Remerciements

Mes remerciements vont tout premièrement à Dieu tout Puissant pour la volonté, la santé, et la patience, qu’il m’a donné durant toutes mes recherches.

Ainsi, je tiens également à exprimer mon vif remerciement à mon encadreur le Professeur Docteur Ingénieur BASSESUKA SANDOKA NZAO Antoine pour suivi continuel tout le long de la Réalisation de cet article scientifique, et qui n’a pas cessé de ma donner ses conseils et remarques.

Enfin je tiens à exprimer mes reconnaissances à tous mes amis et collègues pour le soutien moral.

CONSIDERATIONS GENERALES

Les marchés de l’électricité procèdent à de nombreux ajustements pour mieux intégrer les énergies renouvelables. En effet, la production variable pose certaines problématiques d’intégration qui requièrent l’augmentation des niveaux de réserve opérationnelle. De plus, il est critique que ces réserves aient les caractéristiques dynamiques qui puissent appuyer et contrer la variabilité de la production. Alors que les grands réseaux électriques ont longtemps répondu aux problèmes de capacité en augmentant l’offre de production, de nouvelles approches dans la gestion des réseaux font leur apparition. Le recours à la gestion de la demande de pointe, à la production distribuée ou au stockage permet de soutenir le réseau de plus en plus aux prises avec des surplus d’énergie, mais des déficits de capacité.

La présente étude a exploré différentes ressources, situées sur les réseaux ou chez les clients, qui permettraient de pallier aux fluctuations des énergies renouvelables ou fournir de la réserve sur les marchés. La climatisation, le chauffage de l’eau et de l’air sont des applications qui se prêtent bien à une gestion, en raison de l’inertie thermique inhérente à ces charges. Le développement du smart grid, et plus particulièrement l’ajout de communication, permet maintenant d’exploiter ce potentiel. Avec l’ajout progressif de technologies de gestion de la demande, d’équipements électroménagers intelligents, de la production distribuée et du stockage, les réseaux de distribution seront la plaque tournante des futurs échanges énergétiques. Une tendance lourde liée au développement du smart grid milite en faveur du déploiement de ressources énergétiques distribuées pour réduire le stress sur le réseau et éventuellement, permettre le fonctionnement en micro‐réseaux des villes. De plus, le smart grid est partie intégrante d’un ensemble de systèmes intelligents visant, par exemple, l’amélioration des milieux urbains (smart city) et du transport routier (smart transportation).

Le développement de modèles d’affaire favorables au déploiement de ressources énergétiques distribuées nécessite d’importants changements dans la structure et la réglementation de l’industrie électrique. Un changement de paradigmes vers davantage de solutions décentralisées est attrayant à plusieurs égards. Cependant, l’importante dimension politique qu’elle comporte requiert l’appui d’un grand nombre d’intervenants, de nouveaux acteurs de l’industrie, de l’industrie traditionnelle, d’organismes gouvernementaux, non‐gouvernementaux et des consommateurs.

