux gros 

consommateurs d’électricité, pour autant que les surfaces dont ils disposent 

soient conformes aux nombreux prescrits urbanistiques et de sécurité. 

Très rapidement, les progrès technologiques ont permis aux industriels autoproducteurs 

de réinjecter une partie de leur production dans le réseau, moyennant rétribution. Une 

manière supplémentaire de contrôler leurs coûts, mais aussi de participer activement à 

la gestion de l’approvisionnement du pays en électricité. 

3 RESERVE DE PRODUCTION ET RESERVE D’EFFACEMENT 

3.1 Participation à la réserve 

Mise en lumière il y a deux ans, lorsque les problèmes connus par plusieurs réacteurs 

nucléaires ont mis en péril la capacité du réseau électrique à faire face aux pics de 

consommation de l’hiver et poussé le gouvernement à établir un plan de délestage 

sélectif en cas de problème majeur, la réserve de production d’électricité a connu une 

importante mutation ces dernières années. 

Autrefois uniquement constituée d’un parc de production thermique capable d’être 

réactivé à la demande, la réserve de production inclut désormais également les 

capacités de production décentralisées disponibles chez les autoproducteurs industriels. 

Afin de tirer le meilleur parti de la mise à disposition de leur production d’énergie, de 

nombreux producteurs ont adapté leurs méthodes de production afin de pouvoir, le cas 

échéant, avancer ou retarder certaines opérations. Leur consommation d’électricité, 

devenue plus flexible, peut être déplacée vers des périodes de plus faible demande, ce 

qui leur permet de vendre l’électricité produite sur le marché au moment où la 



demande est la plus importante, maximisant ainsi le prix de vente de l’électricité qu’ils 

produisent. 

Progressivement, l’exploitation des « capacités d’effacement » s’est également ouverte 

aux entreprises qui ne produisaient pas elles-mêmes leur électricité, mais en 

consommaient une quantité importante. 

3.2 Un double levier 

Les gestionnaires de réseau disposent donc désormais d’un double levier pour gérer les 

pics de demande d’électricité: 

• L’augmentation de la production par le recours aux centrales thermiques et à la 

production décentralisée 

• La diminution de la consommation par le report de certaines activités de 

production à des moments de plus faible demande 

Cette capacité à écrêter les pics de demande introduit une nouvelle dimension dans la 

gestion des réserves de production, puisqu’elle permet — en théorie — de diminuer la 

capacité de réserve disponible. Cependant, la transition vers ce nouveau système sera 

progressive, et générera d’importants défis. 

4 UNE DOUBLE RESERVE DELICATE A GERER 

4.1 Dimensionnement et probabilités 

La gestion des pics de demande entre donc dans une nouvelle ère. La capacité de 

production décentralisée et la capacité d’effacement viennent s’ajouter à l’équation. 

Elles influenceront profondément la réflexion sur le dimensionnement optimal de 

l’infrastructure de réserve dont le système a besoin. 

Un impératif reste cependant central à toute la question de la gestion des risques: 

quelle que soit la forme qu’il adopte, le nouveau système doit offrir, tout comme 

l’ancien, un degré très élevé de certitude sur sa capacité de réponse face aux pics de 

demande. Les conséquences d’une production insuffisante pour couvrir les besoins en 

électricité du réseau sont en effet connues. Dans le meilleur des cas, le recours au plan 

de délestage sélectif — « brownout » — permettra de réduire suffisamment la demande 

pour revenir à l’équilibre. Dans le pire des cas, l’incapacité à rencontrer la demande 

causera un effondrement généralisé du réseau électrique — black-out — qu’il faudra 

plusieurs jours — plusieurs semaines selon les scénarios les plus pessimistes — pour 

réparer. 



4.2 Disponibilité et activation 

La gestion des réserves repose sur deux mécanismes: 

• La disponibilité: chaque capacité de production ou d’effacement doit s’engager 

sur les moments où elle sera disponible. 

• L’activation: en cas de besoin, la capacité disponible doit pouvoir être activée au 

moment choisi par le gestionnaire de réseau 

Par nature, la réserve « traditionnelle » constituée par les centrales thermiques est 

disponible à n’importe quel moment. 

En revanche, la disponibilité des capacités de production décentralisée et d’effacement 

revêt moins de certitude. Les entreprises qui mettent ces capacités à disposition des 

gestionnaires de réseau peuvent en effet choisir, pour des raisons liées à leurs propres 

impératifs de production, de se rendre indisponibles durant des périodes pour 

lesquelles elles s’étaient engagées. 

La gestion de ces réserves est donc rendue complexe du fait de la difficulté à 

déterminer avec exactitude, la disponibilité effective des entreprises qui y contribuent. 

Le calcul de la probabilité de défaut des éléments qui constituent une capacité de 

production ou d’effacement est en effet délicat, car nous manquons de recul — et donc 

de statistiques — pour l’évaluer. 

Si les centrales thermiques représentent le niveau de certitude le plus élevé, elles ont 

cependant un coût plus important, dû tant aux installations elles-mêmes qu’à la 

nécessité de les entretenir et de prévoir la main-d’œuvre nécessaire pour les faire 

fonctionner. Quant aux capacités décentralisées, si leur coût est moindre, il entraîne à 

l’heure actuelle un certain degré d’incertitude. 

C’est pour cette raison qu’il est important d’avoir un mix de réserves provenant de 

centrales thermiques traditionnelles et de production décentralisée. Il est aussi 

indispensable que le système de rémunération mis en place évolue et fournisse un 

incitant suffisant pour assurer la disponibilité et la flexibilité offerte. En effet, si nous 

nous sommes encore aujourd’hui dans une période de transition, il n’y a pas de risque 

immédiat pour la stabilité du système. En revanche, si à l’avenir les incitants ne sont pas 

correctement calibrés, certains actifs encore disponibles aujourd’hui risquent de ne plus 

exister, et cela pourrait mettre en péril le bon équilibre du système. 

4.3 Quels incitants économiques? 

Parallèlement au système de rémunération traditionnel de la réserve, il existe aussi 

d’autres incitants d’ordre économique qui incitent les industriels à déplacer leur 

production ou leur consommation. Ils sont actuellement de deux ordres: 

• La fixation des prix sur le marché. Chez Luminus, les entreprises qui disposent d’une 

installation de cogénération peuvent, grâce à leur interface client en ligne, vendre 

leur production d’électricité sur les marchés à court terme, et l’expérience nous 

prouve qu’ils apprécient ce mécanisme et déplacent leur consommation vers les 



périodes de creux afin de pouvoir bénéficier de prix de vente attractifs lors des pics 

de demande. 

• Les mécanismes de rémunération liés à la mise à disposition d’une capacité de 

production ou d’effacement pour les besoins d’équilibrage d’EDF Luminus. Ici aussi, 

le bilan de la Lumibox — qui permet à EDF Luminus d’activer à distance et de 

manière automatisée une capacité de production ou d’effacement — nous prouve 

qu’il existe un réel intérêt pour ce mode de rémunération. 

4.4 Un système en transition 

Le réseau de production et de transport d’électricité est au milieu d’une phase de 

transition: la gestion de l’intermittence et la constitution de nouveaux types de réserves 

sont en effet encore à un stade relativement précoce de leur évolution. Nous estimons, 

que la généralisation des mécanismes de report de la consommation au sein du secteur 

industriel n’en est qu’à ses débuts. À moyen terme, nous sommes ainsi persuadés qu’il 

sera possible de créer des « smart grids » au niveau local. Les capacités d’effacement et 

de production, lorsqu’elles seront généralisées, permettront en effet de générer de 

nouveaux équilibres dans les réseaux locaux, et de diminuer progressivement la 

surcapacité nécessaire pour faire face aux inévitables pics de demande, qui seront euxmêmes 

moins élevés à l’avenir grâce aux reports de consommation des acteurs 

industriels locaux. 

En outre, l’interconnexion des réseaux au niveau européen permettra aussi, à plus long 

terme, de connecter les capacités de production et d’effacement décentralisées, et de 

parvenir ainsi à l’émergence d’un « smart grid » à l’échelle continentale. 

Vers une nouvelle transition industrielle inédite 

Le réseau de production et de transport de l’électricité s’est engagé dans un processus 

de long terme dont il est difficile, à l’heure actuelle, de percevoir les effets, tant les 

bouleversements seront profonds. En effet, la pression constante sur les coûts de 

production, conjuguée aux incitants économiques, induira, à long terme, une réflexion à 

l’échelle sectorielle sur une réorganisation de processus de production afin de 

matérialiser autant que possible les possibilités de report de consommation de la part 

des entreprises. Cependant, afin de garantir une disponibilité optimale des réserves 

indispensables au maintien de l’équilibre du système, il restera primordial de conserver 

un bon mix entre centrales de production traditionnelles et production décentralisée. 

Inévitablement, cela devra passer par une révision du système de rémunération des 

réserves afin de tenir compte de la disponibilité et de la flexibilité de chacun des actifs, 

sous peine de voir une partie de ces actifs disparaître et de mettre l’équilibre du réseau 

en péril. 

Par ailleurs, nous sommes encore aux débuts de la mobilisation des capacités de 

production latentes des secteurs pour lesquels l’installation de capacités de production 

de réserve est indispensable: hôpitaux, infrastructures routières, ferroviaires, et 

aériennes, data centers… Au fur et à mesure que ces différents secteurs prendront 



conscience de la possibilité de rentabiliser ces infrastructures, les réserves 

décentralisées gagneront en importance et permettront l’émergence d’un réseau 

électrique robuste et résilient. 

LES AUTEURS 

Benoit Gerkens 

Ingénieur civil (ULg 2001), Benoît Gerkens gère l’équipe 

« Optimisation court terme et projets long terme » chez EDF 

Luminus. Son rôle: optimiser la production et les achats de gaz et 

d’électricité à court terme, et analyser les besoins d’investissement 

à long terme de l’entreprise. 

Nicolas Koelman 

Ingénieur civil (ULB 2007), Nicolas Koelman est en charge de la 

coordination de nouveaux services au sein de l’équipe B2B d’EDF 

Luminus. Il est à ce titre responsable de l’interface web où les clients 

peuvent gérer et sécuriser le prix de leur énergie, mais aussi du 

développement et de l’installation des unités de cogénération, des 

panneaux solaires et des éoliennes, ainsi que des projets de 

flexibilité (capacité d’effacement et de production). 


FLEXIBILITÉ DE LA DEMANDE 

Annabelle JACQUET, Lampiris 

Résumé 

Samenvatting 

Summary 

Chaque pays avance à son rythme et selon ses spécificités. La Belgique est 

avancée en termes d’ouverture au marché de la flexibilité, mais les ménages sont 

actuellement exclus de ce marché, pourtant porteur de bénéfices importants tant à 

un niveau individuel que collectif. L’initiative de Lampiris démontre qu'une action 

citoyenne peut avoir un impact significatif et que les consommateurs sont prêts à 

agir. Des adaptations régulatoires et tarifaires sont donc nécessaires afin de 

permettre aux consommateurs de devenir acteurs du marché et de profiter des 

opportunités qui s‘y présentent. Ces évolutions permettront également à terme 

aux gestionnaires de réseau d’assurer la sécurité de leur réseau de manière plus 

efficace et à moindre coût. 

Elk land gaat vooruit op zijn eigen tempo en op zijn eigen manier. België heeft 

vooruitgang geboekt wat betreft de opening van de flexibiliteitsmarkt. Maar de 

gezinnen zijn momenteel uitgesloten van deze markt, alhoewel deze beloftevol is 

zowel voor de individuele verbruiker als voor de gemeenschap. Het initiatief van 

Lampiris toont aan dat een actie gericht op de burger betekenisvol kan zijn en dat 

de verbruikers bereid zijn hierop in te gaan. De regelgeving en de tarieven moeten 

echter aangepast worden opdat de verbruikers marktactoren zouden worden en 

van de opportuniteiten die zich aanbieden maximaal zouden kunnen genieten. 

Deze evolutie zal ook de netbeheerders in staat stellen de veiligheid van hun net 

te verzekeren op een meer efficiënte wijze en tegen lagere kosten. 

Each country is moving at its own pace and according to its specificities. Belgium is 

advanced in terms of openness to the flexibility market, but households are 

currently excluded from this market, yet holder of significant benefits both at an 

individual and collective level. Lampiris’ initiative shows that citizen action can have 

a significant impact and that consumers are ready to act. Regulatory adaptations 

and tariff are therefore necessary in order to allow consumers to become players in 

the market and take advantage of available opportunities. These changes will also 

allow network managers to ensure the security of their network more efficiently and 

at lower cost. 


Flexibilité de la demande – Annabelle JACQUET 

INTRODUCTION 

Flexibilité de la demande, un concept intéressant entré dans notre vocabulaire en 2009, 

en même temps que s’implantaient les éoliennes sur notre territoire, et qui s’est 

propagé depuis jusqu’à former un nouveau marché à l’intérieur du marché de 

l’électricité, avec ses acteurs, ses produits, son organisation, plus ou moins abouties, et 

ses enjeux. 

Le potentiel et l’intérêt de la flexibilité – dont la gestion active de la demande – sont 

aujourd’hui reconnus au niveau européen. Un consensus s’est formé entre les acteurs du 

marché et les décideurs publics sur l’opportunité de l’inclusion de ce potentiel flexible 

dans les ressources disponibles pour assurer la réalisation, à un coût maitrisé, des 

objectifs de réduction des émissions de GES et d’augmentation de l’efficacité 

énergétique de notre économie. 

Un nouveau modèle de marché est en marche, voulu et encouragé par l’Union 

européenne. Son développement est cependant encore inégal selon les secteurs et les 

pays. 

En Belgique, la flexibilité industrielle est aujourd’hui largement exploitée. Le défi pour 

les mois et les années à venir est de faire baisser les puissances 

1.1 Une évolution encouragée par l’Union européenne 

En 2012, L’union européenne demandait aux Etats membres d’adapter leur cadre 

régulatoire afin de permettre à la gestion de la demande de participer au marché de 

l’énergie. [1] Cette orientation était renforcée en 2014-2015 par l’intégration de la 

gestion de la demande dans les Codes Réseau Européen. [2] Plus récemment, le 

« Clean Energy Package », publié par la Commission européenne le 30 novembre, vise 

à encourager les Etats membres à adapter leur cadre régulatoire afin d’ouvrir leur 

marché à la flexibilité, que ce soit via l’introduction des compteurs intelligents ou via 

l’adaptation du rôle des gestionnaires de réseaux. [3] 

Il reste pourtant encore du chemin à faire pour réaliser réellement et complètement 

l’objectif d’un marché de l’énergie technologiquement neutre, permettant de capter 

individuellement et collectivement les bénéfices potentiels générés par la gestion de la 

demande. Selon les pays et les marchés, ce chemin sera plus ou moins long. En la 

matière, la Belgique se distingue positivement. Ainsi, selon un rapport publié en 2015 

par la Smart Energy Demand Coalition (SEDC), seuls quelques pays disposent d’un 

cadre régulatoire compatible avec la gestion de la demande, parmi lesquels la 

Belgique, comme le montre la figure 1. 



Figure 1: Carte de développement de la gestion de la demande en Europe en 2015 – 

source: Smart Energy demande Coalition, « Mapping demand response in Europe today », 

2015, p.150 

Notre marché permet cependant réellement de ne valoriser qu’une partie des capacités 

flexibles potentiellement mobilisables. Grâce aux évolutions rendues possibles par Elia 

en application des Network Codes 1 , des capacités flexibles de plus en plus diffuses sont 

valorisables en pool. Une étape décisive reste néanmoins à franchir au niveau des 

Régions, le potentiel de flexibilité des utilisateurs raccordés en basse et moyenne 

tension restant en grande partie inexploité faute d’un cadre suffisamment incitatif et du 

fait de procédures et impositions couteuses et lourdes, voire d’une impossibilité 

régulatoire en ce qui concerne la flexibilité du secteur résidentiel. 

1 

Ouverture partielle de la réserve tertiaire en 2014 et ouverture complète des réserves primaire et 

tertiaire en 2016, lancement d’un produit de réserve primaire batterie en 2017, ouverture des 

marchés spot via la mise en place d’une bid ladder pour les ressources non conventionnées. 



1.2 Un enjeu économique sociétal important 

L’inclusion de la flexibilité dans les offres de fourniture d’électricité et dans les modes 

de gestion des réseaux (autant à des fins d’équilibre que de gestion des congestions) 

permettra aux consommateurs résidentiels de diminuer leur facture. Ainsi une étude 

menée en 2012 dans les Pays-Bas pour déterminer les avantages sociaux globaux de 

réseaux intelligents sur le long terme (période 2011-2050) estime entre 7.1 Milliards € et 

14.1 Milliards € les bénéfices potentiels à retirer d’une gestion intelligente des réseaux, 

avec des TRI allant de 13 à 31%. [5] 

Ces conclusions sont reprises et corroborées par une analyse menée par le RAP [6] 

visant à mesurer le bénéfice sociétal potentiel des réseaux intelligent pour chaque 

segment de consommateurs sur un horizon 2011-2050. Selon les conclusions de cette 

analyse, en fonction des scénarios considérés, les économies annuelles de coûts 

énergétique des consommateurs pourraient s'élever à 1.6 milliards € sur les marché 

français, autrichien, allemand et les marchés nordiques. A l’échelle de l’Europe, ces 

économies seraient encore plus significatives, d’autant plus dans le contexte actuel de 

déploiement continu des sources de productions variables et de volatilité croissante des 

prix de l’énergie. 

1.3 Gestion de la demande et smart grid: la place des ménages ? 

Comme le mentionne la CRE dans son dossier sur la flexibilité de la demande: 

« L’un des principaux chantiers des Smart grids est d’arriver à ce que l’ensemble des 

utilisateurs, et tout particulièrement les consommateurs, soient impliqués et disposent 

des outils nécessaires pour gérer au mieux, en fonction de l’état du système électrique, 

leur consommation ou leur production d’énergie. 

Le consommateur final est donc au cœur des réseaux électriques du futur. Par son 

comportement, il contribue au maintien de l’équilibre offre/demande à chaque instant 

et à la limitation des pics de consommation. En devenant consomm’acteur, le 

consommateur final concourt à la flexibilité du système. » [4] 

Or, actuellement, seule la flexibilité présente chez les consommateurs professionnels est 

valorisable en Belgique. En ce qui concerne les consommateurs résidentiels, des profils 

type de consommation, ‘Synthetic Load Profiles’ (SLP), sont utilisés pour l’allocation de 

leurs prélèvements de sorte que la flexibilité résidentielle n’est actuellement pas 

mesurable ni valorisable. Cette situation devrait néanmoins évolué à partir de 2018- 

2019 avec le basculement vers le nouveau modèle de marché, le MIG6, et le 

développement progressif des compteurs intelligents. 

1.4 L’experience « alerte sms » de Lampiris 

L’expérience menée par Lampiris avec son service « alerte sms » confirme le fait que les 

ménages sont prêts à entrer dans cette danse et atteste de l’existence d’un potentiel 

réel de flexibilité dans le secteur résidentiel. 



Ainsi, en septembre 2014, alors qu’une batterie de mesure étaient mises en place par le 

Gouvernement afin de prévenir tout risque de blackout, Lampiris a invité les 

consommateurs belges, qu’ils soient clients ou non, à s’inscrire sur son site Internet en 

laissant leur numéro de téléphone. Suite à cette inscription, les consommateurs ont 

bénéficié d’un service d’alerte SMS en cas d’activation, et/ou de risque d’activation du 

plan de délestage électrique, et ont été ainsi incités, de façon concomitante, à réduire 

ou à reporter leur consommation électrique. Deux types d’alerte étaient prévus: 

• SMS alerte ORANGE (augmentation du risque de pénurie – mesures de 

sensibilisation) : les consommateurs étaient invités à diminuer leur consommation 

durant les heures critiques afin d'éviter la mise en œuvre des plans de délestage 

envisagés par les autorités ; 

• SMS alerte ROUGE (plan de délestage imminent – mesures de précaution) : les 

consommateurs concernés par les plans de délestage étaient avertis de 

l'imminence de la mise en œuvre de ceux-ci. Ils pouvaient ainsi prendre 

d'éventuelles dispositions. 

Le 27 novembre 2014, entre 18h et 19h30, Lampiris a testé son service 'SMS alerte' 

auprès de 140.000 ménages belges. Quatre méthodes d'évaluation différentes ont été 

utilisées afin d’évaluer l’impact de cette alerte sur la consommation électrique: 

• Méthode 1 - charge sur le réseau Elia: un delta négatif de 230 MW a été observé 

entre la consommation réelle et les prévisions de consommation faites par Elia 

pour le 27 novembre entre 18 et 19h. D'autres éléments que ceux liés au test ont 

cependant pu influencer ce résultat. 

• Méthode 2 - Volume régulé net (NRV) d'Elia: Le soir du test, la puissance net des 

réserves activées par Elia affichaient un solde positif (NRV = + 70 MW) jusqu’à 

18h15. En pratique cela signifie qu'Elia a dû mobiliser des capacités de production 

supplémentaires pour répondre à la pénurie d'électricité sur son réseau. A 18h15, 

cette tendance était clairement inversée : il y avait trop d'électricité sur le réseau 

et Elia a dû prendre des mesures pour rétablir l’équilibre (NRV =-90 MW). La 

différence des besoins en énergie avant et pendant le test correspond à une 

diminution des consommations de 160 MW. 



Figure 2: évolution des volumes régulés nets le 27 novembre entre 17:30 et 20:25 - Source : 

http://www.elia.be/en/grid-data/balancing/imbalance-prices 

• Méthode 3 - extrapolation de consommation sur le réseau de distribution de Resa 

(Liège): Le 27 novembre entre 18h et 19h, Resa a observé une diminution de 5 % 

de la consommation d'énergie comparée au jour précédent à la même heure. Si 

nous extrapolons cette observation à tous les gestionnaires de réseau belges, 

nous obtenons une baisse théorique des consommations de 173 MW pendant le 

test. 

Figure 3: Evolution des consommations sur le réseau de Resa le 27 novembre 2014 



• Méthode 4 - enquête auprès des participants au test: Le 28 novembre Lampiris a 

envoyé une enquête sur les 140,000 personnes enregistrées sur le service « sms 

alert ». Il ressort des 19.273 réponses reçues que la diminution de consommation 

par participant s’élève en moyenne à 5.57 kWh. En supposant raisonnablement 

que 10 à 20.000 des 120.000 autres inscrits volontaires au service 'SMS alerte', qui 

n'ont pas répondu à l'enquête, ont participé au test, on peut estimer que 150 à 

200 MW ont été économisés au total. 

En synthèse, le test « SMS alerte » aurait permis une diminution de la puissance 

électrique appelée d’environ 150 à 200 MW, soit l'équivalent de 40% d'une centrale 

nucléaire de type Doel 1 (430 MW). 

