QE 03/11/2026 à la Ministre Neven : l’utilisation de batteries par ORES sur le projet pilote de rémunération de la flexibilité sur le réseau basse tension via la plateforme Piclo

Question (Nicolas Janssen). – ORES mène actuellement un projet pilote de flexibilité de marché sur son réseau basse tension, en partenariat avec la plateforme britannique Piclo. Prévu cet hiver, ce test vise à mobiliser des actifs décentralisés (batteries domestiques, bornes de recharge, pompes à chaleur) pour répondre aux congestions locales du réseau. Les appels d’offres seraient lancés sur les postes HT/MT de Nivelles et Villers-sur-Semois.

Il s’inscrit dans le plan d’adaptation électrique 2026-2030 d’ORES, qui prévoit une hausse des investissements annuels de 291 à 467 millions d’euros et identifie près de 10 000 circuits basse tension sous contrainte sur 70 000. Il intervient également dans le contexte du décret sur les raccordements flexibles et du projet FastTrack a FRR on LV, mené par ORES, RESA et Elia.

Quels sont le cadre et l’objectif précis du projet Piclo ? Quels actifs sont éligibles et quel mécanisme de rémunération est prévu pour les fournisseurs de flexibilité ? Pourquoi les postes de Nivelles et Villers-sur-Semois ont-ils été retenus ? Une extension à d’autres zones, notamment celles identifiées comme critiques, est-elle envisagée ? Comment ce projet s’articule-t-il avec le décret sur les raccordements flexibles et FastTrack aFRR on LV ? Existe-t-il une stratégie intégrée de la Région wallonne en matière de flexibilité locale ? Quelles mesures sont prévues pour rendre ces marchés accessibles aux prosumers résidentiels et aux petits acteurs économiques disposant d’actifs flexibles, mais pas nécessairement des moyens techniques pour participer directement à une plateforme comme Piclo ? Le choix de Piclo a-t-il été comparé à d’autres solutions européennes ou développées en interne par les gestionnaires wallons ? Les enjeux de souveraineté des données et d’interopérabilité avec les autres gestionnaires de réseau belges ont-ils été examinés ?

Mme Cécile Neven, Ministre de l’Énergie, du Plan Air-Climat, du Logement et des Aéroports. – L’électrification des usages et le développement de la production décentralisée pèsent de plus en plus sur le réseau d’ORES.

L’investissement reste le levier principal pour y répondre. ORES explore cependant plusieurs solutions complémentaires au travers de projets pilotes, dont ALBATOR, SolarMax, SCOPE, Pic@u et le test de marché mené avec Piclo.

Le projet pilote ALBATOR, autorisé par la CWaPE le 26 mars 2026, teste une batterie sur un circuit basse tension afin de lisser les pics photovoltaïques, stabiliser la tension et rééquilibrer les phases. La batterie a été placée le 01/07/2026 et mise en service le 27/07/2026. Le bilan de la période estivale pourra être établi dans les prochaines semaines.

Il y a lieu de noter que le réseau étudié actuellement est en configuration 3x230V sans neutre, réseau relativement rare en Europe qui pose dès lors quelques difficultés techniques. À la fin de l’été 2027, ORES étudiera la possibilité de relocaliser la batterie dans une autre configuration de réseau pour en tester l’efficacité dans d’autres conditions.

Par ailleurs, ORES m’indique que l’accélération du projet ALBATOR pourrait être envisagée en fonction des résultats intermédiaires du projet.

Concernant le cadre plus général de l’utilisation des batteries par les GRD, ORES n’est pas en mesure d’estimer aujourd’hui combien des 10 000 circuits identifiés comme critiques pourraient être traités par des batteries plutôt que par un renforcement. C’est précisément la question à laquelle le projet pilote doit répondre.

Il est utile de rappeler que le droit européen pose un principe clair. Selon l’article 36 de la directive (UE) 2019/944, un gestionnaire de réseau de distribution ne peut en principe ni posséder, ni développer, ni gérer, ni exploiter des installations de stockage. Il doit s’adresser au marché. La directive prévoit toutefois des dérogations strictement encadrées. Le cadre wallon en a fait usage : il permet au GRD d’exploiter une batterie pendant 5 ans au maximum, avec une possibilité de prolongation. Si la batterie est utilisée comme un actif de réseau, elle est traitée comme tout autre outil dans la palette du gestionnaire de réseau (tel que le rééquilibrage de phases, la gestion de la tension, etc.) au travers de la méthodologie tarifaire fixée par la CWaPE.