TUKA BIABA Samuel Garcia ISTA KINDU MANIEMA ‐ v ‐ 13/08/ 2024

Contenu

Introduction ……………………………………………………………………………………………………………………….. 1
Présentation du smart grid et des ressources énergétiques distribuées. …………………………………….. 3
1. Le rôle du smart grid dans l’intégration des RED ……………………………………………………………… 4
1. Les énergies renouvelables et la flexibilité des réseaux …………………………………………………….. 6
1. L’agrégation des RED ……………………………………………………………………………………………………. 8
1. Bénéfices des ressources énergétiques distribuées ………………………………………………………… 10
1. Autres charges …………………………………………………………………………………………………………… 32
Le rôle des marchés dans l’intégration des ressources énergétiques distribuées ……………………….. 33
1. La planification des ressources de production ……………………………………………………………….. 33
1. Structures et philosophies de marché …………………………………………………………………………… 34
1. L’agrégation de charge ……………………………………………………………………………………………….. 36
1. Les défis d’intégration ………………………………………………………………………………………………… 36
  1. Défis techniques…………………………………………………………………………………………………. 37
  1. Défis commerciaux …………………………………………………………………………………………….. 39
  1. Défis sociaux et culturels …………………………………………………………………………………….. 41
1. Facteur de succès ………………………………………………………………………………………………………. 41
  1. Analyser le contexte local ……………………………………………………………………………………. 41
  1. L’agrégation en centrales électriques virtuelles ……………………………………………………… 43
  1. L’agrégation en micro‐réseaux : l’achèvement du smart grid …………………………………… 45
Résumé …………………………………………………………………………………………………………………………….. 47
Conclusion ………………………………………………………………………………………………………………………… 49
Annexe 1 ‐ Les services complémentaires de réseau ………………………………………………………………. 50
Références ………………………………………………………………………………………………………………………… 53

‐ vii ‐

CHAPITRE 1. Introduction

Les compagnies d’électricité auront à intégrer

davantage d’énergie renouvelable variable au cours des prochaines années. L’éolien, le solaire, les hydroliennes, les centrales au fil de l’eau ou marémotrices sont au nombre des filières de production verte qui sont de nature fluctuante.

La variabilité des énergies renouvelables pose des problèmes opérationnels sur certains réseaux, où la production utilisée pour offrir les services complémentaires, tels que la régulation continue, n’est pas suffisamment flexible [1] [2]. Pour assurer la

Alors que les grands réseaux électriques ont longtemps répondu aux problèmes de capacité en ayant recours à la production d’électricité, une plus grande participation de la production distribuée, des bâtiments intelligents et du stockage est anticipée pour réduire le stress sur le réseau et même fournir de l’équilibrage

continuité du service électrique, les ressources dédiées à l’équilibrage du réseau doivent être en mesure de répondre rapidement à des hausses ou des baisses de production variable, lesquelles s’additionnent parfois à une baisse ou une hausse soudaine de la demande [3].

Avec plus d’énergie renouvelable intermittente, davantage de réserve opérationnelle est requise [4], et cette réserve doit être en mesure de répondre plus rapidement aux variations de la production et de la demande [5]. Alors que les grands réseaux électriques ont longtemps répondu aux problèmes de capacité en ayant recours à la production d’électricité, une plus grande participation de la production distribuée, des bâtiments intelligents et du stockage est anticipée pour réduire le stress sur le réseau et même fournir de l’équilibrage [6] [7] [8] [9] [10] [11].

D’importantes forces poussent à des changements dans ce domaine :

Les marchés de l’électricité sont tenus d’ouvrir la fourniture de services aux ressources non‐ traditionnelles, afin de respecter les normes de non‐discrimination [12]. Des changements ont été apportés dans plusieurs marchés et le service de régulation est maintenant ouvert pour des clients possédant des charges de puissance moyenne [13].
La réduction de la demande de pointe est souvent plus économique que le démarrage ou la construction de centrales. Les entreprises spécialisées dans la réduction de l’énergie et l’agrégation de ressources distribuées gagnent des parts importantes sur les marchés de capacité [14]. La tarification du transport de l’électricité sur les marchés en fonction des nœuds d’injection/éjection ou des zones de réseau (reflétant la congestion locale) accentue les bénéfices d’utiliser les ressources distribuées pour réduire la demande sur le réseau de transport.
Des technologies de gestion de l’énergie grand public (résidentielle et commerciale) sont graduellement mises en marché [15] pour automatiser la consommation d’électricité. Le nombre d’électroménagers et thermostats intelligents augmentera graduellement à mesure que les anciens équipements seront remplacés, par désuétude ou par incitatifs, par des offres promotionnelles de revendeurs d’électricité ou de programmes d’efficacité énergétique.
Le développement du transport électrique augmente la disponibilité de batteries sur les marchés, réduit son coût d’achat et de revente, et contribue à l’amélioration de son efficacité. Ce développement aura, à terme, pour effet d’introduire le stockage dans la chaîne d’approvisionnement de l’électricité, jusqu’à présent une industrie « just‐in‐time ». Des entreprises automobiles envisagent même, à terme, de recourir au véhicule électrique afin de fournir de l’électricité au réseau (vehicle‐to‐grid) [16].