L'enquête a par ailleurs permis de rassembler quelques données relatives aux types 

d'efforts consentis par les participants. Les principales mesures concernaient l'éclairage 

superflu (89% des participants), le lave-vaisselle (58% des participants), le micro-onde 

(57% des participants), le four (56% des participants) et les taques de cuisson (55% des 

participants). 

1.5 Croissance probable du potentiel flexible du secteur résidentiel 

Cette action, menée dans un contexte de risque de pénurie, ne peut suffire à elle seule 

à déterminer le potentiel de flexibilité du secteur résidentiel, mais conforte la capacité 

de ce secteur à réagir à un signal externe. Cette capacité est appelée à augmenter dans 

un avenir plus ou moins proche, renforçant par là même l’attrait de nouvelles 

possibilités d’action des citoyens pour maîtriser leur facture énergétique, notamment 

sous l’impulsion de certaines politiques susceptibles d’aboutir à une forte croissance 

des capacités de stockage dans le secteur résidentiel: 

• Le développement des véhicules électriques, fortement encouragé en Flandre par 

le « Clean Power for Transport-plan » [7]. 

• La poursuite du développement des énergies renouvelables et en particulier des 

modes de productions locaux dont le solaire photovoltaïque, en Flandre avec le 

zonne plan, à Bruxelles avec le Plan Air-Climat-Energie et en Wallonie avec le plan 

Qualiwatt [8]. 

• La perspective de la fin de la compensation des productions photovoltaïques 

injectées sur le réseau, annoncée en région de Bruxelles Capitale et en Flandre 

pour 2018, et l’introduction en Wallonie d’une taxe appliquée à l’injection de la 

production photovoltaïque poussent les autoproducteurs dans la même direction: 

augmenter leur part d’autoconsommation en stockant l’énergie excédentaire 

localement. 

• Enfin, la mise en œuvre probable en Flandre d’une tarification capacitaires pour 

les gestionnaires de réseaux de distribution, basée sur la puissance raccordée et 

non plus sur le volume consommé, devrait encourager les consommateurs à 

diminuer leur puissance de raccordement en augmentant leur part 

d’autoconsommation, et donc le stockage sur site de la production photovoltaïque 



non autoconsommée. Notons à cet égard qu’en rendant cette tarification 

« intelligente », elle pourrait également encourager le citoyen à modifier ses 

habitudes de consommation en reportant celle-ci au moment le plus opportun 

pour le réseau (prise en compte du « time of use » dans les tarifs). Cette étape 

n’est cependant pas encore envisagée par les Régions. 

Par ailleurs, le développement et la démocratisation probable des technologies liées à 

l’internet des Objets faciliteront la captation de ce potentiel de flexibilité. 

1.6 Quel est l’impact de l’effacement électrique diffus pour les 

fournisseurs ? 

L’impact de l’effacement électrique diffus pour les fournisseurs dépend directement de 

l’encadrement réglementaire. 

Plusieurs orientations ne semblent pas souhaitables, ni pour les fournisseurs ni, à travers 

eux, pour les consommateurs : les solutions inutilement coûteuses, créatrices de 

surcharges nouvelles et excessives ou les options conduisant à une distorsion ou une 

restriction de la concurrence, ou encore les options ne tenant pas compte de la 

nécessaire neutralisation de l’impact d’un effacement opéré par un acteur externe au 

fournisseur. 

L’effacement diffus pourra en revanche avoir un impact positif pour le développement 

d’une offre de fourniture compétitive et adaptée aux enjeux du réseau dès lors 

que l’accès à l’effacement tarifaire sera garanti à l’ensemble des fournisseurs, y compris 

ceux dont le portefeuille de client est plus restreint, et que les conséquences de 

l’intervention d’un tiers sur l’ensemble des acteurs de la chaine de valeurs soit 

compensées à leur juste mesure. 

1.7 Le défi des gestionnaires de réseau de distribution 

Permettre au secteur résidentiel de valoriser sa flexibilité suppose que le réseau a la 

capacité d’accueillir et de gérer ces flux nouveaux. L’effacement électrique diffus pose 

donc des questions nouvelles aux distributeurs, questions dont les impacts ne sont pas 

neutres. Mais le potentiel d’effacement diffus pourrait également contribuer 

positivement à la gestion des congestions, et devenir un avantage certain pour la 

gestion des réseaux de basse et moyenne tension. 

Or les mesures actuellement mise en œuvre sont pénalisantes et entament la possibilité 

de valoriser de manière économiquement rentable la flexibilité des unités raccordées en 

distribution, qu’il s’agisse du coût des compteurs ou des études de pré-qualification 

permettant d’accéder aux produits de réserve d’Elia. Outre la lourdeur attachée à cette 

procédure, cette condition génère également une forme de discrimination pour les 

unités qui se voient ainsi refuser l’accès à un marché. Il reviendra donc aux gestionnaires 

de réseaux, avec le régulateur, de définir un cadre d’intervention assurant la sécurité du 

réseau et leur permettant d’optimiser leur gestion et de diminuer les coûts en 

infrastructure, sans pour autant entamer la profitabilité de ces projets ni l’égalité des 

chances et la non-discrimination des utilisateurs du réseau. 



Chaque pays avance à son rythme et selon ses spécificités. Selon les pays et les 

marchés, où la flexibilité se développe, le marché sera plus ou moins orienté vers les 

différents segments de consommateurs - industriels, secteur tertiaire, ménages - pour 

valoriser la flexibilité issue des processus, des buildings ou des équipements. 

A l’heure où l’exploitation du potentiel de flexibilité du secteur industriel est de mieux 

en mieux connue et maîtrisée en Belgique, nombreux chantiers doivent encore être 

menés pour diminuer le niveau de puissance requis pour atteindre un niveau de 

rentabilité suffisant pour la valorisation du potentiel flexible. A ces défis techniques 

s’ajoutent de nécessaires évolutions du cadre régulatoires. 

Les ménages sont actuellement exclus de ce marché, pourtant porteurs de bénéfices 

importants tant à un niveau individuel que collectif. L’initiative de Lampiris démontre 

pourtant qu'une action citoyenne peut avoir un impact significatif et que les 

consommateurs sont prêts à agir, pour peu qu’une information correcte leur soit 

transmise en temps utile et par des moyens adaptés. 

Des adaptations régulatoires et tarifaires sont donc nécessaires afin de permettre aux 

consommateurs de devenir acteurs du marché et de profiter des opportunités qui s‘y 

présentent. Notamment, en matière tarifaire, un pricing dynamique, tenant compte du 

moment auquel l’énergie est consommée, permettrait aux consommateurs de capter 

une partie des bénéfices liés à la valorisation de sa flexibilité tout en contribuant à 

l’optimisation de notre modèle énergétique. 

REFERENCES 

[1] Directive 2012/27/UE du Parlement Européen et du Conseil du 25 octobre 2012 relative à 

l'efficacité énergétique, modifiant les directives 2009/125/CE et 2010/30/UE et abrogeant les 

directives 2004/8/CE et 2006/32/CE, article 15.8 

[2] Voir https://ec.europa.eu/energy/en/topics/wholesale-market/electricity-network-codes et 

https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-development/demandconnection/Pages/default.aspx 

[3] Voir http://europa.eu/rapid/press-release_IP-16-4009_en.htm 

[4] voir http://www.smartgrids-cre.fr/index.php?p=flexibilite-demande 

[5] Frans Rooijers, Martijn Blom and Rob Van Gerwen, « Maatschappelijke kosten en baten van 

Intelligente Netten », cité dans le rapport IEADSM task 17, « Pilot studies and best practices – 

demand flexibility in households and Buildings », Mathias Stifter, René Kamphuis, September 2016 

[6] RAP, “Benefiting Customers While Compensating Suppliers: Getting Supplier Compensation 

Right”, Phil Baker, October 2016 

[7] voir https://overheid.vlaanderen.be/groener-wagenpark et http://www.flanders.be/en/nbwa-newsmessage-document/document/09013557801a65a1 

[8] voir http://www.qualiwatt.be/ , http://www.environnement.brussels/thematiques/energie/lactionde-la-region/politique-de-lenergie 

et https://zonnepanelen-centrale.be/het-zonneplan-vantommelein/ 



L’AUTEUR 

Annabelle Jacquet 

Juriste de formation, spécialisée en gestion de l’environnement, 

les énergies renouvelables ont constitué mon premier terrain 

d’action dans le secteur de l’énergie, en tant que facilitateur 

éolien tout d’abord, durant 8 ans, puis comme Secrétaire 

générale de EDORA, fédération belge des producteurs énergies 

renouvelables, durant 6 ans. A ces fonctions est venue s’ajouter 

en 2008 celle de directrice du cluster TWEED, cluster wallon des 

entreprises technologiques actives dans l'énergie et 

l'environnement, charge que j’ai assurée durant 3 ans. 

En 2009, je rejoignais le cabinet du Ministre en charge de l'énergie, le Vice-président du 

Gouvernement Wallon, en tant que Cheffe de cabinet adjointe pour les matières 

énergétiques, pour un mandat de 5 ans qui s’est achevé avec la fin de la législature. 

En 2015, je quittais le secteur public pour rejoindre Lampiris, 3 e fournisseur belge 

d'électricité et de gaz, où j’officie aujourd’hui en tant que Product Development 

Manager pour le marché B2B après m’être consacrée durant plusieurs mois au 

développement d’une offre de valorisation de la flexibilité sur ce même marché. 


FLEXIBILITY AND DEMAND: A 

DISTRIBUTION SYSTEMS OPERATOR’S 

PERSPECTIVE 

Joost Gottmer, EU affairs, EDSO for Smart Grids 

Summary 

The growing shares of distributed energy resources (DERs), together with new 

consumption patterns and changing customers’ behaviour is prompting 

distribution system operators (DSOs) to increasingly manage active grids and 

boost long-lasting innovation. This poses numerous challenges for the DSOs as 

most of DERs will be integrated at the distribution level. The traditional way (‘fitand-forget’) 

means oversizing the distribution grids to avoid congestions during 

periods of high renewables output or load, thereby requiring substantial 

investments. Alternatively, the use of flexibility services will help DSOs to better 

manage their grids and avoid costs by moving towards a ‘connect-and-manage’ 

approach. To make the most of this, however, DSOs must be allowed to procure 

system flexibility services and in all timescales and to recover their costs in an 

appropriate manner. Increasing flexibility in the electricity market would result in 

wider benefits for consumers and society as a whole. 

Résumé 

La part croissante des ressources énergétiques distribuées (DER, Distributed 

Energy Resources), les nouveaux modes de consommation et la modification du 

comportement des clients incite les gestionnaires de réseaux de distribution 

(GRD) à gérer plus activement les réseaux opérationnels et à favoriser les 

innovations durables. Cela met les GRD devant de nombreux défis, étant donné 

que la plupart des DER seront intégrées au niveau de la distribution. La méthode 

traditionnelle du « fit-and-forget » sous-entend un surdimensionnement des 

réseaux de distribution en vue d’éviter les congestions durant les périodes de 

forte production ou charge des énergies renouvelables, nécessitant donc des 

investissements importants. Une autre solution serait de recourir à des services de 

flexibilité, afin d’aider les GRD à gérer plus efficacement leurs réseaux et à éviter 

certains coûts en évoluant vers une approche « connect-and-manage ». Pour en 

tirer le meilleur parti, les GRD doivent cependant être autorisés à doter le réseau 

de services de flexibilité pour toutes les échéances et à récupérer leurs coûts de 

manière appropriée. Une augmentation de la flexibilité sur le marché de 

l’électricité bénéficierait aux consommateurs et à la société dans son ensemble. 


Flexibility and demand: a distribution systems operator’s perspective - Joost Gottmer, EU affairs, EDSO for 

Smart Grids 

Samenvatting 

Het groeiende aandeel van decentrale energieproductie zorgt er samen met 

nieuwe verbruikspatronen en veranderend gedrag van de verbruikers voor dat 

DNB’s meer actieve netten beheren en duurzame innovatie bevorderen. 

Daardoor krijgen DNB’s te maken met veel uitdagingen omdat de meeste 

decentrale energieproductie op distributieniveau zal worden geïntegreerd. Bij de 

klassieke manier (‘fit-and-forget’) worden distributienetten overgedimensioneerd 

om congestie bij een hoge belasting of veel productie van hernieuwbare stroom 

te vermijden. Dit vereist aanzienlijke investeringen. Er kan ook een beroep 

worden gedaan op flexibiliteitsdiensten om DNB’s te helpen om hun netten beter 

te beheren en kosten te vermijden door naar een ‘connect-and-manage-aanpak’ 

te gaan. Om het meeste uit die aanpak te halen, moeten DNB’s echter 

flexibiliteitsdiensten in alle periodes mogen leveren en hun kosten op de juiste 

manier kunnen recupereren. Meer flexibiliteit op de elektriciteitsmarkt zou leiden 

tot meer voordelen voor verbruikers en de maatschappij in het algemeen. 

Revue E Tijdschrift – 131 ste jaargang/131 e année – n° 1-2-3-4-2015 (publication mars/publicatie maart 2017) 

2


Smart Grids 

INTRODUCTION 

The expansion of decentralised and variable renewable generation, together with new 

consumption patterns is prompting Europe’s electricity grids to take an active role in 

managing their systems. They will also need to do so in a cost-effective way that will 

help them to minimise or postpone grid reinforcements. The use of flexibility will be 

one of the solutions available. 

As electricity could not be stored on a large-scale and cost-efficient basis, the electricity 

industry has been expected to invest in increased generation, transmission and 

distribution capacity to making sure that generation meets demand at all times. Our 

existing electricity infrastructure has thus been designed to transport power almost 

exclusively supplied by large, centralised generation plants through high-voltage lines 

and down to low-voltage cables in a fairly predictable way. 

Distributed energy resources (DERs) challenge the conventional way. The most 

common forms of renewable energy sources (RES) i.e. solar or wind are variable: they 

generate electricity only when the wind blows or the sun shines. Variable RES are likely 

to cause system imbalances or deviations from voltage and thermal line limits. In areas 

with low demand, where RES generation may easily exceed consumption, distribution 

systems may have to be reinforced and extended to transport the excess to other 

places as they reach their technical limits more quickly. 

Alongside a generational shift in our electricity supply, demand is also likely to change 

as new parts of our economy start to electrify i.e. heat and transport. Although in terms 

of total energy demand (kWh) the development of electro-mobility may not be very 

high, it can have a measurable impact on capacity (kW). Depending on their charging 

time and location, electric vehicles could create potentially extreme local demand. In 

the Netherlands, the market is currently at over 94.000 electric vehicles 1 purchased, but 

the next decade will see a lot of new cars with battery capacities of over 60 kWh 2 and 

ranges of over 300 km. 

As most of distributed energy resources will be connected to distribution grids of lowvoltage 

and medium-voltage levels, this has profound implications for the DSOs. 

Distribution grids have not been designed for taking up large amounts of electricity, but 

rather for distributing it to final customers. DSO grids need to be ready for the change 

where loads follow variable generation, instead of having generation following loads as 

is the situation today. 

In the traditional way, DSOs would have to cope with the variable energy flows and 

surges in demand by either reinforcing or extending their grids capacity and assets. 

Nevertheless, conventional grid expansion may not always be the most cost-efficient. A 

better alternative is to heighten the use of flexibility in power grids. This solution is also 

1 

BEVs (battery electric vehicles) 11,121; PHEVs (plug-in hybrids) 82,886. Source: Rijksdienst voor 

Ondernemend Nederland 

2 Today’s average battery capacity for electric vehicles is about 24 kWh. 


3


Smart Grids 

more socially-acceptable, as the impact of large constructions on public life and lengthy 

permitting procedures is lessened. 

1 WHAT IS FLEXIBILITY? 

Flexibility can be defined as the ‘modification of generation injection and/or 

consumption patterns in reaction to an external signal (price signal or activation) in 

order to provide a service within the energy system. The parameters used to 

characterise flexibility include the amount of power modulation, the duration, the rate 

of change, the response time, the location, etc’ 3 . 

Generation – modification of the generation injection itself 

Demand – modification of the consumption pattern of the consumer 

Storage – the modification of generation injection and/or consumption patterns by 

storing it. 

2 WHICH ARE THE BENEFITS OF FLEXIBILITY? 

2.1 Technical and economic benefits 

Flexibility services provided by distributed energy resources could bring a number of 

quantifiable benefits at the distribution level, both for DSOs and grid users. 

• Optimised distribution network capacity investments: Using flexibility could help 

to defer an investment or could solve congestion when infrastructure 

reinforcement is not an option. In the first case, the value of flexibility can be 

calculated as the avoided return on capital cost over the deferral duration. 

• Reduced technical losses: Flexibility services can also help to reduce network 

losses that happen during the transport of electricity (kWh) from generators to 

consumers. The value of flexibility then corresponds to the amount of electricity 

that has not been lost. 

• Reduced curtailment of distributed generation and reduced outage times: DSOs 

could better control voltage profiles of RES, thereby enabling grid users (e.g. PV 

owners) to feed-in more of their energy into the grid. The value represents the 

avoided investments and maintenance costs in voltage control. 

• Increased distributed generation hosting capacity: By helping to keep the network 

stable, flexibility could increase the distributed generation hosting capacity of the 

grid. The value represents the avoided investments and maintenance costs in 

voltage control. 

3 

Based on EURELECTRIC definition in Flexibility and Aggregation: Requirements for their interaction 

in the market (2014). 


4


Smart Grids 

2.2 Environmental and societal benefits 

In addition to solving challenges at the distribution level, flexibility could also bring a 

host of benefits for society and the environment. Flexibility services can facilitate the 

deployment of smart grids with more extensive monitoring and ICT tools, an optimal 

integration of renewable generation and electro-mobility in distribution grids – all this 

while maintaining security of supply and efficiency of the system. This could result in net 

environmental benefits for society as distribution grid are getting ready for the feed-in 

of large shares of RES. 

In addition, it can enable customers to make use of their own flexibility value which in 

turn will help them reduce their energy bill or receive financial rewards. Customers’ 

flexibility potential could be either price-based (offering customers time-varying prices 

that reflect the value and cost of electricity in different time periods) or incentive-based 

(customers receive a reward to change their consumption due to a network constraint). 

The overall cost savings achieved by preventing expensive network reinforcements and 

upgrades, which would otherwise be spread amongst the regulated networks’ customer 

base, can bring further economic gains. 

Table 1: Potential costs vs. benefits of developing smarts grids & flexibility 


5


Smart Grids 

3 WHICH ACTORS NEED FLEXIBILITY ACTIVITIES? 

Generally, flexibility is needed by the market and by the system operators for three 

reasons: 

Market players (like the BRP) for portfolio optimisation processes; 

TSO for balancing processes (TSO only buyer). TSOs purchase system services from 

market parties (aggregators, generators) – (can buy up (generation) or down (demand 

response); 

DSO for congestion management and voltage control processes (DSO only buyer). 

DSO is like the TSO a single buying counterpart (can buy up (generation) or down 

(demand response). 

DSOs must ensure that quality of service and security of supply is maintained at all 

times. Therefore, flexibility services for network operators will help them to keep the 

lights on when the grid is pushed to its limits. This is different than for market players 

that refer to activities performed with commercial interests in mind, and competing 

actions for offering the best service to customers. 

4 WHAT SYSTEM FLEXIBILITY SERVICES MAY BE PROCURED BY 

DSOS? 

DSOs could use flexibility services for a range of DSO activities including planning, 

connection, access and operation. Three characteristics of grid users providing flexibility 

are key for distribution networks: location, firmness and power. The lower in voltage the 

electricity infrastructure is, the lower the possibilities in terms of providers and location 

of flexibility. This considered, the chosen mechanism should be the most cost-efficient 

from a system point of view. 

DSOs should be able to make the most of system flexibility services such as: 

• Congestion management: This will be needed to maximise the existing capacity 

in distribution grids for DERs, while ensuring a high level of security and quality of 

supply. Flexibility from DERs and consumers would help to optimise networks in 

the most cost-efficient way and to solve local grid constraints. DSOs could 

postpone network reinforcement until it becomes more cost-effective than 

procuring services from DERs. 

• Voltage control: European draft network codes forbid or limit the ability of DSOs 

to export reactive power to transmission grids. Injections of active power due to 

DERs is likely to provoke deviations from voltage limits, causing system 

imbalances. But, if used in a smart way with monitoring and coordination tools, 

distributed generation could help to control voltage and manage network losses. 

The table below proposes a list of system flexibility services that could be procured by 

DSOs or TSOs. This classification is not exhaustive: the list could vary from one country 

to another depending on regulatory arrangements, network operator needs and the 


6


Smart Grids 

number of system flexibility service providers available. Potentially, a service could 

become a requirement set in grid codes in one Member State, and become a service 

sold on a market in another country, depending on the needs resulting from different 

levels of RES and grid design. 

Table 2: Short-term system flexibility services procured by DSOs and TSOs 

Table 3: Long-term system flexibility services procured by DSOs 

5 HOW COULD CUSTOMERS PROVIDE FLEXIBILITY SERVICES TO 

NETWORK OPERATORS? 

Customers have a potential to participate in flexibility services by either modifying their 

intake of electricity or changing their consumption patterns. 

For small industrial and commercial users, flexibility can mean delaying the use of 

electricity-intensive machinery or electric appliances (air-conditioning, electric vehicles) 

away from peak demand and at times of cheaper electricity prices. Such customers 


7


Smart Grids 

could provide services to the DSOs either under the umbrella of an aggregator or 

individually. SMEs with a fleet of electric vehicles or who use electricity for thermal 

control would be of particular interest due to thermal inertia. 

Household customers who are directly connected to distribution grids, could be an 

important source of flexibility for network operators. Whereas individual household 

provision of flexibility is likely to have a low impact on grid management, household 

customers could potentially contribute to a pool of flexibility through their supplier or 

aggregator. An aggregated fleet of electric vehicles, heat pumps or air-conditioning are 

examples of devices that could provide flexibility. 

Customers’ participation in demand-side flexibility can depend on a number of factors: 

technology availability, willingness to change behaviour or individual preferences. To 

engage customers successfully, however, flexibility operators should offer clear price 

signals, access to information as well as innovative tools and services that are easy to 

use. Customers who wish to earn from their flexibility should also be able to freely 

choose between all products available. 

CONCLUSION 

Flexibility can be a more-cost effective and socially-accepted alternative to conventional 

grid reinforcement that will help DSOs’ networks to integrate variable RES and 

distributed loads. 

