Une étude de la chaire RESA (HEC ULiège) modélise l'arbitrage entre renforcement du réseau et assets de flexibilité — et pose les bases pour des mesures de soutien mieux calibrées.
La transition énergétique place les gestionnaires de réseau et les acteurs du secteur face à un dilemme croissant : faut-il investir dans le renforcement des infrastructures de réseau, ou miser sur des solutions de flexibilité — batteries, production décentralisée, gestion active de la demande — pour absorber les tensions ?
Une étude récente conduite dans le cadre de la chaire RESA de HEC ULiège, apporte des éléments de réponse rigoureux à cette question. Publiée dans Energy Economics (2026), elle modélise l'arbitrage entre investissement dans les infrastructures réseau et investissement en flexibilité, et quantifie leurs interactions systémiques.
Des contraintes réseau qui ont un coût économique mesurable
L'étude part d'un constat concret : les protections techniques du réseau — notamment les décrochages d'onduleurs observés ces dernières années en Wallonie — ne sont pas neutres économiquement. Pour les propriétaires d'installations photovoltaïques, une déconnexion imposée par le réseau représente un manque à gagner réel. Ces inefficacités, souvent perçues comme des contraintes purement techniques, peuvent et doivent être traduites en coûts économiques pour être correctement prises en compte dans les décisions d'investissement, la tarification pour l'usage du réseau et les mesures de soutien tels que le subsides.
Le taux marginal de substitution : un outil de cadrage stratégique
Une des contributions centrales de l'étude est la modélisation du taux marginal de substitution (stochastique) : lorsqu'un acteur investit dans la flexibilité (par exemple une batterie couplée à du PV), il peut contribuer à réduire la congestion locale et générer un bénéfice pour l'ensemble des utilisateurs du réseau — y compris ceux ayant un profil de consommation différent. À l'inverse, sans coordination, chaque acteur optimise selon son propre business model, ce qui peut dégrader l'efficience globale du système. La régulation joue ici un rôle indispensable pour garantir un accès équitable et optimal au réseau.
Deux leviers prioritaires identifiés
Les auteurs identifient deux axes d'action pour réduire les problèmes de congestion :
- Des mécanismes tarifaires reflétant les réalités du réseau : tarification selon le temps d'usage et la localisation géographique des contraintes, afin que les prix envoient les bons signaux aux utilisateurs.
- Un ciblage géographique des subsides : plutôt qu'une allocation uniforme, orienter les aides vers les zones où la saturation du réseau est la plus critique, pour maximiser leur impact systémique.
Les évolutions en Wallonie
Plusieurs mesures récemment proposées par le Gouvernement wallon s'inscrivent dans cette direction : un mécanisme d'indemnisation pour les décrochages PV, une révision des règles d'accès à la puissance intégrant flexibilité et priorisation des raccordements, ainsi qu'un plan d'actions coordonné articulant solutions opérationnelles, réformes structurelles et déploiement industriel.
Ces évolutions sont encourageantes. Elles confirment que la Wallonie s'engage dans une gestion plus intégrée de son réseau électrique. La complexité des arbitrages en jeu appelle cependant une coordination continue entre acteurs publics et privés.
Le cluster TWEED contribue activement à cette dynamique, en mobilisant l'écosystème wallon de l'énergie pour faire émerger des solutions innovantes et soutenir le développement d'infrastructures robustes et durables.
Contact: Remy Balegamire