Le développement des réseaux électriques intelligents (smart grids) contribue à relier le client avec les opérateurs, les marchés et les entreprises de services énergétiques [17]. Un « Internet de l’énergie » est en train de se développer, pour décarboniser le réseau, certes, mais également améliorer sa performance et sa fiabilité [18] [19] [20] [21] [22] [23].

Le présent document traitera de la contribution des ressources énergétiques distribuées, soit la gestion de la demande (demand response), le stockage et la production décentralisée afin d’équilibrer le réseau électrique et les énergies renouvelables. Les termes génériques « équilibrage » ou « régulation » sont parfois utilisés pour faciliter la lecture. L’annexe 1 à la fin de ce document vise à fournir des éclaircissements quant aux services complémentaires impliqués dans l’équilibrage du réseau.

Dans la première section, les concepts techniques seront présentés, ensuite suivra une revue technique et scientifique de projets de démonstration et d’études dans le domaine et finalement, la dernière section traitera des enjeux liés à la commercialisation et à l’adaptation des marchés d’électricité.

CHAPITRE 2. Présentation du smart Grid et des ressources énergétiques distribuées

2.1. Introduction

La modernisation des réseaux électriques vers un smart grid est en cours de développement afin d’améliorer leur fiabilité [24], faciliter l’intégration des énergies renouvelables et des voitures électriques, et mieux gérer la consommation d’électricité. Avec

le développement du smart grid, davantage de ressources Avec le développement du énergétiques distribuées (RED) sont déployées, telles que des smart grid, davantage de batteries, de la production décentralisée et des technologies ressources énergétiques distribuées (RED) sont

pour accroître la gestion de la demande des clients. déployées, telles que des

batteries, de la production Les termes « ressources énergétiques distribuées », « charges décentralisée et des flexibles » ou « ressources flexibles » seront couramment technologies pour accroître la utilisés dans cette étude. Par distribué ou décentralisé, on gestion de la demande des

clients

entend un équipement (charge, production ou stockage) branché sur une ligne de distribution ou situé chez les clients.

Par flexible, on entend la possibilité que l’équipement soit dédié temporairement à supporter l’opération du réseau, de façon directe^[1] (par un contrôle) ou indirecte (par une automatisation selon un signal de prix ou de délestage). Le terme « charge flexible » fait plus précisément référence aux équipements situés du côté du client et faisant l’objet d’une gestion par un opérateur ou un système de gestion de l’énergie.

Voici quelques technologies pouvant faire l’objet d’une gestion avancée :

Chauffe‐eau électrique, pompes à chaleur, plinthes chauffantes et planchers radiants;
Électroménagers intelligents;
Systèmes de chauffage biénergie;
Chaufferies urbaines et centrales à cycle combiné (CHP);
Systèmes de climatisation et de ventilation;
Éclairage intérieur et extérieur;
Production distribuée (groupes électrogènes, piles à combustibles, centrales au fil de l’eau, énergie solaire et énergie éolienne)
Stockage par batterie stationnaire (une ou plusieurs unités mises en parallèle) ou mobiles (véhicules électriques); et

Stockage thermique de froid (banc de glace ou eau froide) et de chaleur (central et mural);

Parmi les technologies présentées, certaines sont encore peu présentes sur le réseau (p. ex. batteries stationnaires et voitures électriques), tandis que d’autres technologies sont déjà déployées à grande échelle (p. ex. chauffe‐eau électrique, air climatisé et pompes à chaleur), mais ne sont pas intégrées intelligemment^[2] au réseau. Certaines technologies sont de faible capacité, mais sont très répandues dans les commerces et résidences et sont davantage disponibles. D’autres équipements sont de grande capacité, mais sont peu disponibles pendant l’année. Certaines technologies se prêtent bien à une gestion de la consommation (délai de démarrage ou déplacement de consommation), alors que d’autres doivent suivre une cédule plus stricte de fonctionnement ou dans d’autres cas, leur gestion peut causer des désagréments à l’utilisateur.