DSOs could make the most of their grid provided that they are allowed to use system 

flexibility services. In a similar fashion, increasing flexibility in the electricity market 

(when technically and economically appropriate) would result in a number of benefits 

for DSOs, consumers (all grid users) and society as a whole. This, however, implies that 

distribution networks are planned differently, incorporating new risk margins and 

uncertainty, are not only managed as they used to be, but rather as networks with 

enhanced observability, controllability and interactions with market stakeholders. 


8


Smart Grids 

ABOUT THE AUTHOR 

Joost Gottmer is working in the energy sector for 19 years, of 

which 17 for Alliander, the largest electricity and gas distribution 

company in the Netherlands. He has held various positions as a 

technical engineer and analyst. For the last seven years he is a 

regulatory policy advisor on policy matters regarding the 

European issues on electricity, gas and energy markets. 

He is specialised in regulatory business strategy and technical 

(electricity and gas) policies regarding network codes, market 

design, renewable energy, energy efficiency and infrastructure. 

He has a master’s degree in management science and a college 

degree in environmental engineering and gas technology. 


9

Gabriel Harder 

Software Developer 

IEC 61850 is my topic … 

… and as a software developer in the Power Utility Communication 

field, I work on exciting and trend-setting products. Through our 

developments we are able to offer efficient IEC 61850 testing 

tools for protection and SCADA engineers. One example is 

DANEO 400, which uniquely records and analyzes all conventional 

signals, as well as GOOSE and Sampled Values on the substation 

communication network. 

www.omicronenergy.com 

Power-Utility-Communication-ad-for-Revue-E-ENU.indd 1 2015-12-10 12:25:54

DEMAND RESPONSE 

Use and limits in a liberalized 

electricity market 

Peter CLAES & Michaël VAN BOSSUYT - FEBELIEC 

“Electricity markets”, “flexibility”, “demand side response” 

Summary 

Résumé 

Samenvatting 

In a liberalized electricity market, with more competition, greater system 

efficiency through better dispatching and lower reserve capacity margins, but also 

increased market volatility, flexibility in general but demand side response 

specifically is a very interesting instrument for the electricity system to cope with 

the highest peaks of the residual load curve, and this at the lowest and most 

efficient system cost. Moreover, the need for flexibility is exacerbated by the 

rapid increase of intermittent renewable generation capacity. 

Dans un marché libéralisé, avec une compétition accrue, une plus grande 

efficacité du système par biais d’un meilleur dispatching ainsi que de plus faibles 

marges de capacité de réserve, mais aussi une augmentation de la volatilité de 

marché, la flexibilité en générale mais la gestion de la demande en spécifique est 

un outil très intéressant pour le système électrique pour gérer les pointes les plus 

importantes de la courbe résiduelle de la demande, et ceci au moindre et plus 

efficace coût de système. Le besoin de flexibilité est encore renforcé par la 

croissance rapide de la capacité de production intermittente renouvelable. 

In een geliberaliseerd markt, met meer concurrentie, een hoger systeemefficiëntie 

door een betere dispatch en lagere reservecapaciteitsmarges, maar ook een 

toegenomen volatiliteit van de markt, is flexibiliteit in het algemeen maar 

vraagbeheer in het bijzonder een zeer interessant instrument voor het elektrisch 

systeem om om te gaan met de hoogste pieken van de residuele vraagcurve, en 

dit aan de laagst en meest efficiënte systeemkost. De nood aan flexibiliteit wordt 

nog versterkt door de snelle toename van intermittente hernieuwbare 

productiecapaciteit. 


Demand response - Use and limits in a liberalized electricity market – Peter CLAES & Michaël VAN BOSSUYT 

GENERAL CONTEXT 

With the liberalization of the electricity market, the context of the electricity system in 

most EU member states changed from a regulated and centrally controlled and planned 

system to free competition between market parties, both incumbents and new entrants, 

also across borders. The increase in competition stemming from a liberalized market 

leads to increased market price volatility, but should also bring more efficiency to the 

system, by improving dispatching and lowering the reserve capacity margin significantly 

compared to a regulated system, which in its turn should lower the total cost of the 

electricity system. Moreover, the rapid increase of intermittent renewable generation 

capacity in the electricity system increases price volatility and thus requires more 

flexibility from all possible sources (flexible generation, load and storage). Flexibility in 

general but demand side flexibility in specific (as will be argued below) is a very 

interesting instrument for the electricity system to cope with the last few 100(s) of peak 

MWs of the load duration curve, which will only be solicited for a very limited number of 

hours (e.g. 383 MW for 10 hours in Belgium in 2014), and this at the most efficient cost 

for the system. 

These few hours of peak demand should not necessarily be covered by big central 

production units (which is usually the case in regulated systems), which would be idle for 

most of the time and thus probably not profitable, while also leading to an oversized 

generation park. More flexible solutions can solve the issue of the last MWs of the load 

duration curve at a lower system cost. Flexibility can take the following forms: 

• Flexible generation 

• Demand side response, and this in all market segments (e.g. residential, offices, 

services industry, distribution, industrial consumers, …) 

• Storage 



In a competitive market, a permanent trade-off will take place between available 

flexibility and the need for investments in additional reliable, dispatchable generation 

and transmission capacity. These will only take place if the price signal strongly indicates 

imminent or increasing scarcity and the need for such reliable, dispatchable generation 

capacity. Until that point, the flexibility inherently available in the system will contribute 

to balance generation and load, to the extent to which the market design encourages 

participation of all available flexible resources in a cost effective way. 

The recent evolution of an increasing introduction of (often subsidized) intermittent 

renewable energy sources (e.g. wind and photovoltaic) has had a profound impact on 

the system. Indeed, this new generation sources, though large in installed capacity, are 

neither reliable nor fully flexible nor predictable in all timeframes, and as such does not 

help the adequacy issue addressed above. Furthermore, it aggravates the need for 

flexibility from all other market parties, leading to a higher total cost of the electricity 

system and its real-time operations. 

BENEFITS AND LIMITS 

Demand Side Flexibility or Demand Side Response (DSR) is an essential element in 

covering the last MWs of peak demand at the lowest possible system cost and needs to 

be further developed. For such development of demand side flexibility, the following 

elements are key: 

• Demand side response must always be on a voluntary basis and must always be 

fairly remunerated; if not, this would imply an enforced curtailment of load, 

which would destroy economic value and damage our reliability as an 

investment-worthy industrial region. Industrial consumers already contribute 

largely to grid stability (stable and predictable baseload consumption) and could 

in addition, depending on the specific nature of their activities, provide the lowhanging 

fruits for demand side response. 

• Moreover, demand side response, especially from industrial consumers, cannot 

be a structural solution to issues of system adequacy and capacity shortages, as 

the first objective of the industry is to produce goods. The potential of Demand 

Side Flexibility can, in some circumstances, be increased but only up to a certain 

critical point and always at a progressively accelerating cost. 

• Flexibility at system level is currently limited by the absence of smart meters 

allowing for residential consumers to participate on the market. 

• The development of demand side flexibility requires not only a fair remuneration, 

but also a stable regulatory framework. A special attention should for example be 

given to industrial self-generation plants, which can reduce the net offtake of the 

grids by increasing their production. These can be emergency generators, used 

for stopping processes in an orderly shutdown in case of an emergency, but can 

also be high efficiency (and thus less carbon-intensive) cogeneration units. In 

both cases they can be very useful tools for solving temporary adequacy issues. 



• Febeliec also insists on the need for electricity supply to follow demand, as is the 

case in other economic markets. If this was not the case and load were always to 

follow electricity supply, this would require full participation of households to 

demand side response, up to the level of individual appliances, a rapid 

development of affordable storage to smoothen the balance between demand 

and supply, and many other measures. It is however not compatible with 

industrial investments in the field in Belgium, as industrial operations often 

require stable regimes, as is shown by the baseload consumption profiles in 

many sectors and industries. To enforce this would fatally undermine industrial 

activities in Belgium, and accelerate the leakage of jobs and carbon-dioxide 

emissions. 

As described above, demand side flexibility is interesting in a market environment as a 

more cost efficient solution compared to large, not frequently used, reserve generation 

capacities to solve issues of generation adequacy for a limited number of hours and 

MWs. In countries where specific system adequacy issues have arisen over the course of 

the last years (such as Belgium, GB, France, …), demand side flexibility has seen 

progress on many levels. The appearance of new market roles as aggregators and 

flexibility service providers (FSPs) in general, the more active involvement of suppliers 

and balancing responsible parties as well as an increased demand for flexibility products 

from system operators have had a positive effect on the development of this segment. 

However, several obstacles and barriers currently still exist, hampering the development 

of the full potential of the demand side flexibility available within the electricity system. 

These barriers include: 

• Commercial and legal constraints: The ownership of the load flexibility is not 

always clear (transfer of energy); moreover, many market players with flexibility 

within their consumption patterns and production cycles have no incentive to 

make this available as they have no exposure to market prices (either because of 

fixed-price or non-flexible contracts, or because of lack of adequate meters such 

as hourly measured or smart meters) and legal stipulations can exclude certain 

types of flexibility (e.g. definition of demand side response excluding 

participation of emergency generators to certain demand side response products 

as they do not reduce consumption). 

• System constraints: The minimum size, duration, frequency of activation, 

notification period, and other technical constraints of demand side response, 

which vary between sectors and industrial processes and for which flexibility 

products are sometimes not compatible with technical and safety constraints, are 

often based on historical generation-focused requirements and not adapted to 

other sources of flexibility. 

• Grid codes and tariffs: Grid codes and tariffs should not penalize demand side 

flexibility participation (e.g. related to the rebound effect, where grid tariffs can 

penalize industrial consumers who want to catch up with production loss after 



activation of their flexibility or who offer increased demand in times of surplus 

electricity). 

• Transparency: Consumers wishing to participate in the market should have 

access to essential information (e.g. real-time metering data), while at the same 

time transparency on products and selection outcomes can still significantly be 

improved. As mentioned above, current practices are usually designed for 

generators, not for demand side participation. 

• Labour flexibility. As industrial demand response is involving changes in 

production and hence in internal labour organisation, labour flexibility is 

necessary but often cumbersome and costly today due to legislation issues. 

Febeliec wants to emphasize that all load flexibility must be able to find its way to the 

market or to system operator products to solve the peak adequacy issue at the lowest 

and most efficient total cost for the electricity system, and this either directly or through 

the intermediation of FSPs. Febeliec welcomes the initiatives from new market roles as 

aggregators and other FSPs to enable all interested parties with flexibility to market and 

valorize their flexibility as often consumers would not be able to fulfil existing DSR 

product requirements alone; nevertheless, Febeliec remains a strong proponent of 

allowing direct participation by parties with demand side flexibility to the market in 

order for flexible industrial companies to get the maximum benefit of their flexibility. 

Ownership of the flexibility resides with the end consumer, who should be able to 

market his flexibility without barriers imposed by system operators, balancing 

responsible parties and other market actors that limit his access to the market. 

Industrial demand response can take many forms, with longer or shorter activation 

periods and response lead times. Febeliec keeps pleading to create a level-playing field 

and opening up as many balancing and other system operator driven products as 

technically possible to participation from demand side response by removing technical 

and tariff barriers. However, flexibility can also lead to a shift in investments from back 

up generation to industrial production capacity. The reduction in production due to 

demand side flexibility in times of adequacy issues might have to be compensated by 

additional investments in production capacity in order to recover lost production during 

times of low electricity prices. In addition, more flexible industrial production requires a 

more flexible labor force – which is currently limited by legislation and other social 

barriers. 

Demand side flexibility presents substantial potential in all different timeframes and 

products should thus be designed to allow demand side flexibility to reach its full 

potential in to all timeframes: 

• The timeframe up until day-ahead market clearing, where demand side response 

is part of the demand curve (increasing its elasticity) and thus integrated within 

the market price signal; 

• Regulated products outside of the market, (e.g. strategic reserves that are called 

upon by the TSO based on economical or technical triggers).; 



• The Intraday and Balancing timeframe, incorporating primary, secondary and 

tertiary reserves, where Demand Response can be delivered by very flexible 

production processes that can react on short time notice, going from a few hours 

to within a quarter or even a few seconds. 

CONCLUSIONS 

For Febeliec, the first objective is to minimize system costs. All load flexibility must 

therefore be able to find its way to the market or to system operator products, and this 

either directly or through the intermediation of Flexibility Service Providers. The 

increasing share of intermittent generation will make the power system balancing more 

costly and increase the need for flexibility. All sources of flexibility will bring down the 

balancing and adequacy cost of the system. The goal is to solve the adequacy issue at 

the lowest and most efficient total cost for the electricity system, taking into account 

short term and long term needs. Participation in demand side flexibility must be 

voluntary and remunerated with a fair compensation, covering the increased costs and 

risks taken by the flexibility providers. Demand side flexibility cannot provide a structural 

solution for generation adequacy and cannot replace investment in generation capacity 

whenever shortages become structural rather than punctual. Under no circumstance can 

Febeliec accept a market design which forces the industrial consumer to adapt his 

offtake to the availability of (intermittent) energy sources. The future market design 

cannot be relying on a reduction of the creation of economic added value. 



THE AUTHOR 

Peter Claes graduated in Managerial Economics at the Catholic 

University Leuven in 1984 and was Research Assistant in the same 

department until 1986. From 1987 until 1992 he was Research 

Department Analyst of the Belgian Economy at the BBL in Brussels. 

In 1992 he became Director of the Economic Department of 

essenscia (Federation of the Chemical Industry and Life Sciences, 

previously called FEDICHEM), where he was General Manager from 

2002 until end 2008. He also became Board Member of FEBELIEC 

(Federation of Belgian Industrial Energy Consumers) in 1994, and 

from May 1996 until May 2003, he was President of this same federation. Since 

November 1998, he has been Vice-President of IFIEC Europe (International Federation 

of Industrial Energy Consumers), and was also President of this federation between April 

2003 and 2007. Since January 2009, he has been full time active for FEBELIEC. 

Michaël Van Bossuyt holds a Master in Business Engineering from 

Solvay Business School (2005) and a Master in Business Information 

Management from the Vrije Universiteit Brussel (2006). He worked in 

a research function at the university, before stepping into strategy 

and management consulting. He previously also held a function in 

energy sourcing for a large company in the chemical sector and 

worked in the European Market Integration and Customer Relations 

departments at Elia, the Belgian Transmission System Operator, 

before joining FEBELIEC (the Federation of Belgian Industrial Energy 

Consumers) as Energy Expert in 2015 and becoming Demand Response Expert for 

IFIEC Europe in the same year. 


DEMAND RESPONSE: WHICH PLACE IN THE 

FUTURE ENERGY SYSTEM 

Peter SCHELL, VP REGULATORY AFFAIRES RESTORE 

DR, DSM, Market Design, Sustainable, Future, Security of supply 

Summary 

Everyone agrees that Demand Response (DR) will play a role in the future energy 

system. This article focus on exactly which place DR can and should play and on 

how to get there starting from today’s situation and market design. 

Résumé 

Tout le monde s’accorde à dire que la réaction à la demande (Demand Response 

– DR) jouera un rôle dans le futur système énergétique. Cet article se penche sur 

le rôle exact que la DR peut et devrait jouer, et sur la façon d’y parvenir à partir 

de la situation et de la conception de marché actuelles. 

Samenvattin 

g 

Iedereen is het erover eens dat Demand Response (DR) een rol in het 

toekomstige energiesysteem zal hebben. Dit artikel beschrijft waar de DR een rol 

kan en zou moeten hebben en wat er moet gebeuren om dat mogelijk te maken 

uitgaande van de huidige situatie en het ontwerp van de markt. 


Demand Response: which place in the future energy system - Peter SCHELL 

INTRODUCTION 

Demand Response (DR) has been a buzz word for some time now and is a dominant 

topic in most positions expressed about the future energy system by the European 

Commission, ACER and CEER as well as authorities in most European member states. 

Belgium has been in the leading pack of this process which has culminated in the recent 

report by the CREG on the subject [1]. What those study lack to different degrees is a 

clear definition of what exact place DR will/can take in the future energy system and 

more importantly how this change to the energy system can be achieved. 

DR is not the solution to all issues so much is clear but in combination with increased 

intermittent renewable energy production, increased cross-boarder capacity and the 

transition of transport and heat towards electricity it can and should play a major role as 

soon as possible. 

1 THE KEY CHALLENGE : RUNNING HOURS 

The one key challenge introduced by the transition towards a sustainable energy system 

is the running hours of the different components. In proportion to the maximum 

demand of the system the proportion of baseload is significantly reduced and the 

average running hours of all non-renewable “peak” assets also reduces significantly as 

illustrated in the following diagram 

Fig. 1: Qualitative evolution of cumulative load on Elia Network 

The black curve is the residual load on the Elia network for 2014. The green curve is the 

qualitative evolution due to the further evolution of intermittent renewable energy 

sources and the blue curve shows the impact of increased cross-boarder capacity. 

As is illustrated the challenge for the energy system of the future is to find sources of 

capacity that can be efficient with significantly reduced running hours compared to the 

past situation. These sources need to be economically efficient, sustainable and provide 

the required availability and reliability to guarantee security of supply. 



2 SECONDARY ASSET USE 

The key to the solution is secondary asset use. Indeed while the cost per MW of assets 

that are used exclusively for services to the energy system grow significantly with 

reduced running hours. This is true for traditional generation of course but also for new 

technology such as “utility” batteries. The more appropriate solution lies in the creative 

use of assets that have a different prime purpose but can also deliver suitable capacity 

to the energy system especially if it is for a limited hours a year. 

This means that while traditional technologies and newer technologies dedicated to the 

energy system will aim at covering the capacity required for a significant number of 

running hours, starting from the right of the graph in Fig. 1. And moving up, DR will start 

from the left and move down. 

Where they will meet should not be decided upfront by the market model but should 

depend on the further evolution of all technologies and approaches that compete today 

and in the future. 

3 POTENTIAL OF DR 

We have now defined the qualitative role DR will play. Therefore the question remains 

what quantitative role DR will be able to play. This will depend on the following factors: 

• How much capacity is needed for limited periods 

• How much extra potential is added through elecro-mobility, electric heating & 

cooling and distributed storage 

• How interesting the opportunity is and remains (see below) the opportunity 

In an optimistic scenario where all 3 of these elements are present then 2-3 GW of 

capacity are plausible in the Belgian context. That is about 20-25% of max load. 

Today already 10% of max load i.e. about 1,4 GW are realistically available assuming a 

full market opening. Currently there are about 850 MW already commercialized in R1,R3 

and strategic reserves. 

4 HOW TO GET THERE 

The key required change is a market model that will allow the fair competition for 

capacity that is required a limited number of hours. This obviously means giving access 

to the new technology an DR in particular to all markets where this capacity is traded: 

Balancing market, intraday market, day-ahead market and forward hedging solutions 

(central capacity mechanism or market based solution). 

But, as forgotten by most governments, it also means not subsidizing existing 

technologies such that they are able to enter or remain in this market not withstanding 

their structurally uncompetitive cost structure. 

In Belgium the first condition is about to be met but there is significant risk regarding 

the second one. 



CONCLUSION 

DR will play a very significant role in the future energy system, the more so where and 

when significant roll-outs of intermittent energy sources and cross-boarder capacity 

happen. This is planned to be the case in Belgium and as such the already leading 

position regarding DR should be further extended to maximize the efficiency and 

sustainability of the energy system, while guarantying the essential security of supply 

our society needs. 

The CREG has set the example and put out a path towards a future market model. This 

now needs to be changed into a real working market and this will depend on the 

constructive attitude of all market players and the continued will and vision of the 

federal and regional governments. 

REFERENCES 

[1] http://www.creg.info/pdf/Etudes/F1459FR-2.pdf 

THE AUTHOR 

Peter Schell, Vice-president regulatory affairs 

Peter is an engineer with a large experience in the energy 

field, especially in models of energy markets. For the last 

15 years, he was active in the energy distribution area, with 

the liberalization of gas and electric markets, the 

decoupling of retail and distribution. In the transmission 

area, he advocates the necessary change of rules to allow 

the application of innovative smart grid technologies. 

Peter represents Sirocco BVBA. 


EVOLUTIE VAN VRAAGBEHEER IN DE ELIA- 

PRODUCTEN VOOR BALANCING 

Patrik BUIJS, Elia & Hans VANDENBROUCKE, Elia 

«demand response», «balancing producten», «Electricity Balancing Guideline» 

Summary 

Résumé 

Samenvatting 

Since several years demand response has been an important component in Elia’s 

portfolio for balancing the system. The emergence of aggregators, the increased interest 

of (industrial) consumers to commercialize their flexibility and also an increasing 

participation of flexibility originating from the distribution grid have profoundly changed 

the energy landscape and also impacted significantly the product development and the 

overall market model. ELIA has played a promoting role in these evolutions by early in the 

process opening up the product portfolio for demand response. ELIA is committed to 

continue fostering maximal liquidity in its products by facilitating demand response, but 

also technology-neutral products. The upcoming European network codes are an 

important catalyst for anticipating these developments. 

La gestion de la demande est déjà depuis plusieurs années un élément important dans le 

portefeuille de produits d’ELIA pour le balancing. La hausse des agrégateurs, l'intérêt 

croissant des consommateurs (industriels) pour commercialiser leur flexibilité et la 

participation intensifiée de flexibilité venant des réseaux de distribution changent 

profondément le paysage énergétique et ont un impact significatif sur le développement 

des produits et le modèle de marché général. ELIA a été un pionnier en ouvrant ses 

produits pour la gestion de la demande. ELIA veut continuer la création de liquidité 

maximale dans ses produits par la participation de gestion de la demande, mais aussi en 

facilitant des produits technologiquement neutres. L'arrivée des codes de réseau 

européens sont un important catalyseur pour anticiper ces développements. 

Vraagbeheer is sinds enkele jaren een belangrijke component in de productportfolio van 

ELIA voor balanshandhaving. De opkomst van aggregatoren, de verhoogde interesse van 

(industriële) eindklanten om hun flexibiliteit te commercialiseren en ook de groeiende 

deelname van flexibiliteit op het distributienet wijzigen grondig het energielandschap en 

hebben tevens een significante impact op de productontwikkeling en het algemeen 

marktmodel. ELIA heeft in deze evoluties een voortrekkersrol opgenomen door 

vroegtijdig haar productportfolio open te zetten voor vraagbeheer. ELIA wil blijvend 

inzetten op de creatie van maximale liquiditeit in haar producten door de deelname van 

vraagbeheer maar ook technologie-neutrale producten te faciliteren. De komst van de 

Europese netwerk codes zijn een belangrijke katalysator om op deze ontwikkelingen te 

anticiperen. 