L’approche principale pour faire appel à des batteries sur le réseau reste l’appel au marché. C’est dans ce sens qu’ORES prépare actuellement un projet pilote de flexibilité de marché sur son réseau basse tension, en partenariat avec la plateforme britannique Piclo. Cette plateforme a été désignée en 2025 à l’issue d’un marché public, face à d’autres candidats.

Le test prévu cet hiver vise à mobiliser des actifs décentralisés (batteries domestiques, bornes de recharge, pompes à chaleur) pour répondre aux congestions locales du réseau. Les appels d’offres seraient lancés sur les postes HT/MT de Nivelles et Villers-sur-Semois.

Au travers de cette plateforme, ORES prévoit de proposer un produit de flexibilité « Peak Reduction ». Celui-ci vise à réduire ou à déplacer temporairement la demande lors des périodes de forte sollicitation du réseau, afin de limiter les congestions et de préserver la qualité de service. Concrètement, il repose sur l’activation de flexibilités locales — qu’il s’agisse d’effacements de consommation, de pilotage de charges, ou encore de production décentralisée — pour lisser les pointes et soulager les sections de réseau concernées.

Ce mécanisme offre un double avantage : pour le GRD, il constitue un outil opérationnel efficace de gestion de la congestion en temps réel ou préventive ; pour les acteurs flexibles, il représente une opportunité de valoriser leur capacité à adapter leur profil de consommation ou de production au bénéfice du système électrique.

Il n’y a pas de limite sur la taille des assets concernés. La seule condition est que l’offre remise par le fournisseur de services de flexibilité garantisse un minimum de 100 kW de disponibilité. De plus, les assets utilisés pour rendre la flexibilité doivent être raccordés sur le réseau d’ORES. Il s’agit donc de créer un écosystème s’appuyant sur les fournisseurs de services de flexibilité qui se chargeront d’agréger les petites puissances de manière à rendre le service accessible aux petits acteurs.

Ce service sera rémunéré suivant le principe du « pay-as-bid », ce qui signifie que les soumissionnaires retenus dans le cadre d’une enchère reçoivent le prix exact qu’ils ont proposé dans leur offre, sous réserve d’acceptation par ORES. Les critères de sélection s’appliquent dans l’ordre suivant :

1. le prix le plus bas ;
2. à prix égal, le volume de flexibilité le plus élevé sur la saison;
3. ensuite, l’empreinte carbone la plus faible. L’ordre de priorité est le suivant : effacement ou injection renouvelable, puis batteries, puis turbines gaz, puis groupes électrogènes diesel.

Les postes de Nivelles et Villers-sur-Semois ont été retenus pour deux raisons. D’abord, ils ne sont pas encore en congestion, mais risquent de l’être, ce qui permet de tester le mécanisme avant l’urgence. Ensuite, leurs profils sont très différents : caractère rural, urbain ou industriel, tissu économique, présence ou non de gros producteurs ou de batteries. Cette diversité permet de tester le mécanisme dans des conditions variées.

Ce pilote vise d’abord à tester le mécanisme de marché et l’intérêt des fournisseurs de flexibilité. Il n’a pas pour but, à ce stade, de résoudre toutes les congestions. ORES n’exclut pas d’étendre le projet à d’autres postes dans les prochains mois. À ce stade, s’agissant encore d’un pilote, les dimensions relatives à la souveraineté des données n’ont pas été abordées, mais elles sont discutées dans différents cénacles où se retrouvent les différents gestionnaires.

Concernant l’articulation entre les différentes démarches relatives à la flexibilité, les trois dispositifs mentionnés répondent à des besoins différents, mais complémentaires :

– Le décret du 19 décembre 2025 organise l’accès flexible à la puissance, c’est-à-dire les conditions de raccordement ;

– Le projet Piclo porte sur l’achat par le marché de services de flexibilité pour gérer les congestions locales ;

– Le « FastTrack aFRR on LV » vise l’équilibrage du système et le réglage de la fréquence, qui relèvent de la responsabilité d’Elia. Sur ce point, l’avant-projet de décret modifiant l’article 35 sexies du décret du 12 avril 2001, relatif aux données de comptage infra-quart-horaires, contribuera à faciliter la participation des actifs raccordés en distribution.

C’est en combinant ces différentes approches, dont certaines ont été abordées dans le GT Innovation, que nous pourrons disposer d’une stratégie sur la flexibilité.