Ce regroupement est donc très peu limitatif, car la possibilité ou non d’agir sur le fonctionnement normal d’un équipement relève autant des préférences de son utilisateur, de l’incitatif offert et des coûts de son intégration intelligente, que du seul défi technique. À différents niveaux, les technologies de l’information sont appelées à mener un rôle crucial pour agréger ces ressources et permettre leur participation dans la planification intégrée des ressources ou dans la dynamique des marchés. Le recours à ces ressources pour soutenir les réseaux électriques sous‐entend qu’un réseau de communications fiable, rapide et sécuritaire est disponible.

2.2. Le rôle du smart Grid dans l’intégration des RED

L’utilisation du stockage électrique ou thermique, de la production distribuée ou de la gestion de la demande chez les clients a été abondamment traitée dans les dernières années [25] [26] [27] [28]. De nombreuses compagnies d’électricité utilisent déjà des charges interruptibles ou des groupes électrogènes chez des clients afin de réduire la demande de pointe du réseau ou fournir de la réserve d’urgence [29] [30]. Avec le développement du smart grid, on vise à rendre cette gestion plus automatisée, à utiliser ces ressources pour offrir des réductions rapides de la demande, mais également une augmentation rapide de la demande, lors de surplus de

production d’énergie. Une meilleure gestion de la demande est

C’est la fourniture de anticipée, mais essentiellement, c’est la fourniture de services services complémentaires complémentaires avec des RED, un service jusqu’à maintenant avec des ressources réservé aux centrales. Par exemple, le maintien de la fréquence énergétiques distribuées, un service jusqu’à pourrait être en grande partie réalisé par une gestion fine de la maintenant réservées aux demande de charges flexibles [31] [32]dans le futur. centrales, qui devient possible avec un réseau De nombreux services peuvent maintenant être offerts par des électrique intelligent charges flexibles, de la production distribuée ou du stockage. Bien que présentes en faible nombre, les marchés de l’électricité

acceptent maintenant que des ressources non‐traditionnelles participent à la fourniture de services complémentaires de réseau, comme la régulation^[3] [33].Dans ces marchés, une grande industrie ou des ressources de petite puissance agrégées peuvent entrer en compétition directe avec les producteurs d’électricité. Pour connaître l’état de ces programmes, le Conseil ISO/RTO tient un inventaire des programmes actuels de gestion de la demande en Amérique du Nord [13]. Parmi les informations disponibles, les programmes de gestion de la demande sont classés par type de service (énergie, régulation, réserve et capacité). Il s’agit ici de services offerts sur les marchés de gros, cette liste n’inclut donc pas les programmes mis de l’avant par les utilités publiques ou des revendeurs pour gérer directement la pointe de leurs clients ou pour assurer un service d’urgence lors de pannes.

Plusieurs opportunités d’affaire peuvent pousser des entreprises à développer un portefeuille de ressources flexibles. Voici quelques services types pouvant être offerts sur les marchés ou à des services publics :