Evolutie van vraagbeheer in de Elia-producten voor balancing – 

Patrik BUIJS, Elia & Hans VANDENBROUCKE 


In deze bijdrage gaan we dieper in op de belangrijke en innovatieve rol die 

vraagbeheer sinds vele jaren speelt in de producten die ELIA aanwendt voor het in 

evenwicht houden van het systeem. Door nauwe samenwerking met marktactoren en 

regulatoren is een belangrijke evolutie doorgemaakt, waarbij de producten stelselmatig 

evolueren met de noden van én de opportuniteiten voor de marktspelers en ELIA. 

Verder belichten we de verwachte ontwikkelingen in de komende jaren, namelijk een 

doorgedreven verderzetting van deze evolutie en het – samen met alle relevante 

stakeholders - realiseren van de ambitie om vraagbeheer volwaardig te integreren in de 

productportfolio van ELIA, geheel in lijn met wat ook op Europees niveau via en de 

netwerk codes wordt nagestreefd. 

ELIA heeft als transmissienetbeheerder de taak om de residuele onevenwichten 

(onbalansen) op het net op te vangen en heeft daartoe een uitgebreid productportfolio 

ontwikkeld. ELIA koopt deze producten aan voor een bepaalde duurtijd (jaarlijks, 

maandelijks of wekelijks) of op het moment zelf op de markt (de zogenaamde vrije 

biedingen). De vooraf gereserveerde volumes worden aangekocht via een 

georganiseerde veiling waarbij gekwalificeerde aanbieders prijsoffertes indienen voor 

een bepaald volume. Het federaal technisch reglement voor het transmissienet en, in de 

nabije toekomst, ook door de Europese Network Codes, regelen de specificatie en 

aanschaf van deze reserves. 

In hoofdstuk 1 wordt de evolutie van vraagbeheer in balancing producten geschetst die 

ongeveer de laatste 5 jaar werd doorgemaakt door systematisch de 

productgeschiedenis voor de primaire, secundaire en tertiaire regeling te bespreken. 

Hoofdstuk 2 gaat in op de verwachte evoluties voor de periode 2017-2020. Hoofdstuk 3 

behandelt de belangrijke invloed van het Europese wetgevend kader komende vanuit 

de netwerk codes. In hoofdstuk 4 worden enkele besluiten getrokken. 

1 HISTORIEK VRAAGBEHEER IN BELGIË 

Vraagbeheer maakt sinds lange tijd deel uit van de ELIA- productportfolio voor 

balanshandhaving (hierna “balancing”). Onder vraagbeheer of vraagflexibiliteit verstaan 

we de mogelijkheid van een eindafnemer om zijn netto afname (actief vermogen) op het 

niveau van het toegangspunt vrijwillig opwaarts of neerwaarts aan te passen afhankelijk 

van externe signalen. We bespreken hieronder de verschillende producten waarin 

vraagbeheer een rol speelt. In het bijzonder worden in dit hoofdstuk de belangrijkste 

evoluties van de balancing producten via vraagbeheer voor de primaire regeling 

beschreven, gevolgd door de context van de secundaire regeling en tot slot komt de 

productportfolio met betrekking tot de tertiaire regeling aan bod. 

1.1 Primaire regeling (R1) 

1.1.1 Ontwikkeling van specifieke producten 

In 2012 heeft ELIA in samenwerking met een drietal grote industriële klanten een 

specifiek product R1 ontwikkeld voor opwaartse regeling (i.e. verminderen van de 




belasting bij een frequentiedaling), en dit in functie van de beperkingen van het 

industriële proces. Onderzoek toonde immers aan dat deze in staat waren om 30-50% 

van de benodigde hoeveelheid R1 te leveren. Gezien de impact van een continue 

activering op het industrieel proces werd afgesproken om deze vermindering van de 

belasting pas te laten starten vanaf frequentieafwijkingen boven de 100mHz (vanaf 

frequentie beneden 49,9Hz). Dergelijke frequentiedalingen komen in mindere mate 

voor en de jaarlijkse activatieduur voor industriële klanten werd geschat op 8 uur. Om 

tegemoet te komen aan de symmetrische vereisten van de primaire regeling diende 

ELIA ook de complementaire R1-producten te ontwikkelen: R1 symmetrisch 100 mHz en 

R1 neerwaarts. Samen met het klassieke R1 symmetrisch 200mHz en de R1 opwaarts 

reconstitueert ELIA dus een symmetrische reactie bij een frequentieafwijking. Met deze 

productmix is ELIA in Europa één van de voortrekkers van de ontwikkeling van 

vraagbeheer voor R1. 

1.1.2 Naar kortere termijn aankopen 

Vanaf 1/1/2013 neemt vraagbeheer via het product R1 opwaarts deel aan de levering 

van primaire regeling voor ongeveer 30MW op een totaal van 90MW. In 2014 werd, 

met steun van de CREG een maximaal volume R1 opwaarts van 27MW op een totaal 

van 82MW gecontracteerd. Voor het eerst werd ook een deel van dit volume geleverd 

door een aggregator. De aangeboden hoeveelheid R1 opwaarts van 85MW toont aan 

dat er een significant potentieel vraagbeheer beschikbaar is voor dit product. 

Tegelijkertijd werd vanaf 1/1/2014 het product R1 symmetrisch 100mHz op 

maandelijkse basis geveild om het nodige (complementaire) volume van 27MW te 

garanderen. 

Vanaf 1/1/2015 werd, om enerzijds tegemoet te komen aan de vraag naar kortere 

leverperiodes vanwege industriële afnemers en anderzijds op vraag van de andere 

marktpartijen, na akkoord van de CREG overgestapt naar maandelijkse veilingen voor 

alle R1 producten (in combinatie met de veiling voor de R2-producten, cf. infra) via het 

zgn. STAR-platform (Short Term Auctioning Platform). Deze evolutie naar kortere 

leverperiodes verhoogt de liquiditeit omdat industriële afnemers de mogelijkheid 

hebben om beter hun deelname en volume in te schatten in functie van de beperkingen 

en opportuniteiten in hun industrieel proces. In 2015 werd gemiddeld maandelijks 

23,2MW R1 opwaarts aangekocht (met uitzondering van de maanden januari en 

september waar alle R1 geleverd werd door R1 symmetrisch 200Hz) op een totaal 

volume van 83MW. 

1.1.3 Naar internationale aankopen 

Met de komst van de Europese Guideline on System Operations wijzigt ook de 

nomenclatura voor R1 naar Frequency Containment Reserves of “FCR”. In oktober 2015 

presenteert ELIA haar intentie om in 2016 een deel van haar FCR-volume aan te kopen 

op een gemeenschappelijk Duits veilingplatform waarop ook de Duitse, Nederlandse, 

Zwitserse en Oostenrijkse transmissienetbeheerders op wekelijkse basis hun FCRvolume 

aankopen. Op dit platform (www.regelleistung.net) wordt enkel het 

standaardproduct R1 symmetrisch 200mHz geveild. Deze gemeenschappelijke markt 




kenmerkt zich door een grote liquiditeit en bijhorende competitieve prijzen. In overleg 

met de marktpartijen en na akkoord van de CREG ontwikkelt ELIA de nodige processen 

om deelname van ELIA aan deze wekelijkse gemeenschappelijke veiling mogelijk te 

maken vanaf 1/8/2016. In concreto organiseert ELIA nu wekelijks eerst een Belgische 

veiling via het STAR-platform waar ze via een prijsvoorspelling van de verwachte prijs op 

het Duits platform een deelbare bieding van maximaal 58MW indient. Na het sluiten 

van deze 1 ste veiling koopt ELIA het resultaat van deze bieding op het Duits 

veilingplatform. Op deze manier optimaliseert ELIA haar aankopen in zowel de 

Belgische als de gemeenschappelijke FCR-markt en verleent ze ook (reciproke) toegang 

aan de Belgische marktpartijen tot de gemeenschappelijke FCR-markt. 

1.2 Secundaire regeling 

Het specifieke technisch veeleisend karakter (continue automatische activatie) van dit 

product maakt dat de deelname van vraagbeheer complex is en tot op heden niet 

ontwikkeld is. 

Echter, in haar continue streven naar diversificatie in het aanbod en het faciliteren van 

de deelname van vraagbeheer aan verschillende markten heeft ELIA in 2015 een 

technisch pilootproject opgezet met onshore windproductie om de haalbaarheid van 

asymmetrische aFRR-levering te testen [1]. In 2016 is ook een pilootproject gestart om 

de technische haalbaarheid van vraagbeheer (incl. gedecentralizeerde productie) aan de 

secundaire regeling te onderzoeken. 

Met de komst van de Europese System Operation Guideline wijzigt ook de 

nomenclatura voor R2 naar automatic Frequency Restoration Reserves of “aFRR”. 

1.3 Tertiaire regeling 

De tertiaire regeling (R3) is tot op heden enkel een opwaartse reserve voor situaties van 

grote tekorten op het net. Deze wordt manueel geactiveerd. Er zijn in 2016 3 types 

tertiaire regeling: naast de klassieke R3 productie (geleverd door centrale productieeenheden 

aangesloten op het ELIA-net) onderscheiden we twee R3-producten waarin 

vraagbeheer centraal staat. 

1.3.1 Tertiaire regeling van de frequentie door afschakeling van 

netgebruikers (ICH) 

Sommige netgebruikers van het ELIA-net zijn bereid om, als het nodig is, hun belasting 

te verminderen in ruil voor een vergoeding voor het beschikbaar stellen van de reserve 

(capaciteits of beschikbaarheidsvergoeding, functie van het ter beschikbaar gesteld 

vermogen) en een vergoeding ingeval de dienst wordt geactiveerd 

(activatievergoeding, functie van de geactiveerde energie). De afschakeling van grote 

industriële afnemers, ook gekend als het product ICH (Interruptible Contract Holder) is 

het oudste R3-product voor vraagbeheer en wordt ingezet voor situaties van zeer grote 

tekorten op het net of voor congestiebeheer. 




Dit jaarlijks gecontracteerd product werd in de loop der jaren verder verfijnd om 

rekening te houden met de beperkingen inzake de activatieduur (max 8u), frequentie 

van activatie (4 of 8 keer per jaar) en de tijd tussen twee opeenvolgende activaties (12u) 

om maximaal tegemoet te komen aan de mogelijkheden van de industriële afnemers. 

Bij activatie dient de leverancier van ICH zijn belasting binnen de 3 minuten te laten 

zakken onder een vooraf afgesproken niveau (zgn. shedding limit). Vanaf 2013 stelde 

ELIA dit product ook open voor aggregatoren zodat ook netgebruikers (aangesloten op 

ELIA-net) die niet in staat waren om individueel tegemoet te komen aan de 

productspecificaties via aggregatoren alsnog konden deelnemen. 

Het jaarlijks aangekocht volume ICH was jarenlang 261MW en sinds 2016 is het niveau 

gedaald tot 200MW. Deze daling is te wijten aan het direct in concurrentie stellen van 

ICH en de producten R3 Dynamic Profile en R3 Productie (cf. infra) tijdens de jaarlijkse 

aankopen. 2017 zal bovendien het laatste jaar zijn waarin het ICH-product actief is. 

Andere producten nemen de rol van dit product in de aan te houden reserves over. 

1.3.2 Tertiaire regeling van de frequentie door dynamisch profielbeheer 

(R3-Dynamic Profile) 

Elia koopt tertiaire reserves aan bij Belgische producenten alsook bij belastingen die op 

het ELIA- en distributienet zijn aangesloten. In 2012 startte ELIA, in samenwerking met 

een aggregator en de distributienetbeheerders en met steun van de CREG, een 

pilootproject voor de levering van 10MW R3 vanop het distributienet in 2013. In 2013 

richtte ELIA een specifieke werkgroep op om de levering van R3 van op het 

distributienet te analyseren. Dit initiatief mondde uit in de ontwikkeling van een 

bijkomend nieuw R3-product, namelijk het R3 Dynamisch Profiel (R3DP). 

Voor dit product kunnen zowel productie of belastingen deelnemen. Bovendien 

faciliteert ELIA de mogelijkheid tot het aanbieden van flexibiliteit op een onderliggend 

proces via submetering. Aanbieders kunnen dat rechtstreeks/individueel doen of via 

zgn. aggregatie van leveringspunten. 

Met dit product was ELIA van één de voortrekkers van de ontwikkeling van flexibiliteit 

aangesloten op het distributienet. Evenwel brengt dit extra complexiteit met zich mee: 

• De volumes flexibiliteit per leveringspunt zijn eerder klein en dienen dus vaak 

geaggregeerd te worden wat een bijkomende complexiteit veroorzaakt inzake 

activatie- en beschikbaarheidscontrole, de gegevensuitwisseling en contracten 

tussen alle betrokken partijen 

• Het gebrek aan nominaties voor leveringspunten aangesloten op het distributienet 

noopt ELIA tot het vaststellen van een referentiewaarde (laatste kwartuurwaarde 

voor activatie) voor de berekening van de geleverde energie (zgn. baseline) 




Bovenstaande elementen maken het moeilijk de reële impact op de portefeuille van de 

BRP en leverancier in te schatten. Ook voor de distributienetbeheerders is het belangrijk 

de impact op hun net van een simultane wijziging van de belastingsprofielen te kennen. 

Tijdens een activatie wordt de perimeter van de BRP niet gecorrigeerd met de 

geactiveerde energie. Deze niet-verbruikte energie (die dus ook niet vergoed wordt aan 

de leverancier) werd wel geproduceerd en zal, indien de BRP in evenwicht is, resulteren 

in een (positieve) onbalans voor de BRP die hiervoor de positieve onbalansprijs 

ontvangt. Met dit innovatief design faciliteert ELIA de deelname van vraagbeheer en 

komt op pragmatische wijze tegemoet aan een de problematiek verbonden aan de zgn. 

energieoverdracht of “transfer of energy”: 

• de impact van een activatie op de perimeter van de BRP in afwezigheid van 

nominaties (voor leveringspunten aangesloten op distributienet) 

• de vergoeding voor de leverancier van de berokken leveringspunten via de 

vergoeding van de BRP aan onbalansprijs. 

Bijgevolg betaalt ELIA enkel een vergoeding voor het beschikbaar stellen van de 

reserve. Dergelijke oplossing is aanvaardbaar onder bepaalde voorwaarden zoals een 

beperkte activatieduur, maximaal 40 activaties per jaar (of maximaal 8 activaties per 

maand in geval van maandelijkse contracten) met maximale duurtijd per activatie van 

2u), een beperkte volume en een activatie op het einde van de merit order om deze, in 

afwezigheid van een activatieprijs, niet te verstoren. 

De gecontracteerde geaggregeerde volumes laten toe om een 100% beschikbaarheid 

te garanderen. Bij een activatie dient de leverancier van R3DP zijn belasting te doen 

dalen met een vooraf vastgelegd vermogen binnen de 15minuten na activatie. 

Rekening houdende met deze specifieke karakteristieken werd, in overleg met de 

marktpartijen en na akkoord van de CREG, overeengekomen om vanaf 2014 maximaal 

50MW aan te kopen. Het aangeboden volume ter prekwalificatie (383 MW waarvan 

126MW op distributienet) toont het significante potentieel voor dit product. Uiteindelijk 

werd 112MW aangeboden ter contractering. 

Het jaarlijks aangekocht volume R3DP in 2016 bedraagt 209MW op een totaal jaarlijks 

volume R3 van 700MW. Bovenop dit jaarlijks volume wordt nog een deel (70MW) op 

maandelijkse basis aangekocht door zowel R3 Prod als R3DP in concurrentie te stellen. 

Met de komst van de Europese System Operation Guideline wijzigt ook de 

nomenclatura voor R3 naar manual Frequency Restoration Reserves of “mFRR”. 

Onderstaande tabel geeft een overzicht van de verschillende mFRR- producten in 2016. 




Zowel de zgn. R3-Prod als de vrije biedingen (i.e. niet-gereserveerde regelenergie) zijn 

afkomstig van grote productiecentrales met een CIPU-contract (zgn. CIPU-eenheden). 

Tabel 1: Overzicht mFRR-producten 2016 

Product Sourcing Offered 

by 

R3 Prod 

R3-DP 

Yearly/ 

Monthly 

Yearly/ 

Monthly 

CIPU 

generation 

Load+ 

non-CIPU 

generation 

(TSO & 

DSO) 

CIPU 

Only 

CIPU 

Only 

non- 

CIPU 

Product 

length 

Available 

Pwoer 

Available 

Energy 

Avail. # 

of act. 

Act. 

Price 

Contracted mFRR 

Base 100% Unlimited Unlimited Free 

Base 

Peak 

Long 

offpeak 

ICH Yearly Load TSO n.a. >



duurtijd per activatie en een minimale duurtijd tussen 2 opeenvolgende activaties van 

respectievelijk 4u en 12u. 

Na een uitvoerige consultatie van de marktpartijen via een specifieke werkgroep in 

2014, 2015 en 2016 heeft ELIA het product SDR verder aangepast om tegemoet te 

komen aan de nood voor extra liquiditeit. De belangrijkste wijzigingen zijn: 

• het openstellen van SDR voor leveringspunten aangesloten op het distributienet 

zodoende maximaal de beschikbare flexibiliteit te capteren (rechtstreeks of via 

aggregatie) 

• de differentiatie van het product SDR door de invoering van de SDR DROP BY 

(verminderen van de belasting met een contractueel vastgelegd volume) bovenop 

de bestaande SDR DROP TO (verminderen tot een contractueel vastgelegd niveau 

van belasting). 

• mogelijkheid tot het aanbieden van flexibiliteit op een onderliggend proces via 

submetering 

1.5 Samengevat 

Uit bovenstaande evoluties in de ontwikkeling van de producten voor balanshandhaving 

alsook voor de strategische reserves zien we dat ELIA vooral ingezet heeft op 

onderstaande ontwikkelingen om maximale liquiditeit te creëren en zo de competitie te 

bevorderen: 

• diversificatie in de productmix (R1 mix, ICH2/4/8, SDR4/12, R3DP); 

• korte termijn en internationale aankopen ( R1 & R2 op maandbasis, wekelijkse R1 

aankopen via Duits FCR-platform en introductie van maandelijkse veiling R3 

Prod/R3DP); 

• openstellen van de producten voor vraagbeheer, rechtstreeks of via aggregatoren 

(ICH, R3DP, R1 opwaarts); 

• openstellen van de producten voor levering van op het distributienet (R3DP, SDR); 

• mogelijkheid tot het aanbieden van flexibiliteit op een onderliggend proces via 

submetering. 

2 NIEUWE EVOLUTIES IN DEMAND RESPONSE IN 2017-2020 

De laatste jaren komen een aantal elementen boven drijven die medebepalend zijn voor 

de toekomstige ontwikkeling van de ELIA productportfolio. We onderscheiden 

volgende drijfveren: 

• Stijgende behoefte aan flexibiliteit [2][3] 

• Opkomst van onafhankelijke aggregatoren en inherente problematiek van 

energieoverdracht 




• Wijziging in technologie (deelname gedecentraliseerde productie, batterijen, 

submetering) 

• Komst van de Europese Network Codes met volgende belangrijke principes: 

• van specifieke producten via harmonisatie naar standaardproducten 

• level playing field tussen verschillende technologieën (productie, belasting, 

opslag) 

• korte termijn aankopen om de liquiditeit te verhogen via deelname van 

vraagbeheer en hernieuwbare energiebronnen (wind) 

• vrije activatieprijzen, merit order activatie en marginale prijszetting 

• integratie van de Europese elektriciteitsmarkten en internationale aankopen 

ELIA heeft daartoe in 2016 een meerjarenplan of “roadmap 2016-2020” [4] voorgesteld 

aan de marktpartijen waarbij ze de huidige productportfolio voor evenwichtsdiensten op 

een gefaseerde wijze technologieneutraal wil maken, open wil stellen voor alle 

marktspelers en dit ongeacht het spanningsniveau (leveringspunten aangesloten op 

ELIA- of distributienet). Daartoe werkt ELIA nauw samen met de 

distributienetbeheerders. ELIA wil hierdoor bijkomende liquiditeit creëren in de markt 

voor evenwichtsdiensten. 

2.1 Evoluties FCR 

Concreet werd eind 2016 de FCR productmix opengezet voor zowel CIPU- als niet-CIPU 

aangesloten leveringspunten, aangesloten op ELIA- en/of distributienet. Op deze 

manier kan vraagbeheer nu deelnemen aan alle FCR-producten. De levering van FCR 

200mHz symmetrisch door vraagbeheer tonen aan dat de inspanningen van ELIA en de 

marktpartijen succesvol zijn. 

In 2017 zulle nieuwe technologieën met beperkte energie-inhoud (vb. batterijen) en ook 

residentiele flexibiliteit kunnen deelnemen aan levering van FCR. ELIA wil tegen 2019 

een generiek FCR-product in de markt zetten ter vervanging van de huidige 

productmix. Dit generiek FCR-product zal technologieneutraal zijn en open voor alle 

leveringspunten aangesloten op ELIA- en/of distributienet. Onderstaande tabel geeft 

een overzicht van de huidige FCR producten en de mogelijke leveringspunten. 

R1 product 

Type 

Asymmetric 

up/down 

Symmetric 100 / 

200 Mhz 

CIPU 

Non CIPU 

TSO DSO TSO DSO 

R1 down NA R1 down R1 down 

R1 up (NA) NA R1 up R1 up 

R1 Sym NA R1 Sym R1 Sym 




2.2 Evoluties aFRR 

De onzekerheid over de toekomstige evolutie van het generatiepark van gasgestookte 

eenheden in België creëert ook onzekerheid met betrekking tot de beschikbaarheid en 

het aanbod van volumes voor aFRR. ELIA zet dan ook enerzijds in op de Europese 

integratie maar deze piste is technisch complex (verschillende productdesign tussen de 

TSOs) en vereist grensoverschrijdende transportcapaciteit. Anderzijds streeft ELIA 

verder naar diversificatie o.a. via het reeds vermelde pilootproject R2 non-CIPU om de 

deelname van (geaggregeerde) belasting en gedecentraliseerde productie aan de 

levering van aFRR te onderzoeken. 

2.3 Evoluties mFRR 

Vanaf 2017 vervangt ELIA de twee bestaande producten voor gereserveerde tertiaire 

regeling (R3 Productie respectievelijk R3DP) door twee nieuwe producten (mFRR 

standard respectievelijk mFRR flex) die technologieneutraal zijn en open staan voor 

zowel CIPU- als niet-CIPU-eenheden. Vraagbeheer kan deelnemen aan alle mFFRproducten. 

De definitie en kalibratie van de producten is vooral gericht op de 

systeembehoeften en de nood voor activering. 

De twee nieuwe producten zijn verschillend op het gebied van het maximale aantal 

activeringen tijdens de contractperiode, het maximale aantal activeringsuren en de 

minimale duurtijd tussen twee opeenvolgende activeringen. 

Tabel 2: Evolutie portfolio production tertiaire regeling (mFRR) 

Standard 

(TSO & DSO) 

Specific 

(TSO & DSO) 

CIPU Non-CIPU CIPU Non-CIPU 

R3 Prod 

(€) 

- R3DP 

ICH (€) 

- Standard 

(TSO & DSO) 

Specific 

(TSO & DSO) 

mFRR 

standard (€) 

mFRR flex 

(€) 

mFRR standard 

mFRR flex 

ICH (€) 

Bovenop de gereserveerde mFRR stelt ELIA voor om via het pilootproject BidLadder 

vrije biedingen van flexibiliteit afkomstig van niet-CIPU-eenheden toe te laten tot de 

balancing markt (Fig. 1). Daartoe wil ELIA vanaf 1/7/2017 een biedplatform in de markt 

zetten waarop alle marktpartijen (ook individuele netgebruikers en onafhankelijke 

aggregatoren) hun flexibiliteit kunnen aanbieden. 

In eerste instantie zal op dit platform flexibiliteit afkomstig van leveringspunten 

aangesloten op het ELIA-net kunnen worden aangeboden. De ambitie is om, in tweede 

instantie en in overleg met de distributienetbeheerders, ook flexibiliteit afkomstig van 

leveringspunten aangesloten op het distributienet te kunnen aanbieden. 

De oprichting van een pilootproject BidLadder interfereert echter sterk met de 

problematiek van de energieoverdracht (zgn. transfer of energy). De volledige realisatie 

van het pilootproject BidLadder is afhankelijk van de tijdige uitwerking van het wettelijk 

kader terzake. 




(R1/)R2 

Free 

Bids 

• Today: only by BRP via 

CIPU 

• BidLadder Pilot: also 

BSP offering non-CIPU 

generaJon & load 

R3 Prod R3DP ICH 

Fig. 1: De huidige (2016) merit order voor balancing 

Via dit pilootproject wil ELIA de liquiditeit in de balancingmarkt bevorderen door vooral 

vraagbeheer toe te laten op kwartierbasis hun beschikbare flexibiliteit aan te bieden. 

Daartoe dient niet enkel een nieuw marktmodel ontwikkeld te worden dat de 

energieoverdracht faciliteert maar dient ook de complexe gegevensuitwisseling 

opgezet te worden om de betrokken partijen juist te informeren over de geactiveerde 

flexibiliteit alsook de correcte toekenning van de mogelijke onevenwichten. Op termijn 

is het bovendien de bedoeling dat alle mFRR, zowel de gereserveerde (R3 flex en R3 

standard) als de vrije biedingen, aan Elia aangeboden kan worden via het biedplatform 

waarvoor in het kader van dit pilootproject de eerste ontwikkelingen worden gedaan en 

dat dan open is voor alle marktpartijen. 

In 2016 werd een laatste keer de jaarlijkse veiling (voor levering in 2017) voor ICH 

gehouden, daarna houdt dit product op te bestaan. De huidige aanbieders kunnen dan 

terecht bij de nieuwe producten R3 flex of R3 standard of kunnen op Bidladder hun 

beschikbare flexibiliteit op kwartierbasis aanbieden. 

Tevens voorziet ELIA in de toekomst in functie van het in voege treden van de Europese 

netwerk codes de introductie van een tertiaire neerwaartse reserve (mFRR down). Deze 

kunnen ELIA bijstaan in situaties van grote overschotten op het net of in situaties van 

incompressibiliteit (veel wind en zon, maar weinig belasting). 

Als besluit kunnen we stellen dat ELIA volgende stappen onderneemt in haar 

meerjarenplan 2017-2020: 

• Technologieneutraal maken van de productportfolio, ongeacht het 

spanningsniveau 

• Blijvende (technologische) diversificatie in product design; 

• Bevorderen van concurrentie tussen aanbieders van balancing reserve (mFRR flex, 

mFRR standard) en vrije biedingen (pilootproject Bidladder); 

• Ontwikkelen van één biedplatform voor het capteren van mFRR-biedingen en in 

concurrentie stellen van biedingen afkomstig van gereserveerde mFRR en vrije 

biedingen voor mFRR in een gezamelijke merit order (2018/2019); 

• Grensoverschrijdende samenwerking inzake FCR, aFRR en mFRR m.b.t. het 

ontwikkelen van regionale (gestandaardiseerde) processen en contracten. 




3 EUROPESE NETWERK CODES ALS GROTE DRIJFVEER 

De integratie van de Europese balancing markten, onder impuls van de Network Code 

on Electricity Balancing (of Electricity Balancing Guideline) en de Guideline for System 

Operations heeft tot doel welvaartsverhogend te werken. Deze integratie zal op lange 

termijn mogelijks leiden tot een verhoogde convergentie van de prijzen voor de 

reserves met de buurlanden door internationale aankopen van reserves. 

De komst van deze Network Codes zullen een ingrijpende impact hebben op het 

design, de aankoop en de activatie van onze producten voor balancing. 

Volgende bepalingen kunnen we alvast vermelden 

• Het opzetten van een Europees balancing platform voor de uitwisseling van 

balancing energie volgens een gemeenschappelijk merit order met optimalisatie 

van alle biedingen 

• De harmonisatie (standaardisatie) van balancing producten en de regels met 

betrekking tot vergoedingen 

• Het vastleggen van minimum regels m.b.t. het aankopen en de uitwisseling van 

gereserveerde balancing energie. 

• Op korte termijn aankopen van gereserveerde balancing energie 

• De introductie van de marktrol van Balancing Service Provider (BSP) naast die van 

de Balacing Responsible Party (BRP) 

De deadlines voorzien door Europa voor de implementatie van de netwerk codes zijn 

ambitieus, ook met betrekking tot de die aspecten die van belang zijn voor de 

balancing markt en de bijhorende producten en vraagbeheer. In samenwerking met de 

relevante overheden en regulatoren en in nauw overleg met alle marktpartijen en 

andere spelers in binnen- en buitenland plant ELIA deze ambitie mee waar te maken. 

Enerzijds passen de in hoofdstuk 2 geschetste evoluties met betrekking tot de 

producten voor balancing reeds in deze context. De inspanningen van ELIA 

vertegenwoordigen zo goed als mogelijk al de geest van de netwerk codes. Anderzijds 

is het belangrijk om er ook voor te zorgen dat het Belgische wettelijke en regulatoire 

kader mee worden aangepast om de inwerkingtreding van deze nieuwe Europese 

wetgeving niet te blokkeren, maar integendeel mee te faciliteren. Dit impliceert o.a. 

aanpassingen aan het federaal technisch reglement, maar mogelijks ook aan het 

contractueel kader en de structuur van en de principes achter de documenten die door 

de regulator(en) dienen goedgekeurd te worden. 




BESLUIT 

De voorbije 5 jaar heeft vraagbeheer een onmiskenbare plaats verworven in ELIA’s 

productportfolio voor balancing. Succesvolle pilootprojecten en producten werden 

samen met marktpartijen en regulatoren gelanceerd en vandaag wordt al een significant 

volume van ELIA’s reserves en balancing energie geleverd door middel van 

vraagbeheer. Het is duidelijk dat ELIA en België een voortrekkersrol spelen in de 

integratie van vraagbeheer in de balancing. 

De ambitie is om deze evolutie ook de komende jaren verder te zetten en zelfs te 

intensifiëren. Door globaal een technologie-neutrale aanpak na te streven worden ook 

voor vraagbeheer de markten verder opengezet. 

Dit past dan ook in een ruimere marktvisie van ELIA waarbij wordt ingezet op evoluties 

die toelaten meer volumes en liquiditeit in haar balancing portfolio te bereiken, maar 

waarvan ook andere aspecten zoals Europese marktintegratie, het optimaliseren van het 

operationeel model (vb: flow-based) als ook de samenwerking met 

distributienetbeheerders deel uitmaken. 




REFERENTIES 

[1] Elia Users’ Group, WG Balancing (beschikbaar online: 

http://publications.elia.be/upload/UG_upload/TIJSQIH9PY.pdf) 

[2] Elia, Studie over de nood aan ‘adequacy’ en flexibiliteit in het Belgische 

elektriciteitssysteem, April 2016 (beschikbaar online: http://www.elia.be/nl/overelia/publications/studies) 

[3] Elia, Studie over de nood aan ‘adequacy’ en flexibiliteit in het Belgische 

elektriciteitssysteem, September 2016 (beschikbaar online: http://www.elia.be/nl/overelia/publications/studies 

) 

[4] Elia Users’ Group, WG Balancing (beschikbaar online: http://www.elia.be/nl/usersgroup/Werkgroep-balancing/Agenda-ad-hoc-werkgroep-balancing) 

DE AUTEURS 

Hans Vandenbroucke is afgestudeerd als Master Handelsingenieur aan 

de KULeuven en behaalde een MBA aan de KULeuven – ESADE 

(Barcelona). Hij startte zijn loopbaan bij Electrabel. Sinds 2007 is hij 

werkzaam bij ELIA en momenteel verantwoordelijk voor de 

ontwikkeling van het Belgisch marktmodel binnen het departement 

Market Development. 

Patrik Buijs is afgestudeerd als Master Handelsingenieur aan de 

KULeuven en behaalde een doctoraat in de ingenieurswetenschappen 

aan de afdeling Elektrotechniek van de KULeuven. Sinds 2011 is hij 

werkzaam bij Elia en betrokken bij verschillende Belgische 

marktontwikkelingen vanuit het departement Market Development. 


THE SOLUTION FOR 

ELECTRICAL SYSTEMS: DEMAND RESPONSE? 

Dominique WOITRIN, ACER- Board of Appeal 

Summary 

Résumé 

Samenvatting 

The stability of the Belgian and European electricity systems is no longer guaranteed, as was the case in 

the past (prior to 2000), by historical actors in national markets: they are now subject to competition from 

different suppliers with/without their own means of production, and no longer have a (moral) obligation 

of promoting national stability vis-a-vis their tutelary states. Furthermore, the massive influx of 

(subsidised) renewable energy that is not controllable and legally imposed on the grids weighs heavily 

on historical production systems in terms of prices and their duration of use. The consequence of these 

two issues places (too much) pressure on the investment in modular production: consequently, even the 

refurbishment of the obsolete plants is no longer carried out. During peak consumption, significant price 

increases sometimes occur and a risk of shortages appear with possible power outages in order to avoid 

a complete black-out. The time of the active consumer has arrived. Consumers can/will have to 

participate in the European electricity balance by adjusting their consumption in accordance with 

eventual production. It is the answer to the query “Demand Response DR”. 

L’équilibre des systèmes électriques belge et européen n’est plus assuré comme par le passé (avant 

2000) par les acteurs historiques des marchés nationaux: ceux-ci sont désormais soumis à la concurrence 

de différents fournisseurs avec/sans production propre et n’ont plus d’obligation (morale) d’équilibre 

national vis-à-vis de leurs états tutélaires. De plus l’arrivée massive d’énergie renouvelable (subsidiée) 

non contrôlable et imposée légalement sur les réseaux soumet les productions historiques à une 

pression tant sur les prix que sur leurs durées d’utilisation. La conséquence de ces deux faits met une 

(trop) grande pression sur les investissements en production modulable: en conséquence même le 

renouvellement des centrales obsolètes ne se fait plus. Lors des pics de consommation, des hausses de 

prix parfois très importantes se produisent et un risque de pénurie apparait avec des délestages à 

prévoir afin d’éviter un black-out. Le temps du consom-acteur est arrivé. Les consommateurs 

peuvent/devront participer à l’équilibre électrique européen en modulant leur consommation en 

fonction des productions possibles. C’est la réponse de la demande “Demand Respons DR”. 

Het evenwicht van de Belgische en Europese elektriciteitssystemen wordt niet meer verzekerd zoals 

vroeger (voor 2000): door de historische spelers van de nationale markten. Deze spelers moeten nu 

concurreren met verschillende leveranciers met/zonder eigen productie en zijn niet meer (moreel) 

verplicht om in te staan voor het nationaal evenwicht van hun voogdijstaten. De prijzen en de 

gebruiksduur van de historische productie komen ook onder druk te staan als gevolg van een 

aanzienlijke (gesubsidieerde) en wettelijk opgelegde hoeveelheid niet controleerbare hernieuwbare 

energie in de netten. Bijgevolg wordt er (te) veel druk gelegd op de investeringen in moduleerbare 

productie: daardoor worden zelfs verouderde centrales niet meer vernieuwd. Tijdens verbruikspieken 

worden soms zeer hoge prijsstijgingen waargenomen en ontstaat er een risico op schaarste waardoor er 

afschakelingen moeten voorzien worden om een black-out te vermijden. De tijd van de consum-actor is 

aangebroken. De consumenten kunnen/zullen moeten deelnemen aan het Europese elektrische 

evenwicht door hun verbruik te moduleren in functie van de mogelijke productie. Dit is de vraagrespons 

“Demand Response (DR)”. 


The solution for electrical systems: Demand Response? – Dominique Woitrin 

CONSOMMATION = PRODUCTION (À 50 HERTZ) 

1 NOTRE PROBLEME: L’EQUILIBRE DES SYSTEMES ELECTRIQUES BELGE ET 

EUROPEEN. 

Le titre choisi est banal dans le monde industriel et des marchés… 

Dans notre cas précis, ce n’est pas d’un équilibre à court, moyen ou long terme dont il 

s’agit, surtout économique et régi par la loi de l’offre et de la demande, mais bien de 

celui atteint, physiquement, chaque (milli) seconde en tout endroit du réseau (système) 

électrique interconnecté belge et européen, oscillant à la fréquence de 50 Hertz (50 fois 

par seconde). Contrairement à d’autres biens de consommation, l’électricité est peu et 

difficilement stockable, techniquement et économiquement. Cette énergie (électrique) 

est un des piliers majeurs de notre société tant du point de vue économique que du « 

vivre ensemble ». Sa continuité est garantie par l’équilibre physique inhérent à cette 

énergie, elle est donc éminemment « socialisée ». Une rupture de cet équilibre est 

catastrophique tant pour les producteurs (revenus) que les consommateurs 

(activités)…sans parler des conséquences humaines d’un black-out qui peuvent être 

dramatiques. 

Un fait nouveau: la production électrique n’est plus aussi fiable et continue comme 

auparavant au XXème siècle, soit avant la libéralisation en Europe et la prise de 

conscience du réchauffement climatique dû à l’activité humaine. 

2 SITUATION ACTUELLE DU SYSTEME ELECTRIQUE 

Les productions d’énergie « classiques » sont devenues moins fiables: la majorité des 

centrales actuelles vieillissent (30 ans ou plus) et sont sujettes à des défectuosités 

techniques plus fréquentes. Ceci est dû à l’obsolescence des multiples composants de 

ces centrales électriques, qu’elles soient au gaz, au charbon, hydrauliques ou nucléaires, 

même si elles sont prolongées par certains investissements « de jouvence ». Les 

dernières années, mois, semaines ont d’ailleurs confirmé cet état de fait, entre autres 

pour nos centrales nucléaires. De plus les moyens de production en réserve 

(surabondant avant la libéralisation, car très « nationaux ») s’amoindrissent d’année en 

année, par manque de rentabilité, en regard des prix de marché, dans le contexte 

européen. Les « réserves » qui existaient étaient alors suffisantes pour rencontrer à la 

fois des déclenchements techniques et les pointes de consommation, particulièrement 

les pointes « de midi et du soir » en hiver. Actuellement, la pointe de midi a la plupart 

du temps disparu du fait de la production photovoltaïque importante, mais celle du soir 

existe encore. S’il n’y a pas de vent et donc peu de production éolienne, cette pointe 

est encore plus gênante. 

La libéralisation du marché avec des échanges selon les lois (commerciales) de l’offre et 

de la demande implique plus de flexibilité transnationale. D’autres facteurs 

économiques (marchés en concurrence européenne avec des prix plus volatils) font 



diminuer également les investissements de remplacement par manque de visibilité sur 

la rentabilité à moyen/long terme. Les dernières années ont d’ailleurs confirmé cette 

inéluctable pénurie d’investissements « classiques » dans toute l’Europe. Les causes 

sont diverses et à rechercher notamment dans la politique de subventionnement des 

énergies renouvelables, de certains combustibles polluants (mines de lignite en 

Allemagne) et de la découverte de « shale gas » à prix très bas aux Etats-Unis qui a fait 

s’effondrer le prix de leur charbon exporté. Ces différentes causes ont perturbé le 

fonctionnement du marché de l’électricité. C’est aussi une des conséquences de 

l’ouverture des marchés auparavant cloisonnés et nationaux; les échanges entre pays se 

bornaient autrefois à un soutien en secours lors de déclenchements imprévus. Chaque 

état (acteur historique national) devait « jalousement » veiller à son équilibre en 

comptant sur ses propres moyens de production en monopoles plus ou moins régulés 

ou étatisés. Aujourd’hui, les fournisseurs se procurent l’énergie électrique nécessaire à 

leurs clients soit auprès de (leur) production nationale soit sur le marché national ou 

européen, dans la mesure où les interconnections transfrontalières ont une capacité 

suffisante. Les productions nationales classiques soumises à cette concurrence ne sont 

parfois plus compétitives et doivent s’effacer temporairement ou définitivement. 

Par ailleurs, le réchauffement climatique impose de diminuer drastiquement toutes nos 

émissions gazeuses, produites notamment par les centrales électriques à combustibles 

fossiles, majoritairement importés en Europe… Cela vient encore d’être confirmé à Paris 

lors de la récente conférence COP 21 et à Marrakesh COP 22. La Belgique est un bon 

élève pour le CO2, au contraire de l'Allemagne et du Danemark...Avec l'aide d'un 

énergéticien (EBL/Engie) qui déclare s'écarter « officiellement » du nucléaire, "une 

énergie du passé". Dans le contexte belge, le discours est différent pour des raisons 

financières. Le président d’Engie, G. Mestrallet, l’un des acteurs mondiaux de l’énergie, 

a lui-même confirmé dans la préface qu’il signe dans le livret récemment paru 

"L'Energie en état de choc" Eyrolles, douze contributions diverses étonnantes: 

· ...monde ancien 

· Le monde nouveau, c'est un monde dans lequel la structure énergétique est 

décentralisée, décarbonée, digitalisée, et cela change tout. On ne reviendra plus au 

monde ancien... 

Il le confirme aussi dans un entretien avec « L’Echo » du 23 décembre 2015: 

Une transition énergétique vers une production durable, locale mais aussi 

interconnectée européenne, basée sur les flux solaires ou dérivés, le stockage et la 

gestion de la demande, avec le moins possible de production fossile (charbon, pétrole, 

gaz, nucléaire…) carbonée ou non est en marche partout dans le monde et 

particulièrement en Europe. 

Les « nouvelles productions » avec des énergies renouvelables « gratuites » basées sur 

les flux naturels (et non plus sur les réserves fossiles limitées au terme de leur 

exploitation économique) sont par nature intermittentes: soleil, vent, marées… 



L’adéquation de la production avec la consommation se complique donc encore avec 

certaines productions par nature non gérables puisque basées sur les flux naturels: 

soleil, vent,... En dehors de la production renouvelable par la biomasse, ces productions 

renouvelables imposent un autre modèle de consommation, plus flexible. 

Les 4 piliers de l’électricité de demain seront donc: 

• La production (renouvelable) et classique en soutien, si nécessaire à long terme, 

• Les échanges d’énergie transfrontaliers, par « le marché » et la production non 

modulable, 

• le stockage, 

• la gestion de la demande: il faudra donc capter la flexibilité de la demande. 

3 SOLUTION AU PROBLEME POSE 

Ces deux faits (non remplacement des productions classiques « en réserve » et 

nouvelles énergies intermittentes) imposent une rupture idéologique d’avec le 

paradigme du passé « équilibre de la production » (production adequacy) en vigueur 

depuis le début des réseaux électriques, il y a plus de 150 ans. C’est maintenant d’ « 

équilibre du système » (system adequacy & security) dont on doit parler. Tout système 

ou marché comporte au moins deux acteurs: la fourniture (production) et la demande 

(consommation). 

Malheureusement la (nouvelle) production intermittente (dictée par les flux naturels) 

n’est pas aussi réglable et continue que (normalement) celle basée sur un stock (fossile 

ou hydraulique). Il n’y a que la production hydraulique (partiellement) ou biomasse 

(limitée) qui est à la fois renouvelable et facilement réglable. La production nucléaire 

pourrait aussi être assez facilement modulable, comme elle l’est partout dans le 

monde…mais pas encore en Belgique: nos 7 centrales nucléaires, en service 

actuellement, n’ont pas eu cette capacité de modulation pour des raisons purement 

financières. Cela va changer prochainement (2017 ?). Sans cette modulation, cela 

pourrait d’ailleurs dans le futur proche amener à des difficultés d’exploitation du 

système lors de creux de consommation avec beaucoup d’énergie renouvelable 

disponible et réglementairement prioritairement injectée dans le réseau, car « gratuite » 

ou du moins à coût marginal quasi nul.. 

En regard de la moindre fiabilité des productions classiques (l’effet de portefeuille 

disparaît avec les réserves et la fragmentation du marché) et de l’intermittence des 

productions renouvelables, la consommation présente, elle, une remarquable 



prévisibilité, du moins globalement. C’est pourquoi, avec l’utilisation des nouvelles 

technologies, un portefeuille de consommations « nettes », géré par les fournisseurs ou 

des agrégateurs, peut aisément, avec l’utilisation des nouvelles technologies, présenter 

une souplesse d’effacement qui peut rencontrer la moindre continuité de la production 

(classique et renouvelable), ou simplement les besoins de pointe très limités dans le 

temps, notamment quelques heures par jour en hiver, mais pas seulement. Cela peut 

réduire d’autant les besoins de lourds investissements en stockage ou en capacité de 

production de réserve ou de pointe...Accessoirement cette même flexibilité de la 

demande pourrait aussi absorber des surplus de production lors de creux de 

consommation « normaux » éventuels. 