Tableau 1 : Les services de réseau fournis par les RED et le but visé

#	Nom du service	Type	But
1	Gestion de pointe	Énergie (non-ferme)	Réduction du coût d’approvisionnement. Offrir des réduction d’énergie à la pointe, à moindre coût qu’une centrale équivalente sur le marché. Pour les distributeur locaux, éviter des coûts d’énergie ou de facturation de puissance.
2	Allocation optimale des ressources	Énergie (non-ferme)	Stockage pour fins d’arbitrage du prix de l’électricité ou des gaz à effet de serre. Réduire la demande temporairement afin d’éviter des coûts de démarrage de centrales intermédiaires.Tirer profit des surplus ou des bas coûts de l’électricité.
3	Gestion de la capacité	Capacité (ferme)	Fournir une réduction ferme de l’énergie afin de réduire la congestion, à moindre coût que l’ajout d’infrastructure de production ou de transport. Pour les distributeurs locaux, éviter des investissements en réseau.
4	Réserve tournante	Réserve de contingence	Fournir de la réserve synchrone afin de combler les écarts de fréquence et d’énergie lors d’évévements majeurs
5	Réserve non-tournante	Réserve de contingence	Fournir de la réserve non-synchrone afin de restaurer les niveau de réserve tournante (nécessite réponse en 10 minutes)
6	Réserve de remplacement	Réserve de contingence	Fournir de la réserve de remplacement pour restaurer la réserve tournante et non- tournante lors d’évévements majeurs (nécessite réponse en 30 minutes)
7	Contrôle de la fréquence automatique	Réserve de régulation	Combler les écarts de fréquence en continue par des relais sensibles à la fréquence (en absence d’événements majeurs)
8	Réglage automatique de la production (RAP)	Réserve de régulation	Combler les écarts de fréquence en continue par la réception d’une consigne de l’opérateur (en absence d’événements majeurs)
9	Suivi de charge	Suivi de charge	Combler les écarts en besoin d’énergie entre les ordres de répartitions (i.e. variation intra-horaires).
10	Gestion des surplus	Stockage de surplus d’énergie	Stocker l’énergie en surplus sur le réseau intégré afin d’éviter le délestage de la production
11	Gestion en réseau isolé	Stockage d’énergie locale	Stocker l’énergie pour fins d’îlotage d’une ligne de distribution ou afin de jumeler des énergies renouvelables dans un réseau autonome

Pour l’instant, des critères techniques⁴ ou des considérations économiques limitent l’utilisation des RED pour supporter le réseau. Par le développement de produits de consommation standardisés et plus intelligents, on anticipe une augmentation de ces services rendus par des charges chez la clientèle résidentielle, commerciale ou industrielle. Ces derniers pourraient échanger directement avec le marché ou être partie intégrante du portefeuille d’une entreprise agrégateur ou d’une utilité publique.

2.1 Les énergies renouvelables et la flexibilité des réseaux

Par leur nature fluctuante, les énergies renouvelables variables exercent une pression sur l’opération du réseau et peuvent mener à des augmentations du coût de l’électricité. L’étude du CAISO [34] fait état de quatre problématiques associées à la variabilité des énergies renouvelables^[4]. Ces problématiques ont été bien décrites dans l’étude du Lawrence Berkeley National Laboratory [35], soit :

a) L’ampleur des besoins horaires associés à la rampe : La mise en disponibilité planifiée d’une plus grande capacité de production dans le but de suivre des variations horaires plus importantes. Les variations de la puissance éolienne peuvent s’additionner aux variations de la demande. Dans plusieurs régions, le vent a tendance à souffler davantage la nuit pour ensuite diminuer le matin, alors que la demande d’électricité durant cette même période connaît une augmentation.

b) La variabilité intra‐horaire de la production : ^{Photo : CanmetÉNERGIE}

Le recours à des ressources pour suivre les variations de production non planifiées à l’intérieur d’un bloc horaire. Des coûts importants sont associés à la réservation d’unités de production qui demeureront inutilisées (dans le cas d’une prévision adéquate ou une surproduction) et au recours à l’achat au prix marginal de l’électricité à un producteur local (dans le cas de sous‐ production).