La rencontre de la pointe d’utilisation du système (tous les jours de l’année) s’effectue 

alors simplement par effacement de parties de la consommation automatiquement (le 

temps de réaction est trop court que pour le laisser à une action humaine), avec l’accord 

des consommateurs contractés (y compris de plus petits), comme antérieurement 

(uniquement) avec certains gros consommateurs pour les réserves secondaires et 

tertiaires. Cela est très souvent moins coûteux que d’investir dans des moyens de 

production de pointe. La réponse à la pointe sera alors apportée par le marché soit par 

la production de pointe et le déstockage depuis des centrales d’accumulation par 

pompage ou d’autres nouveaux moyens de stockage de l’électricité comme les 

batteries des véhicules électriques ou fixes (Tesla,…), soit par effacement temporaire de 

la demande: que le plus économique gagne ! La gestion de la demande peut se faire 

aussi par accumulation de stocks tampons dans les processus interruptibles, que ce soit 

de produits semi-finis (chlore, acier…) ou des réservoirs d’eau, ou des stocks thermiques 

froid ou chauds, ou… 

Il est vrai que l’effacement (volontaire) de pointes de consommation individuelle ne doit 

pas nécessairement supprimer d’éventuelles économies d’énergie ou le déplacement 

de ces consommations « effacées » vers d’autres moments où la production peut être 

plus abondante. La fourniture (par la production) reste bien sur le pilier central du 

système électrique ; il faut donc veiller à favoriser les investissements nécessaires, au 

moindre coût sociétal, en moyens de productions notamment localisés dans la zone de 

réglage, indispensables au maintien du système physique de l’électricité (énergie 

réactive, maintien de la tension), ou en moyens d’importation « du marché » européen. 

Ceci est vrai pour l’énergie (MWh) nécessaire à notre vivre ensemble, dans une 

économie développée, industrialisée et ouverte. C’est aussi vrai pour la capacité de 

pointe (Puissance en MW) qui peut elle être assurée aussi par les nouveaux moyens 

d’équilibre physique indispensable à l’électricité, que ce soit du (dé)stockage ou ceux 

que peut présenter la consommation en diminution ou augmentation volontaire, (semi) 

automatique 



Les graphiques qui suivent indiquent la très faible utilisation de la pointe lors des hivers 

passés en Belgique, et donc que: 

2 GW ne sont nécessaires que moins de 100 heures par an. 

Cette pointe (capacité en réserve) peut bien sûr être aussi assurée par des importations 

à ces moments critiques à condition que nos voisins disposent de cette capacité et n’en 

aient pas eux même l’utilisation… Cela demande aussi que nos lignes d’interconnexion 

soient suffisantes et disponibles pour l’importation nette, malgré les flux de transit, 

partiellement gérables. La Belgique est un des pays d’Europe le mieux relié à ses voisins 

et des capacités supplémentaires vers l’Angleterre et l’Allemagne sont en cours de 

réalisation d’ici 2 à 3 ans ; notre capacité d’importation (> 6500 MW) va atteindre plus 

de la moitié de notre pointe. La solution la plus sûre (et parfois imposée par une vague 

de froid européenne) est d’assurer cette pointe dans la zone de réglage, que ce soit par 

de la production (très coûteuse car peu mise en service) ou par des diminutions 

volontaires de la consommation. 



Il faut donc mettre à égalité la production et la consommation 

dans l’équilibre du système électrique belge (et européen), à tous points de vue. 

Cela implique les mêmes conditions contractuelles (prix compétitifs, durée des 

contrats,…) les mêmes « droits et devoirs » pour un même service rendu, tant des 

consommateurs flexibles que des producteurs, ou que des fournisseurs (ARP/BRP), 

responsables in fine de l’équilibre de leur portefeuille, sous peine de sanction financière 

par le gestionnaire de réseau, responsable de l’équilibre "balancing" de la zone de 

réglage. Il faut favoriser la généralisation des compteurs intelligents communicants 

bidirectionnels, (coût pour le bénéficiaire) y compris avec des comptages localisés de 

sous processus, où c’est utile…avec des consommateurs « conscientisées » permettant 

la gestion de la demande « automatisée » sur différents signaux: prix, limitation 

volontaire et /ou contractuelle (réserves GRT et ARP’s)…Cela permettra à une fraction 

importante (10 % en moyenne ou plus selon la période de la journée, de la semaine ?) 

de la consommation de répondre, sur un même pied que la production, aux signaux 

utiles au réseau (équilibre du système) comme au consommateur (prix et évitement de 

délestage non programmé)…L’Internet et/ou les télécommunications sont impliqués 

dans cette évolution. Il faudra donc veiller à la continuité des signaux envoyés chez/par 

les consommateurs « actifs » surtout dans les situations de délestage/pannes de parties 

du réseau électrique. La sécurisation et la confidentialité de ces signaux devront aussi 

être assurées. 



CONCLUSION: INTÉRÊT DE CETTE SOLUTION 

Le Gain est majeur pour tous les consommateurs 

Enfin mis à égalité de traitement avec les producteurs: « win-win pour tous ». Les 

consommateurs (industriels) y trouvent plusieurs avantages majeurs: 

1. Meilleure garantie de fourniture continue globalement même avec des 

productions de plus en plus intermittentes (inéluctable car moins fiables et/ou 

renouvelables non continues) ; suppression de délestages ou de black-out 

éventuels par la solidarité du système électrique, 

2. Avantage financier pour l’apporteur de flexibilité. Vente (profit net) de leur 

flexibilité volontaire, notamment à des agrégateurs, 

3. Partage sociétal du profit final de ce nouvel outil du système électrique 

4. Pression sur les prix de pointe et donc sur les prix moyens et lissage de ceux-ci, 

5. Opportunité d’étude approfondie de leurs processus en vue aussi d’économies 

d’énergie 

6. Rétablissement d’un nouvel équilibre avec les fournisseurs/producteurs d’énergie 

et obtention de meilleures conditions contractuelles 

THE AUTHOR 

Membre du conseil d’appel –BoA- de l’Agence européenne de 

l’Energie –ACER- depuis novembre 2016 et consultant 

indépendant depuis septembre 2013 . 

Directeur de le Commission (belge) de Régulation de l’Électricité 

et du Gaz –CREG- de 2007 à 2013. 

Ingénieur civil électromécanicien de l’université Catholique de 

Louvain avec une formation en économie pure et au CEPAC de 

l’ULB. Il a passé la plus grande partie de sa carrière au sein de la 

division Ingénierie de Tractebel (Engie) pour des projets de 

centrales classiques et nucléaires en Belgique et à l’étranger ainsi que sur le 

développement du réseau électrique belge. 


CALCUL DU CHAMP ELECTRIQUE INDUIT EN 

BELGIQUE LORS D’EVENTUELLES TEMPETES 

SOLAIRES 

Jean Louis VAN ECK, PROFESSEUR EMERITE DE L’UNIVERSITE LIBRE DE BRUXELLES 

Electric currents generated in the upper atmosphere by solar storms induce an electric field on 

the surface of the Earth. 

Summary 

Here we present a very simple approximated computational method which allows to 

determine an order of magnitude of the maximum electric field, as a function of a linear 

variation of the terrestrial magnetic field. This computational method is applied to Belgium 

and to other locations on Earth. Our results are compared to those obtained by the exact 

calculation presented elsewhere in the scientific literature. 

The induced electric field can generate almost continuous electric currents in high-voltage 

power lines, that may give rise to disturbances in electric transformers connected to the line. 

Les courants électriques créés dans la haute atmosphère par les tempêtes solaires sont 

susceptibles d’induire un champ électrique à la surface de la terre. 

Résumé 

On présente dans cet article une méthode de calcul approché très simple qui permet de 

déterminer un ordre de grandeur du champ électrique induit maximum, en fonction d’une 

variation linéaire du champ magnétique terrestre. Cette méthode approchée a été appliquée 

à la Belgique et a aussi été confrontée avec les résultats de la méthode exacte présentée par 

ailleurs dans la littérature scientifique. 

Le champ électrique induit peut créer des courants presque continus dans les lignes à haute 

tension, courants susceptibles d’engendrer des perturbations dans les transformateurs 

d’extrémité. 

De elektrische stromen die in de hoge atmosfeer ontstaan ten gevolge van zonnestormen, 

induceren een elektrisch veld aan de oppervlakte van de aarde. 

Samenvatting 

In dit artikel wordt een eenvoudige berekeningsmethode voorgesteld die toelaat de 

grootteorde te bepalen van het maximum van dit geïnduceerd elektrisch veld, in functie van 

de variaties van het magnetisch veld van de aarde. Deze methode wordt toegepast op België 

en op andere regio’s in de wereld. De resultaten worden vergeleken met deze verkregen door 

de exacte berekening die elders in de wetenschappelijke literatuur voorgesteld wordt. 

Het geïnduceerd elektrisch veld kan quasi-gelijkstromen teweegbrengen in de 

hoogspanningslijnen. Hierdoor kunnen ernstige storingen optreden in de transformatoren 

aangesloten op deze lijnen. 


Calcul du champ électrique induit en Belgique lors d’éventuelles tempêtes solaires – Jean Louis VAN ECK 


Depuis quelques années plusieurs revues scientifiques, la grande presse et des 

organismes comme la NASA ont attiré l’attention sur le phénomène physique des 

tempêtes solaires. La revue E de la SRBE a consacré un numéro spécial (avril-juin 2014) 

à ce phénomène. Six articles écrits par des spécialistes de l’Observatoire Royal de 

Belgique, de l’Institut d’Aéronomie Spatiale, de l’Institut Royal Météorologique ainsi 

que par des professeurs et des ingénieurs de l’industrie, ont fait le point de la question. 

Les aspects physiques comme les effets potentiels des tempêtes solaires sur les lignes à 

haute tension y sont analysés. 

Le présent article complète la présentation faite dans la revue qui s’était limitée au 

régime sinusoïdal et particularise les effets à la Belgique. On y décrit une méthode de 

calcul approchée très simple du champ électrique induit, à partir de mesures des 

variations du champ magnétique terrestre. Ces variations sont enregistrées 

régulièrement et publiées par les centres de géophysique, en particulier par celui de 

Dourbes dans le Sud du pays. 

1 TERRE DE CONDUCTIVITE UNIFORME 

Figure 1 

L’onde électromagnétique Ey - Bx supposée plane se propage du ciel vers la terre dans le sens de l’axe z. 

La différence de potentiel induite dans la terre due aux phénomènes ionosphériques 

résultant de phénomènes solaires peut être calculée de différentes façons [1], [2] et [3]. 

On supposera dans un premier temps que les courants ionosphériques sont sinusoïdaux 

de pulsation ω. Ils créent une onde électromagnétique plane se propageant du ciel vers 

la terre dans le sens positif de l’axe z (figure 1) ; la terre elle-même est supposée 

plane [4]. La propagation de cette onde dans la terre, milieu partiellement conducteur, 

est un problème classique d’électromagnétisme [5]. 

On peut établir la relation magnétotellurique valable en régime sinusoïdal [3] qui relie le 

champ électrique induit à la surface de la terre à la composante horizontale du champ 

d’induction. Les champs sont représentés par leur phaseur (grandeur complexe) 

fonction de la pulsation ω 

E y = - (Z/µ 0) B x (1) 



Dans cette expression Z est appelée impédance de surface, fonction de la pulsation ω 

et de la conductivité électrique de la terre. 

Dans le cas d’une terre de conductivité uniforme σ l’impédance de surface vaut [6] et 

[7]: 

Z = (1+j). (ωµ 0/2σ) 1/2 (2) 

En remplaçant dans l’expression du champ (1) 

E y = - (1 + j). (ω/2σµ 0) 1/2 B x (3) 

La relation (3) peut encore s’écrire : 

E y = - (jω/σµ 0) 1/2 . B x (4) 

Mais il est évident que les courants ionosphériques ne sont pas sinusoïdaux. A partir de 

l’expression (4), en utilisant le calcul opérationnel, le Français L. Cagnard a établi, dans 

un article déjà ancien [6], la relation temporelle entre les deux champs en unités 

cgs mais n’en donne pas la démonstration. R. Pirjola démontre dans plusieurs articles 

cette relation dans le Système International et l’utilise [4] et [7]. On en rappellera ici 

succinctement la démonstration car la suite s’en inspire. 

On désigne par E y(p) et B x(p) les transformées de Laplace des champs fonction du 

temps E y(t) et B x(t). Ces fonctions du temps sont des fonctions appliquées, c’est-à-dire 

nulles pour les temps négatifs. On supposera aussi qu’elles sont nulles en t = 0. 

La grandeur p est complexe du type α + jω. 

E y(p) = L[E y(t)] et B x(p) = L [B x(t)] 

où L représente la transformée de Laplace de la fonction du temps. 

On démontre que la relation entre les transformées s’écrit 

E y(p) = - (p/σµ 0) 1/2 . B x(p) (5) 

Il suffit alors d’appliquer les règles du calcul opérationnel. La relation (5) montre que la 

fonction de transfert entre les grandeurs E y(p) et B x(p) vaut : 

H(p) = - (p/σµ 0) 1/2 (6) 

Le théorème de Carson donne directement le champ E y(t) : 

t ' 

E y t = g τ . B x t-τ dτ 

0 

B x’(t) est la dérivée par rapport au temps du champ d’induction. 

(7) 



La fonction g(t) est la réponse unitaire du système dont la transformée G(p) vaut : 

G(p) = H(p) / p (8) 

Et en tenant compte de la relation (6) on trouve : 

G(p) = - (pσµ 0) -1/2 (9) 

La transformée de Laplace inverse de la fonction p -1/2 est donnée par (8) : 

L -1 (p -1/2 ) = (π t) -1/2 (10) 

Donc la réponse unitaire vaut ici : 

g(t) = - (πσµ 0) -1/2 t -1/2 (11) 

En remplaçant dans la relation (7) on trouve l’expression cherchée du champ électrique 

fonction du temps, en fonction de la dérivée du champ d’induction aussi fonction du 

temps 

2 3 t 

4 

E y t = − πσµ 0 

τ 23 4 

5 

. B x 

' 

t − τ dτ (12) 

On peut aussi choisir une autre expression du théorème de Carson ; les deux sont 

strictement équivalentes : 

2 3 t 

4 

E y t = − πσµ 0 

(t − τ) 23 4 

5 

. B x 

' 

τ dτ (13) 

Les formules (11) et (13) ont permis à Pirjola de calculer le champ induit dans le cas où la 

variation du champ d’induction est une rampe commençant à l’instant zéro. 

B x(t) = b.t.u(t) 

où u(t) est la fonction unitaire 

u(t) = 0 pour t ˂ 0 et u(t) = 1 pour t > 0 

On trouve alors à partir de la relation (12) 

E y(t) = - 2 b (t/πμ 0σ) 1/2 u(t) (14) 



2 IMPEDANCE DE SURFACE EN BELGIQUE 

Le sol de la Belgique n’est pas de conductivité uniforme. On peut considérer en 

première approximation qu’il est constitué de trois couches différentes d’épaisseur d n 

pour la partie Nord et la partie Sud de la Belgique, comme l’indique le tableau 1 [9]. Les 

formules précédentes ne sont donc pas d’application. 

Tableau 1 

Caractéristiques du sol en Belgique [9] 

Nord Nord Sud Sud 

couche d σ d σ 

km Ω -1 m -1 km Ω -1 m -1 

1 

2 

3 

0,25 

100 

∞ 

0,1 

2,5.10 -2 

5.10 -2 ∞ 

3,3.10 -4 

100 

1.10 -2 

3,3.10 -4 

5.10 -2 

Il faut remarquer que les valeurs de conductivité et d’épaisseur des couches 

mentionnées dans le tableau 1 sont approximatives. En particulier la conductance de la 

deuxième couche σ 2 varie entre 10 -4 et 10 -3 Ω -1 m -1 . 

En tenant compte de ces valeurs l’impédance de surface peut être calculée pour 

différentes valeurs de la période T de la sinusoïde de pulsation ω. On a: 

T = 2π/ω 

La formule récurrente utilisée est donnée dans les références [1] et [10] sous différentes 

formes. On utilise ici la forme suivante : 

1 + coth[(jωμ 0σ n) 1/2 d n] .Z n+1/Z nn 

Z n = Z nn ————————————————— (15) 

Z n+1/Z nn + coth[(jωμ 0σ n) 1/2 d n] 

où Z nn = (jωμ 0/σ n) 1/2 (16) 

Le nombre de couches varie en général de trois à huit. Z 1 est l’impédance de surface 

dans le cas d’une terre multicouche ; elle se calcule par récurrence à partir de la formule 

(15). 

Le module de l’impédance de surface Z 1 est représenté à la figure 2 dans une large 

gamme de période T allant d’une seconde à 2500 secondes, pour les valeurs des 

conductivités mentionnées dans le tableau 1 (courbe noire). Les valeurs d’autres 

impédances Z 1 sont indiquées pour d’autres valeurs de la conductivité σ 2 et d’autres 

valeurs d’épaisseurs de couches d 1 et d 2, qui semblent être les données les plus 

imprécises. 



Figure 2 

Modules de l’impédance de surface Z1 de la Belgique Nord en fonction de la période T. 

Courbe noire : épaisseurs des couches et conductivités indiquées dans le tableau 1 

Courbe bleue : σ2 modifié en σ2 = 10 -3 Ω -1 m -1 

Courbe verte : σ2 modifié en σ2 = 10 -4 Ω -1 m -1 

Courbe cyan : d1 modifié en d1 = 100 m 

Courbe rouge : d1 modifié en d1 = 500 m 

Courbe magenta : d2 modifié en d2 = 80 km 

Courbe jaune : d2 modifié en d2 = 120 km 

Modules de l’impédance de surface Z1 de la Belgique 

Courbe noire : Nord de la Belgique 

Courbe rouge : Sud de la Belgique 

Figure 3 



On constate que les variations considérées de conductivité et d’épaisseur changent les 

valeurs du module de l’impédance principalement pour des périodes inférieures à 100 

secondes. La variation est importante, elle peut atteindre un facteur 2 (100%) et même 

plus si les variations des conductivités et des épaisseurs de couches s’ajoutent. On 

remarque aussi à la figure 3 que les variations d’impédance entre le Nord et le Sud de 

la Belgique sont plus faibles que celles dues à l’imprécision des conductivités. Dans le 

Sud le module de l’impédance est un peu plus grand que dans le Nord. On considérera 

dans la suite toujours l’impédance du Nord de la Belgique. 

On voit aussi à la figure 3 que la décroissance est linéaire en fonction de la période à 

partir de 20 s environ. 

3 RELATION APPROCHEE ENTRE CHAMP ELECTRIQUE ET CHAMP 

D’INDUCTION 

La transformée de Laplace inverse de la formule du champ électrique donné par la 

relation (1) s’avère compliquée en raison de l’expression mathématique de l’impédance 

de surface Z 1 (15). D’autre part l’imprécision des données rend tout calcul précis 

illusoire. C’est pourquoi on va s’efforcer de trouver une formule approchée la plus 

simple possible, qui représente plus ou moins bien les variations de l’impédance de 

surface Z 1 en fonction de la période T ou de la fréquence f . Bien entendu la formule 

présentée ici n’a aucune généralité, puisqu’elle se réfère aux valeurs particulières de 

l’impédance de surface en Belgique. Elle ne conduit pas à une valeur précise du champ 

électrique mais à un ordre de grandeur, seul résultat qui peut être obtenu avec des 

données aussi imprécises de la conductivité du sous-sol belge. 

On remarque sur les figures 2 et 3 que le logarithme du module de l’impédance de 

surface varie à peu près linéairement en fonction du logarithme de la période T dans la 

gamme des périodes intéressantes. Guidé par cela on choisit une impédance Z m telle 

que : 

Z m= K . (jω T 1 ) n = K.(2π T 1/T) n . e jnπ/2 (17) 

L’expression de |Z m| contient deux paramètres K et n que l’on détermine en imposant 

que les modules de Z 1 et Z m soient égaux en deux périodes T 1 et T 2 choisies dans la 

zone linéaire de variation du module de l’impédance Z 1. 

En fait, K et n déterminent complètement la position de la droite qui représente 

l’impédance │Z m │dans le diagramme bilogarithmique. 

On montre facilement que 

n = tg θ 

où θ est l’angle de pente de la droite qui représente l’impédance │Z m │. 



On en déduit les deux équations suivantes: 

│Z m(T 1)│ = K.(2π ) n = │Z 1(T 1)│ (18) 

│Z m(T 2)│ = K.(2π T 1/T 2) n = │Z 1(T 2)│ (19) 

D’où on calcule les valeurs de n et K . 

n = [ log 10 (T 2/T 1)] -1 . log 10 │Z 1(T 1)/ Z 1(T 2)│ (20) 

K = (2π) -n .│Z 1(T 1)│ (21) 

En choisissant les périodes T 1 = 25 s et T 2 = 2500 s , on trouve pour l’impédance du 

Nord de la Belgique 

n = 0,859 et θ = 40,7° (22) 

K = 5,62.10 -3 Ω (23) 

L’expression de Z m s’écrit 

Z m = K (jω T 1) n = 5,62. 10 -3 (25.jω) 0,859 (24) 

│Z m │ = 4,33. 10 -1 . T -0,859 (25) 

Figure 4 

Comparaison des impédances Z1 et Zm 

Impédance Z1 : traits pleins 

Impédance Zm : traits interrompus 

Module : courbes noires 

Partie réelle : courbes rouges 

Partie imaginaire : courbes vertes 

Les parties réelles, imaginaires et le module de l’impédance Zm sont évidemment des droites (dans ce 

diagramme bilogarithmique) représentées en traits interrompus. 



La comparaison des impédances Z 1 et Z m est faite à la figure 4. La correspondance est 

bonne pour des périodes comprises entre 25 s et 2500 s (et même au-delà). La 

correspondance est beaucoup moins bonne pour des périodes inférieures à 25 s. On 

voit aussi des différences importantes entre les parties réelles, mais ces parties réelles 

sont plus petites que les parties imaginaires. C’est normal pour l’impédance Z m puisque 

n est supérieur à 0,5. 

On déduit de l’expression (1) en remplaçant Z 1 par Z m : 

E y(jω) = - Z m/μ 0 . B x(jω) (26) 

en considérant les transformées de Laplace et en s’inspirant du raisonnement fait au 

paragraphe 1, on obtient 

E y(p) = - K/μ 0 . (pT 1) n . B x(p) (27) 

La fonction de transfert H(p) vaut 

H(p) = - K/μ 0 . (pT 1) n (28) 

La transformée G(p) de la réponse unitaire g(t) vaut : 

K T 1 

n 

G(p) = H(p) /p = - —————— (29) 

μ 0 p 1-n 

La transformée inverse de G(p) s’obtient en utilisant la formule suivante du calcul 

opérationnel [8] : 

Γ(k+1) 

L [ t k ] = ———— (30) 

p k+1 

Γ représente la fonction gamma [8] 

La formule (30) est valable pour autant que k soit supérieur à -1. 

Ici k = -n = - 0,859 

La réponse unitaire g(t), transformée inverse de G(p), est donc calculée par la formule 

(30) : 

K T 1 

n 

g(t) = - ————— t -n (31) 

μ 0 Γ(1-n) 

Le théorème de Carson donne directement le champ électrique E y(t) comme indiqué 

dans le paragraphe 1, en fonction de la dérivée du champ d’induction B x’(t) 



t 

' 

E y t = g τ . B x t-τ dτ 

0 

= - 

K T 1 

n 

µ 0 Γ(1-n) 

t 

0 

τ -n . B x 

' 

t-τ dτ 

(32) 

Si on suppose que le champ d’induction varie linéairement à partir de 0, tel que 

B x(t) = b. t . u(t) (33) 

La formule (32) s’écrit intégration faite : 

K T 1 

n 

E y(t) = - ——————— b t 1-n . u(t) (34) 

μ 0 Γ(1-n) (1-n) 

ou encore 

E y(t) = K 1 b t 1-n . u(t) (35) 

En posant 

K T 1 

n 

K 1 = - ——————— (36) 

μ 0 Γ(1-n) (1-n) 

Ce facteur K 1 dépend exclusivement des caractéristiques du sol. 

Le produit des deux facteurs Γ(1-n) et (1-n) figurant dans la formule (36) n’a pas 

beaucoup d’influence sur le résultat, comme le montre la double inégalité suivante : 

0,88 ˂ Γ(1-n). (1-n) ˂ 1 

vérifiable numériquement et valable pour toute valeur de n comprise entre 0 et 1. 

Pour la Belgique on a numériquement : 

K 1 = - 7,59 .10 4 m s n-1 (37) 

Et le champ électrique vaut: 

E y(t) = - 7,59 . 10 4 . b t 0,141 . u(t) (38) 

Le 17 mars 2015, on a mesuré au Centre de Géophysique de Dourbes une variation de 

la composante horizontale du champ d’induction d’environ 1nT/s sur 100 s 

(INTERMAGNET). 



La formule (38) donne directement l’évolution du champ électrique 

│E y(t)│ = 7,59 .10 -5 t 0,141 . u(t) (39) 

Au bout de 100 s on trouve │E y (100)│ = 1,45.10 -4 V/m ≈ 0,15 V/km (40) 

La figure 5 montre les variations de ce champ induit lorsqu’on fait varier les 

conductivités σ 2 et σ 3 ; ces variations sont faibles. En effet alors que les conductivités 

varient d’un facteur 10, la tension induite varie entre 1,2 10 -4 V/m et 2,1 10 -4 V/m, soit 

moins d’un facteur 2 de variation. On voit aussi que c’est principalement la variation de 

σ 3 qui modifie le champ induit. 

Figure 5 

Valeurs du module du champ induit au Nord de la Belgique en fonction des valeurs des conductivités σ2 et σ3 

pour une variation linéaire du champ magnétique de 1 nT/s sur 100 s 

Les formules (34) et (35) permettent de calculer aisément d’autres cas. Bien entendu 

tous ces résultats ne sont que des ordres de grandeur compte tenu des imprécisions 

des données et de l’expression approchée choisie pour l’impédance de surface. On 

rappellera ici que cette expression approchée est principalement valable dans la zone 

où le module de l’impédance de surface varie à peu près linéairement en fonction de la 

période, dans un diagramme bilogarithmique. 

La valeur du champ électrique induit, calculée en (40) n’est pas très élevée ; elle pourrait 

l’être en cas de tempête solaire très forte. 

Les résistances des lignes à haute tension sont de l’ordre de 0,02 Ω/km à 0,03 Ω/km. 

Dans l’exemple considéré précédemment on trouve un champ induit d’environ 0,15 

V/km. Le courant susceptible de circuler dans une ligne alignée sur le champ induit est 

donc de 5 à 7 A. 



On peut remarquer que l’exposant n donné en (22) est relativement proche de 1. Le 

champ induit en Belgique se rapproche de la dérivée des variations du champ 

d’induction. 

En effet ceci est l’application directe d’une formule bien connue du calcul opérationnel. 

Si f(t) est une fonction du temps telle que : 

f(t) = 0 si t ≤ 0 

et si g(p) = L [f(t)] 

alors 

L[ df(t)/dt ] = p g(p) 

4 COMPARAISON ENTRE LA FORMULE APPROCHEE ET UN CALCUL EXACT 

Gilbert, Radasky et Savage ont publié dans une revue de l’IEEE en 2012 [11] un article 

très complet sur le calcul du champ électrique induit à partir d’une impulsion du champ 

d’induction. La méthode qu’ils utilisent peut être considérée comme exacte. Ils 

l’appliquent à trois régions des Etats Unis: l’est de la Pennsylvanie, le Sud de la Caroline 

et l’Est de l’Ohio. Comme ils donnent dans leur article les conductivités du sol de ces 

trois régions, la méthode approximative développée ici peut immédiatement être 

appliquée et confrontée à leurs résultats. 

Les impédances de surface des trois régions sont repérées par les couleurs rouge, bleue 

et verte. L’impédance de surface de la région verte est particulièrement linéaire dans un 

diagramme bilogarithmique comme on le voit sur la figure 6. Elle se prête donc bien à 

la solution approchée présentée ici. 

Ces auteurs supposent que le champ d’induction varie sous la forme d’une impulsion 

due à un « electrojet » qui est d’ailleurs très important. Le calcul approché présenté ici 

se limite à un champ d’induction variant linéairement. On a donc linéarisé simplement le 

flanc de montée de l’impulsion considérée par les auteurs. Le calcul approché ne donne 

pas la forme de l’impulsion de tension induite mais un ordre de grandeur de son 

amplitude. Cet ordre de grandeur est indiqué dans le tableau 2 pour les trois régions 

envisagées par les auteurs. 



Figure 6 

Impédance de surface Z1 de la région appelée verte dans l’article [11] 

Impédance Z1 : traits pleins 

Impédance Zm : traits interrompus 

Module : courbes noires 

Partie réelle : courbes rouges 

Partie imaginaire : courbes vertes 

Les parties réelles, imaginaires et le module de l’impédance Zm sont évidemment des droites dans ce 

diagramme bilogarithmique. 

Tableau 2 

Régions 

Champ induit en V/km 

Article GRS de l’IEEE [11] 

Champ induit en V/km 

Méthode approchée 

rouge 34,5 36 

bleue 13 14,8 

verte 7 7,4 

On constate que la méthode approchée donne un résultat supérieur à celui du calcul 

exact pour les différentes régions. C’est logique car l’impédance utilisée dans le calcul 

par la linéarisation est, dans certains domaines de période, supérieure à l’impédance de 

surface réelle. 



CONCLUSIONS 

Les valeurs de conductivité du sol en Belgique sont relativement mal connues. En 

élaborant une méthode approchée, on a montré comment la tension induite dans le sol 

due à des variations linéaires de la composante horizontale du champ d’induction, 

pouvait être calculée simplement, au moins en ordre de grandeur. Connaissant 

l’impédance de surface le calcul se fait par une formule très simple en une minute. On a 

indiqué aussi à quelle condition l’impédance de surface devait satisfaire pour que 

l’approximation soit valable. Ceci permet d’appliquer la formule à d’autres régions de la 

terre. On a aussi analysé les effets de la variation des conductivités, tant sur les valeurs 

calculées de l’impédance de surface que sur la tension induite. A partir des valeurs de la 

tension induite, on en déduit directement les valeurs des courants susceptibles de 

circuler sur les lignes de haute tension. Il est bien connu que ces courants peuvent 

éventuellement causer des perturbations dans les transformateurs d’extrémité. 



REMERCIEMENTS 

L’auteur tient à remercier particulièrement tous les membres du Groupe ad hoc* de la 

SRBE. Sans leurs encouragements, leurs remarques et les nombreuses discussions qui 

ont eues lieu, cet article n’aurait pas vu le jour. 

CALCULS 

Tous les calculs et les graphiques de cet article ont été réalisés avec le logiciel SCILAB 

5.5.0 en version 64 bits pour WINDOWS. Tous les petits programmes réalisés peuvent 

être obtenus en prenant contact avec l’auteur (jeavaneck@voo.be). 

RÉFÉRENCES 

[1] V.D.Albertson, J.A. Van Baelen « Electric and Magnetic Fields at the Earth’s Surface Due to 

Auroral Currents », IEEE Trans. on Power Apparatus and Systyems, vol. PAS-89, n° 4, april 1970. 

[2] « Les tempêtes solaires et leur impact sur les réseaux électriques », Revue E, n°2/2014 

[3] D.Boteler, « Calculating the voltage induced in Technological Systems During a Geomagnetic 

Disturbance », IEEE Trans. On EM Compatibility, vol. 41, n 0 4, 398-402, nov. 1999. 

[4] R. Pirjola, « On Currents Induced in Power Transmission Systems During Geomagnetic 

Variations », IEEE Trans. on Power Apparatus and Systems, vol. PAS-104, n° 10, october 1985 

[5] W.H.Hayt, « Engineering Electromagnetics », McGraw-Hill, 1989, ISBN 0-07-100488-2 

[6] L.Cagnard, « Basic Theory of the Magnetotelluric Method of Geophysical Prospecting », 

Geophysics,18,1953,605-635. 

[7] R.Pirjola, « Review on the Calculation of Surface Electric and Magnetic Fields and of 

Geomagnetically Induced Currents in Ground-Based Technological Systems », Survey on 

Geophysics, January 2002, vol. 23, Issue 1, 71-90. 

[8] M. Abramowitz, I. Stegun, « Handbook of Mathematical Functions », Dover, New York 1972. 

[9] J.Hoeffelman, communication du 18 avril 2016 

[10] Pulkkinen et alii, « Generation of 100-year Geomagnetically Iinduced Current Scenario », 

Space Weather,vol. 10, S04003, 2012. 

[11] J.L.Gilbert, W.A.Radasky, E.B.Savage, « A Technique for Calculating the Currents Induced 

by Geomagnetic Storms on Large High Voltage Power Grids », IEEE2012, 978-1-4673-2060- 

3/12. 

*Le groupe ad hoc comprend outre l’auteur, MM. Jean Hoeffelman, Robert Poncelet, Johan 

Rimez, Raf Steyaert, Johan Van Baelen, Daniel Van Dommelen et Albert Van Ranst. 



L’AUTEUR 

Jean Louis Van Eck est diplômé de l’Université Libre de 

Bruxelles, ingénieur civil électricien et mécanicien, 

ingénieur des télécommunications et d’électronique et 

docteur en sciences appliquées (1963). Après une carrière 

de chercheur impliquant différents séjours à l’étranger, il a 

été progressivement chargé d’une dizaine de cours à la 

Faculté des Sciences appliquées et à la Faculté des 

Sciences de l’ULB, cours portant sur l’électronique, les 

télécommunications et l’instrumentation. 

Pendant plus d’une vingtaine d’années il a dirigé le service d’électronique, 

microélectronique et télécommunications de la Faculté des Sciences appliquées. 

De 1986 à 1990 il a présidé la Faculté des Sciences appliquées. Il est actuellement 

professeur émérite. 


GRID VOLTAGE CONTROL WITH WIND 

TURBINE INVERTERS 

BY USING GRID IMPEDANCE ESTIMATION ∗ 

ir. Jonas De Kooning, ELECTRICAL ENERGY LABORATORY (EELAB), DEPARTMENT OF 

ELECTRICAL ENERGY, SYSTEMS AND AUTOMATION (EESA) , GHENT UNIVERSITY. 

Keywords: Distributed generation, Wind turbine inverters, Grid voltage control, Grid impedance estimation 

Summary 

Résumé 

Samenvatting 

Currently, DG units inject power regardless of the grid voltage. Only when the grid voltage level 

surpasses a certain threshold, these units shut down to avoid any voltage problems. In this article, a 

method is developed to control the grid voltage by wind turbines. This way, the grid voltage level 

improves, and the wind turbine can still generate power under suboptimal grid voltage conditions. The 

wind turbine's active and reactive power output is controlled to regulate the grid voltage. The effect of 

active and reactive power exchange on the grid voltage depends on the grid impedance ratio R/X of the 

network lines. The effectiveness of the grid voltage control is improved by estimating the grid 

impedance ratio in real-time to inject active and reactive power accordingly. The method is applied on 

wind turbines, but can be used for other DG-units as well. 

Actuellement, les unités DG injectent de la puissance quelle que soit la tension du réseau. Ce n’est que 

lorsque le niveau de tension du réseau dépasse un certain seuil que ces unités sont arretées afin éviter 

des problèmes de tension. Dans cet article, une méthode de régulation de la tension du réseau est 

développée grâce à l’utilisation d’éoliennes. De cette façon, le niveau de tension du réseau est amélioré 

et l'éolienne peut toujours générer de la puissance, même si la tension du réseau n’est pas optimale. Les 

puissances active et réactive de l'éolienne sont contrôlées pour réguler la tension du réseau. L'effet d’un 

échange de puissance active et réactive sur la tension du réseau dépend du rapport d'impédance R / X 

des lignes de réseau. L'efficacité de la régulation en tension du réseau est améliorée en estimant le 

rapport de l'impédance du réseau en temps réel et en injectant de la puissance active et réactive de 

manière adéquate. Le procédé 

est appliqué sur des éoliennes mais peut être également utilisé pour d'autres unités DG. 

Momenteel injecteren DG eenheden vermogen onafhankelijk van de netspanning. Enkel wanneer de 

netspanning boven een bepaalde limiet stijgt, schakelen de eenheden zich uit om verdere 

spanningsproblemen te vermijden. In dit artikel wordt een methode ontwikkeld om de netspanning te 

regelen met windturbines. Op deze manier verbetert de netspanning én kunnen de wind turbines nog 

steeds vermogen produceren onder suboptimale netcondities. De actieve en reactieve 

vermogensinjectie van de wind turbine wordt geregeld om de netspanning te regelen. De invloed van 

de actieve en reactieve vermogensuitwisseling in het net hangt af van de netimpedantieverhouding R/X. 

De effectiviteit van de netspanningsregeling wordt verbeterd door de netimpedantieverhouding in ware 

tijd te schatten en de actieve en reactieve vermogensinjectie hieraan aan te passen. De methode wordt 

in dit artikel toegepast op wind turbines maar vindt ook in andere DG eenheden zijn toepassing. 

∗*Dit werk werd met de KBVE-prijs 'Onderzoek en Ontwikkeling' 2014 bekroond 


Grid voltage control with wind turbine inverters by using grid impedance estimation – Jonas De Kooning 


As distributed generation (DG) gains popularity, measures should be taken to make sure 

these units do not burden the electric power grid. If there is a lot of power production 

and little consumption, the grid voltage might rise. Too much power consumption may 

result in decreased grid voltage levels. Currently, DG units do not participate in grid 

voltage control and inject power regardless of the grid voltage. Elevated grid voltage 

levels can be harmful for the loads connected to the grid. Fortunately, most of these 

loads – or the power lines connecting them to the grid – are fitted with overvoltage 

protections which disconnect them when the grid voltage becomes too high. Either 

way, overvoltages or disconnection from the grid are both situations to be avoided. 

Small wind turbines have an overvoltage protection too, they shut down when the grid 

voltage transcends a certain limit. In the European EN 50160 power quality standard, it 

is noted that if the DG-unit measures a grid voltage deviating 10% from the nominal 

value, it has to shut down to protect itself from any damage caused by the voltage 

deviation. In brief, when there is a lot of wind and little power consumption, either the 

wind turbine injects all of its available energy and raises the grid voltage unacceptably, 

or all wind energy is wasted due to the disconnection of the wind turbine. This may also 

lead to on-off oscillations resulting in bad voltage quality and loss of a significant 

amount of renewable energy. 

A solution is to control the power output of the wind turbine dependent on the grid 

voltage level. When the grid voltage deviates from the nominal grid voltage, active and 

reactive power injection is adapted to control the grid voltage accordingly. It is known 

that in resistive grids, the grid voltage is mainly influenced by active power. In inductive 

grids, the grid voltage is influenced by reactive power. In typical grids however, both 

active and reactive power have an influence on the grid voltage. In practice, electric 

grids are always partially resistive and inductive. This article proposes a grid voltage 

control where the active and reactive power output of the grid-connected inverter is 

adapted depending on the grid impedance, [1]. This way, active and reactive power are 

effectively used to control the grid voltage. 

A static grid impedance ratio can be hard-coded into the control. However, the active 

power output could be decreased more than necessary or too much reactive power 

could be injected into the grid, for example. Especially in low-voltage grids, the range 

of the grid impedance ratio is large. Furthermore, this ratio changes over time with 

changing grid load and grid topology. The grid voltage control would gain significant 

responsiveness and efficacy with real-time knowledge of the grid's impedance. This 

article introduces this synergy between grid voltage control and grid impedance 

estimation. 

This method avoids the surpassing of grid voltage limits such that the wind turbine does 

not have to shut down and can continue generating renewable energy. Moreover, 

power quality is significantly improved since the grid voltage is closer to its nominal. The 



method is confirmed to have desirable results by using both a simulation model and a 

test set-up. 

1 WIND TURBINE SYSTEM 

A small wind turbine system consists of: a generator, machine-side converter, DC-bus, 

grid-side converter and filter, as depicted in Fig. 1. The machine-side converter is 

generally a passive rectifier with boost chopper which performs Maximum Power Point 

Tracking (MPPT) . The DC-power output of this inverter depends on the wind speed and 

the resulting MPP. The grid-connected inverter controls the DC-bus voltage by 

controlling its current output into the grid. This control balances the DC-power being 

injected into the bus and the AC-power being drawn out of the bus. The active power 

output of the wind turbine is thus not determined by the grid-connected inverter but by 

the machine-side converter. 

Fig. 1: Wind turbine system 

The grid voltage control explained in this article is performed by the grid-connected 

inverter. This converter controls active and reactive power and estimates the grid 

impedance. 

2 GRID VOLTAGE CONTROL 

A The grid voltage is controlled by active power in very resistive grids and by reactive 

power in very inductive grids. The opposite is true for the grid's frequency. In resistive 

grids, an active power output difference of a DG-unit results in a proportional change in 

the voltage difference. In inductive grids, the effect of active and reactive power output 

is the opposite of those in resistive grids. 

The frequency of the grid is not easily controlled by a DG-unit. Unlike the grid voltage 

which is affected locally, the frequency is a global parameter and is primarily controlled 

by large power plants. In this article, the wind turbine is a grid-following unit and thus 

frequency droop control is omitted. 

The droop parameters determine the fierceness of active and reactive power on a grid 

voltage difference to its nominal. The setting of these parameters have an important 

effect on the grid voltage control and allows for great flexibility. A high kp and kq results 



in a strong control of both active and reactive power. A lower kp and high kq results in a 

less fierce active power control to sacrifice less renewable energy. A high kp and lower 

kq results in a less fierce reactive power control. These two droop parameters are set to 

preference and can also be altered by the grid operator. When there are a lot of grid 

voltage issues, the operator can set a high kp to use it as a tool in restoring the grid's 

stability. This will reduce the active power output of the wind turbine and decrease 

overvoltage issues. 

3 ACTIVE AND REACTIVE POWER CONTROL 

In the previous section, the grid voltage droop control is introduced such that it can be 

applied in the wind turbine control. A deviation of the grid voltage from the nominal 

value results in a certain active and reactive power setpoint for the wind turbine. This 

section explains how the power output of a wind turbine can be controlled. 

3.1 Reactive power control 

The grid-connected inverter can inject and absorb reactive power. This means that both 

over- and undervoltages can be controlled by using reactive power control. The control 

of the q-component current is done by basically controlling the phase difference 

between output voltage and current. This is why reactive power can be controlled 

instantaneously. 

3.2 Active power control 

Since the grid-connected inverter controls the balance of DC- and AC-power of the bus, 

the active power output of the grid-connected inverter will be equal to the DC-power 

output of the machine-side converter (when converter losses are neglected). The 

machine-side converter performs an MPPT such that its active power output will be 

equal to its nominal. However, the MPPT control can be adapted to control the active 

power output below the MPP. The result is that the active power output of the gridconnected 

inverter can be controlled by adapting the active power output of the 

machine-side converter. 

3.3 Grid impedance estimation 

In the grid voltage droop control, the grid impedance ratio R/X appears. This value is 

used to weigh the amount of active and reactive power control used for controlling the 

grid voltage. To greatly improve the responsiveness of grid voltage control, this 

impedance ratio is estimated. In high-voltage transmission grids, this value is around 

0,3. In medium-voltage grids, it is around 0,8. In low-voltage distribution grids, the grid 

impedance ratio can vary between 2 and 8. 

Numerous methods for estimating the grid impedance exist. These methods can be 

differentiated based on whether they estimate while receiving new measurements 

(online) or have to store all the samples first (offline), if they deliberately disturb the grid 



with a signal (active) or only observe the grid (passive), and if they measure transient 

effects or steady-state phenomena. 

The method which is the easiest in practical application and does not require additional 

measurements or components, is the (online active steady-state) non-characteristic 

current injection, [2]. In this method, a harmonic current is injected into the grid by the 

converter, a discrete Fourier transform (DFT) of both voltage and current is calculated 

and the estimated grid impedance results. 

4 SIMULATIONS 

Simulations are performed where the grid voltage control as presented in this article is 

activated. The droop parameters kp and kq are varied to demonstrate the effect of the 

control on the grid voltage. Three different settings for the droop parameters 

demonstrate an important feature of the grid voltage control. The control can be tuned 

towards more effective grid voltage control (high kp and kq), less sacrifice of active 

power (lower kp) or less reactive power injection (lower kq). The setting of these 

parameters can depend on the preference of the grid operator. 

Fig. 1: Wind turbine system 

The droop parameters of both the active and reactive power controller are tuned to 

high values. This tuning of parameters results in a fierce control of the grid's voltage 

where both active and reactive power have influence. The grid voltage for this tuning is 

depicted on Fig. 2 by the black squares. It is shown that the overvoltage decreases for 

more resistive grids. This is due to the fact that the controllers are proportional (droop) 

controllers: as the overvoltage is larger, the effect of the control is larger as well. Also, a 

higher grid impedance ratio R/X imposes more active power control. 

The droop parameters are tuned to achieve a less fierce active power control as 

depicted on Fig. 2 by the gray dots. For resistive grids, it is clear that the voltage is 

controlled less. In comparison to the previous tuning, the remaining overvoltage is 

higher in this region. However, less renewable energy is sacrificed since the active 

power output is closer to its maximum. This is the trade-off between a low and a higher 

kp-value. While the first sacrifices less renewable energy, the latter improves the power 

quality more. 



The droop parameters are tuned to achieve a less fierce reactive power control as 

depicted on Fig. 2 by the black circles. An opposite situation occurs as with the previous 

tuning for lesser active power control. The voltage is controlled less for inductive grids 

but remains almost the same for resistive grids. This is due to the fact that reactive 

power control has little effect on the voltage for resistive grids. Although the voltage is 

controlled less for inductive grids, also less reactive power is injected into the grid. 

5 CONCLUSIONS 

The grid voltage control as investigated in this article, is confirmed to improve the grid 

voltage and avoid renewable energy sources to shut down when the voltage increases 

too much. By reducing the active power output of a renewable energy source, a part of 

the full potential of energy production is sacrificed to gain a grid voltage level closer to 

its nominal value. This sacrifice is for the better: the alternative is to completely shut 

down the energy source wherein the full potential of energy production is sacrificed. 

The effectiveness of the grid voltage control is improved by estimating the grid 

impedance ratio. This way, the grid voltage control can be applied for wind turbines 

connected to any type of grid and it responds on changes in grid load and topology in 

real-time. 

The benefit of grid voltage control by wind turbine inverters is threefold. Because the 

energy source does not completely shut down in the case of an overvoltage – but 

reduces its power output, the total generated energy of a particular wind turbine on a 

yearly basis will increase. Also, the grid voltage levels are improved because these are 

controlled by the wind turbine inverter. Furthermore, the grid operator gains an 

additional degree of freedom to manage the grid by controlling the droop parameters 

of the voltage control of its wind turbines. 

The presented method is explained with wind turbine applications in mind, but it can be 

applied on any grid-connected converter of a DG-unit where the active power can be 

regulated. Also, the method can be applied on both large and small wind turbines. 

Although large wind turbines are typically connected to the transmission grid, the grid 

impedance estimation makes sure the grid voltage control adapts itself to control by 

using more reactive power. 

RÉFÉRENCES 

[1] [1] J. De Kooning, “Grid voltage control by wind turbine inverters by using grid impedance 

estimation ”, Master's Dissertation, Ghent University, July 2014. 

[2] L. Asiminoaei, R. Teodorescu, F. Blaabjerg and U. Borup, “Implementation and Test of an 

Online Embedded Grid Impedance Estimation Technique for PV Inverters,” IEEE Trans. on 

Industrial Electronics, vol. 52, pp. 1136–1144, August 2005. 



THE AUTHOR 

Jonas De Kooning graduated as an Electrical Power Engineer at Ghent 

University in 2014 with the master's dissertation: “Grid voltage control 

by wind turbine inverters by using grid impedance estimation .” In 

August 2014, he started working as a consultant for companies active 

in the R&D field. 


ONTWERP VAN EEN ROBUUSTE DATALOGGER 

VOOR ELEKTRISCHE ENERGIE VOOR 

KLEINSCHALIGE HERNIEUWBARE ENERGIE- 

INSTALLATIES IN ONTWIKKELINGSLANDEN 

Mathieu DE ZUTTER, FAAC BENELUX, KBVE-PRIJS TECHNOLOGIE 2014 

Samenvatting 

Humasol VZW heeft de voorbije jaren enkele kleinschalige hernieuwbare energieinstallaties, 

waaronder hydro-turbines, PV-installaties en windturbines met een 

vermogen van 2 tot 5 kW ontworpen en geplaatst in verschillende 

ontwikkelingslanden. Om deze installaties te kunnen onderhouden en uit te breiden, 

is er kwantitatieve feedback nodig bovenop de reeds beschikbare kwalitatieve 

feedback van de gemeenschappen. 

In het kader van deze masterproef werd daarom een datalogger ontworpen die 

gedurende minstens één jaar tijd elektrische grootheden (spanning, stroom, power 

factor, frequentie, …), de omgevingstemperatuur en relatieve vochtigheid meet en 

bijhoudt op een SD-kaart in de vorm van CSV-bestanden. Deze gegevens kunnen 

nadien worden uitgelezen en geanalyseerd in Excel of in het Java-programma REA 

(Renewable Energy Analyzer), dat voor deze masterproef werd geschreven. De 

ontworpen datalogger is robuust door te werken met gestandaardiseerde throughhole 

componenten en is voorzien van voldoende beveiligingen. Hij kan elektrische 

parameters loggen van systemen van 0 tot 5.5 kW. 

Humasol VZW a développé ces dernières années, quelques installations d’énergie 

renouvelable à petite échelle, avec notamment, des hydro-turbines, des installations 

photovoltaïques et éoliennes d’une puissance de 2 à 5 kW et les a placées dans 

plusieurs pays en voie de développement. Pour être en mesure d’entretenir et 

d’étendre ces installations, des informations quantitatives sont nécessaires en plus 

des évaluations qualitatives déjà disponibles en provenance des communautés. 

Résumé 

Dans le cadre de cette thèse de master, un enregistreur de données a été conçu pour 

mesurer et stocker pendant au moins un an, les données électriques (tension, 

courant, facteur de puissance, fréquence,...), la mesure de la température et 

l’humidité relative ambiante sur une carte SD sous la forme de fichiers CSV. Ces 

données peuvent ensuite être lues et analysées dans Excel ou dans le programme 

Java REA (analyseur d’énergie renouvelable), qui a été écrit pour ce mémoire. 

L’enregistreur de données conçu est robuste car il travaille avec des composants 

standardisés ‘through-hole’ et est pourvu de protections suffisantes. Il peut 

enregistrer les paramètres de systèmes électriques de 0 à 5,5 kW. 


Ontwerp van een robuuste datalogger voor elektrische energie voor kleinschalige hernieuwbare energie-installaties in ontwikkelingslanden - 

Mathieu De Zutter 

Humasol VZW has designed some small-scale renewable energy facilities, including 

hydro-turbines, PV installations and wind turbines with a capacity of 2 to 5 kW and 

has installed them in several developing countries. To be able to maintain and 

expand these installations, there is quantitative feedback needed on top of the 

already available qualitative feedback from the communities. 

Summary 

In the framework of this master thesis a data logger was designed for measuring 

electric quantities (voltage, current, power factor, frequency, ...), ambient temperature 

and relative humidity, during least one year and for storing these data on an SD card 

in the form of CSV files. These data can then be read and analyzed in Excel or in the 

Java program REA (Renewable Energy Analyzer) that was written for this master 

thesis. The designed data logger is robust by working with standardized through-hole 

components and is provided with sufficient protections. He can store parameters of 

electric systems from 0 to 5.5 kW. 




1 DE DATALOGGER ONTWORPEN IN DEZE MASTERPROEF 

De datalogger wordt van de grond af aan opgebouwd. Om deze te bouwen werden 

eerste alle nodige componenten gezocht. Om de geschikte componenten te vinden 

moesten alle specificaties voor de datalogger bekend zijn. Er werd opgelegd dat hij tot 

5 kVA moet kunnen meten. De spanning wordt gemeten via een 

spanningstransformator en de stroom via een stroomtransformator, deze meetmethode 

is de goedkoopste, maar toch voldoende nauwkeurig. De meting en 

vermogensberekeningen worden gedaan door de Atmega328P microcontroller, het hart 

van de datalogger. Het is een 8-bit processor die zijn werk doet op 16 MHz. Deze 

verzorgt ook de communicatie met de SD-kaart, temperatuur –en vochtigheidssensor, 

Real Time Clock (RTC), etc. Wanneer een computer wordt aangesloten kunnen 

instellingen aangepast worden en de meetgegevens kunnen rechtstreeks worden 

afgelezen op de computer. Een mogelijke uitbreiding van de datalogger bestond erin 

om de meetgegevens te kunnen opvragen via het GPRS-netwerk, uiteindelijk is 

gebleken dat de microcontroller niet in staat is om deze functionaliteit te combineren 

met het meten van de gegevens. De poort om eventuele GPRS-module (SIM900) aan te 

sluiten is wel voorzien om het printbord, indien deze poort wil gebruikt worden dan zal 

echter dit ten koste gaan van andere functionaliteiten. 

Het Printed Circuit Board (PCB) is enkelzijdig ontworpen om de kosten voor het 

fabriceren te drukken. Er zijn enkele technieken toegepast om de printplaat robuust te 

maken, zo is er een zekering aangebracht die beschermt tegen kortsluiting en 

overstroom, diodes en zenerdiodes om de microcontroller te beschermen tegen over – 

en onderspanning. Ook is er een massavlak voorzien om storingen (EMC) te 

verminderen. Signalisatie gebeurt via enkele LEDs en een piëzospeaker. Hierdoor kan 

snel de status van de datalogger achterhaald worden. 

De software is geschreven in een variant van de C++ programmeertaal. Er is een 

watchdog voorzien die in geval van een fout in het programma de microcontroller 

automatisch herstart. De microcontroller is in staat om van de spanningen de 

stroomgolf tegelijkertijd 2500 samples per seconde te nemen. Wat voldoende is om de 

grondgolf (50/60 Hz) en enkele harmonischen daarvan te meten. De nauwkeurigheid 

waarmee de datalogger het elektrisch vermogen kan meten bedraagt ongeveer ±5.5 % 

voor resistieve lasten. De meetdata wordt elke 2 seconden weggeschreven naar de SDkaart 

in de vorm van CSV-bestanden (Comma Separated Value). Elke 0.5 seconden 

wordt wel een meting gedaan van het vermogen, dit om een nauwkeurig resultaat te 

bekomen voor het verbruik in kWs. Per dag wordt een nieuw bestand aangemaakt met 

als naam van het bestand de datum van die dag: “JJJJMMDD.CSV”. Elke lijn bevat de 

tijd van de sample, de temperatuur [°C] en relatieve luchtvochtigheid [%], de 

momentele spanning [V], stroom [A], actief vermogen [W], schijnbaar vermogen [VA], 

power factor, het verbruik tot dat tijdstip [kWs] en de frequentie [Hz]. Dit is een hele 

hoop gegevens om te verwerken. Een voordeel van CSV bestanden is dat deze snel in 

een spreadsheet-programma, zoals Microsoft Excel, grafisch kunnen voorgesteld 

worden. Naast een spreadsheet programma kan ook het java-programma Renewable 




Energy Analyzer (REA) gebruikt worden die speciaal geschreven is om de data van de 

datalogger grafisch weer te geven. 

Van de datalogger zijn uiteindelijk 8 exemplaren gebouwd om te installeren in 

ontwikkelingslanden. Elk van deze dataloggers zijn gekalibreerd met een nauwkeurige 

multimeter als referentie en deze zijn op alle functionaliteiten uitgebreid getest. 

De kostprijs van alle componenten en een IP66 behuizing bedraagt €120. Ter 

vergelijking: Een commerciële datalogger zoals bijvoorbeeld de Electrocorder Model: 

RE-2VAD van Acksen kost 875 dollar, omgerekend ongeveer €640. 

1.1 Het meetalgoritme 

Figuur 1: Prototype datalogger 

Het algoritme om de effectieve waarde van de spanning en stroom te berekenen is 

gebaseerd op volgende formule: 

X !"# = 

1 N 

!!! 

!!! 

x ! n 

Waarin: 

• N: het aantal genomen samples 

• x(n): samplewaarde van de spanning of stroom 

Deze formule heeft als voordeel dat de spannings- en stroomgolf niet perfect 

sinusoïdaal moeten zijn. Het is dus mogelijk met dit algoritme vervormde signalen te 

meten. Zolang de samplesnelheid dubbel zo hoog is als de hoogst voorkomende 

frequentie van het te meten signaal (Nyquistfrequentie). Wanneer er zich toch nog 

hogere frequenties in het signaal bevinden zal er een fout op de meting ontstaan. Met 

de datalogger is het mogelijk om 2500 samples per seconde te nemen. Dit betekent 

dat wanneer de grondgolf 50 Hz is, de datalogger theoretisch in staat is om tot de 25 ste 

harmonische te meten. In werkelijkheid moet de samplesnelheid hoger liggen dan de 

hoogst voorkomende frequentie zoals eerder besproken. Met de datalogger is het 

mogelijk om tot ongeveer de 20 ste harmonische te meten. 




De som van de kwadranten van de gemeten spanningen en stromen werd al berekend 

in de lus. In deze lus werd het aantal genomen samples ook bijgehouden. Met deze 

informatie kan dan de effectieve waarde van de spanning (V !"# ) en stroom (I !"# ) 

berekend worden. We delen eerst de som door het aantal samples en daarna wordt 

hiervan de vierkantswortel genomen. Uiteindelijk wordt dit resultaat dan nog 

vermenigvuldigd met de kalibratiefactor om de werkelijke spanningswaarden of 

stroomwaarde te berekenen. Hierbij werd ook de factor in rekening gebracht die 

rekening houdt met de werkelijke waarde van de voedingsspanning. 

In het tijdsdomein wordt het actief vermogen P als volgt berekend: 

Hierin is: 

! 

P = 1 v t ∙ i t dt [W] 

T 

! 

= V !"# ∙ I !"# ∙ cos φ [W] 

• T: de periode is seconden 

• v t : ogenblikkelijke waarde van de spanning 

• i t : ogenblikkelijke waarde van stroom 

• V RMS: effectieve waarde van de spanning 

• I RMS: effectieve waarde van de stoom 

• cos φ: arbeidsfactor 

De som werd al berekend in de lus. Er hoeft enkel nog gedeeld te worden door het 

aantal samples. Ook deze waarde moet nog worden vermenigvuldigd met de 

kalibratiefactoren om een zinvol resultaat te verkrijgen. 

Het schijnbaar vermogen S kan gemakkelijk worden berekend door de effectieve 

waarde van de spanning en stroom, die eerder werden berekend, te vermenigvuldigen. 

S = V !"# ∙ I !"# 

Tenslotte wordt nog de arbeidsfactor λ (power factor- PF) berekend: 

λ = P S 

De netspanning blijkt in de praktijk bij goede benadering zuiver sinusoïdaal. We kunnen 

dus stellen dat alle harmonischen in de spanning nul zijn. Hierdoor zal er enkel actief 

vermogen kunnen worden overgedragen door de grondgolf van de stroom. De overige 

harmonischen van de stroom moeten wel geleverd worden door het schijnbaar 

vermogen. Als we hiermee rekening houden kunnen we de arbeidsfactor schrijven als 

(Ryckaert, 2012): 




λ = V ! ∙ I ! ∙ cos φ ! 

V ! ∙ I 

V ! ∙ I ! ∙ cos φ ! 

= 

V ! ∙ I ! ! + I ! ! + I ! ! + ⋯ 

cos φ ! 

= 

1 + I ! ! + I ! ! + ⋯ 

! 

I ! 

Hierin is: 

= cos φ ! 

1 + THD ! 

• V ! : de grondgolf van de spanning (effectieve waarde) 

• I ! : de grondgolf van de stroom (effectieve waarde) 

• I ! ! , I ! ! , …: harmonischen van de stroom (effectieve waarde) 

• cos φ ! : displacement Power Factor (dPF) 

Nadat het vermogen berekend is wordt een functie opgeroepen die het verbruik 

bijhoudt. Deze functie meet de tijd tussen de huidige metingen en de vorige meting en 

berekent aan de hand hiervan het aantal kWs. Merk op dat dit dus een benadering is 

omdat het vermogen constant wordt verondersteld in dit interval. Het resultaat van de 

huidige meting wordt dan opgeteld bij het resultaat van de vorige metingen. Deze 

waarde wordt ook naar de SD-kaart geschreven. Nadien kan gemakkelijk de 

omrekening gedaan worden naar kWh of Joule. 

Waarbij: 

! 

E [kWs] = P ! ∙ ∆t 

!!! 

! 

= P ! ∙ (t ! − t !!! ) 

!!! 

• M: het aantal vermogensmetingen 

• P ! : het ogenblikkelijke vermogen in Watt 

• ∆t: de tijd tussen de huidige vermogensmeting en de vorige meting in seconden 

Om het verbruik in kWh te vinden moet we het aantal kWs delen door het aantal 

seconden in een uur: 

E [kWs] 

E [kWh]= 

3600 

Doordat er drift op de stroomtransformator en het ingangscircuit zit, wordt ook een 

stroom gemeten wanneer geen belasting is aangesloten. Wanneer er namelijk geen 

belasting is aangesloten op de datalogger meet de datalogger toch een vermogen van 

0 tot 6 W. Dit wordt in de functie eruit gefilterd zodat er een nauwkeuriger resultaat 

ontstaat. 




2 INSTALLATIE IN PERU 

Bij het ontwerpen van de datalogger was er een extra motivatie om tot een goed 

resultaat te komen. Namelijk, wanneer er op het einde van de maand april (2014) een 

werkend product werd getoond, mocht dit geïnstalleerd worden in een 

ontwikkelingsland. Zo werd op een 5 jaar oude hydro-elektrische installatie van Humasol 

(2 kVA) een eerste exemplaar geïnstalleerd. De installatie lag al een tijdje stil, maar na 

de nodige herstellingen kon met de datalogger snel nagegaan worden of de sturing 

(Electrical Load Controller – ELC) van de generator nog zijn werk deed. 

In de zomer van 2014 werd door Humasol ook een nieuwe hydro-elektrische installatie 

gebouwd (5 kVA). Door de geologische omstandigheden stond de generator van deze 

installatie op meer dan 1 km van het dorp verwijdert. Hiervoor moest hoogspanning 

(1000 V) werden aangelegd om de elektrische energie te transporteren. Dit was mijn 

taak, naast het bouwen van een elektrische kast waarin de datalogger, de nodige 

beveiligingen en de ELC zijn in geplaatst. 

Figuur 2: Bouwen van de elektrische stuurkast 




3 NIEUWE FUNCTIONALITEIT EN TOEKOMSTPLANNEN VOOR DE 

DATALOGGER 

Na de onvergetelijke ervaring in Peru heb ik mij voorgenomen mij te blijven inzetten 

voor ontwikkelingssamenwerking. Weliswaar zal een reis van twee maanden er niet 

meer inzitten de komende jaren, maar toch wil ik op elektronisch en elektrotechnisch 

vlak verder de mensen in ontwikkelingslanden steunen vanuit België. Dit doe ik door de 

eerste versie van de datalogger verder door te ontwikkelen als projectcoach bij 

Humasol. 

De tweede versie van de datalogger zal krachtiger zijn doordat hij de data direct zal 

versturen via het GPRS-netwerk. De meetgegevens zullen in de Cloud worden 

opgeslagen zodat het mogelijk wordt overal ter wereld de gegevens te analyseren. 

Daarnaast zal hij ook in staat zijn om naast wisselspanning –en stroom ook 

gelijkspanning en stroom te meten. Dit omdat er de voorbije jaren ook 

zonnepaneelinstallaties geplaatst zijn door Humasol in onder andere Senegal, Oeganda, 

Cambodja, … waarvan men ook de opbrengst wil analyseren. 

Om de installatie te vereenvoudigen zal er ook gebruik gemaakt worden van een 

display op de datalogger om eventuele instellingen (met paswoordbeveiliging) aan te 

passen; bij versie 1 konden de instellingen enkel via de computer worden aangepast. 

Hierdoor wordt het mogelijk om voor de lokale bevolking de data te bekijken zonder 

dat een computer vereist is. Ook zullen kleine verbeteringen zoals betere (sterkere) 

connectoren en een stroomtransformator die via een kabel aan de datalogger bevestigd 

kan worden in plaats van deze op de printplaat te solderen, voorzien worden 

Daarnaast wordt er overgegaan van through-hole naar SMD technologie om ruimte te 

besparen. Ook wordt gekeken om de spanningstransformatoren van versie 1 te 

vervangen door een kleiner type, zodat het gewicht gereduceerd wordt. De 

stroomtransformator wordt vervangen door een type die over een stroomvoerende 

draad kan geklikt worden en via een kabel verbonden kan worden met de datalogger. 

Figuur 3: 2de versie van de datalogger 




BESLUIT 

Voor deze masterproef werd een robuust product ontwikkeld die de effectieve waarde 

van de spanning en stroom kan meten. Daarnaast worden ook het actief vermogen, 

schijnbaar vermogen en de netfrequentie gemeten. Hieruit wordt de arbeidsfactor 

berekend. Uit het gemeten actief vermogen wordt ook het verbruik berekend in kWs 

over één dag. Al deze gegevens worden per dag opgeslagen op een SD-kaart die later 

via een computer gemakkelijk kan uitgelezen en grafisch weergegeven worden. 

De datalogger werd van de grond af aan opgebouwd. Eerst werd een grondige 

literatuurstudie gedaan, nadien werd het volledige ontwerp gemaakt. Na een eerste 

prototype, waar enkele kleine aanpassingen werden op gemaakt, werd uiteindelijk een 

afgewerkt product afgeleverd waarvan er 8 stuks zijn gebouwd. Deze werden volledig 

gekalibreerd en getest en enkele hiervan zijn momenteel werkend in enkele 

ontwikkelingslanden (Peru en Cambodja). In de komende maanden zal de rest van de 

dataloggers geïnstalleerd worden op bestaande kleine hernieuwbare energie 

installaties. 

Bij de installatie in Peru is gebleken dat de datalogger zijn werk goed doet maar nog 

plaats is voor enkele kleine verbeteringen zoals betere (sterkere) connectoren en een 

stroomtransformator die via een kabel aan de datalogger bevestigd kan worden in 

plaats van deze op de printplaat te solderen. Daarom wordt de datalogger verder 

ontwikkeld met deze verbeteringen en nog meer mogelijkheden waaronder onder 

andere het meten van gelijkspanning -en stroom en een GPRS-module om de gemeten 

gegevens automatisch in de Cloud op te slaan. Hierdoor wordt monitoring vanuit België 

(Humasol) vereenvoudigt. 




DE AUTEUR 

Mathieu De Zutter heeft industriële wetenschappen gevolgd in het 

middelbare onderwijs. Daarna heeft hij besloten om de 4 jarige 

master opleiding electronica-ICT te volgen met als thesis: 

“Nauwkeurige efficiëntie-meter voor LED-drivers met Texas 

Instruments AMC1210” onder begeleiding van Ir. W. De Geest. 

Deze studies vervolgde hij met een 2 de master in de energieelektrotechniek, 

zijn master proef werd begeleid door Dr. Ing . B. 

Huyck en Ing. B. Herteleer. Momenteel is hij aan de slag als service 

engineer bij FAAC Benelux. In zijn vrije tijd is hij vooral bezig met 

hobby elektronica, zo ontwierp hij zijn eigen domotica systeem en tal van andere kleine 

projecten. Veel tijd wordt ook gestoken in Humasol VZW, hij begeleidt nu zelf twee 

projectstudenten die in de zomer van 2015 in Kameroen een PV-installatie zullen 

plaatsen die gekoppeld is aan het lokale net en voorzien is van batterijbuffers. Naast het 

professionele leven zorgt hij ook voor voldoende ontspanning door te sporten.

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