Les surplus de génération : Lorsque les centrales de base sont à leur plus faible régime, que les exportations sont à leur maximum et que la demande interne ne suffit pas à absorber la production d’énergie renouvelable (surtout éolienne), le recours au délestage de la production est parfois nécessaire. On observe même dans certains marchés des prix négatifs signalant des surplus d’énergie importants dans le réseau.
Une réduction ou augmentation quasi‐instantanée de la puissance de sortie d’une centrale : Des problèmes locaux de variation de tension peuvent être créés lors du passage d’un nuage au‐ dessus d’une ferme solaire. Contrairement aux machines tournantes (comme un rotor d’éolienne), la production solaire n’a pas d’inertie mécanique et des variations de 50 % en 90 secondes sont envisageables et même de 70 % en 5 à 10 minutes [36]. La régulation de tension en distribution ne faisant pas l’objet d’un « marché de services complémentaires », les coûts de modification de réseau sont souvent absorbés par les autoproducteurs ou par l’ensemble des payeurs de tarifs.

Du point de vue économique, l’introduction des énergies renouvelables variables augmente le besoin et par conséquent, le coût de services complémentaires⁶, en plus d’introduire de l’incertitude dans l’exercice de répartition économique des centrales. Selon De Cesaro [37], l’augmentation de la pénétration éolienne sur les marchés augmenterait davantage les coûts de la répartition « unit commitment cost » que les coûts associés à la régulation ou à suivre la charge (load following).En effet, sur les marchés, des coûts de réservation sont payés à des centrales pour assurer leur disponibilité, si le besoin se présente. Un montant supplémentaire est ensuite payé à la centrale advenant son démarrage. Ce coût est souvent élevé, puisqu’il est souvent déterminé par le coût marginal de l’électricité sur le marché en temps réel, reflétant le coût réel de démarrage de la dernière centrale « économique ». Sur les réseaux de transport, ces coûts supplémentaires de l’éolien sont parfois absorbés par l’ensemble des utilisateurs du réseau ou par les propriétaires du parc éolien. En absence de marché, le paiement d’un service d’équilibrage est parfois exigé par l’opérateur de réseau qui dispose d’un parc de production cyclable. Pour le producteur offrant ce service, le montant exigé tient compte du coût d’opportunité associé au maintien d’une réserve « captive » pour l’équilibrage.

Le maintien de l’équilibre du réseau constitue l’un des grands défis que pose l’intégration d’une forte pénétration d’énergies renouvelables. Dans certaines régions, le parc de production actuel est flexible et permet plus facilement d’équilibrer l’intermittence des énergies renouvelables. La notion de

« flexibilité » peut être décrite comme la capacité d’un réseau de varier rapidement la production ou de modifier rapidement la demande. Les complexes hydroélectriques avec réservoirs ont ainsi la possibilité d’emmagasiner de l’énergie et d’offrir des services d’équilibrage. Des turbines à combustion interne peuvent également être arrêtées ou mises en marche dans un intervalle de temps court (i.e. 10 à 20 minutes) et contribuer à l’équilibrage des réseaux, ce qui n’est pas le cas des centrales nucléaires qui sont plus lentes à augmenter ou réduire leur production et à démarrer ou arrêter. Les interconnexions à d’autres réseaux, des approches de marchés et la gestion de la demande offrent également la possibilité d’augmenter la flexibilité des réseaux [1]. De nombreuses études ont démontré qu’une forte pénétration d’énergie renouvelable fluctuante est possible, mais implique des changements constants à la planification des réseaux de transport et à leur opération [37] [38] [1]. La Figure 1 présente les besoins de flexibilité, de même que les ressources pouvant être mises à la disposition pour équilibrer les fluctuations de la charge nette (net load) ou répondre à une contingence.

Figure 1 : Vue d’ensemble du besoin de flexibilité et des ressources [1]

Tel que présenté sur cette illustration, les RED telles que la gestion de la demande, le stockage, ainsi que certains types de production distribuée pourrait être mise à contribution pour accroître la flexibilité des réseaux électriques. Cependant, l’utilisation des RED pour soutenir le réseau exige d’adresser la problématique d’agrégation de petites charges, de petite production, de stockage et de leur intégration sur le réseau et dans les marchés.

2.2 L’agrégation des RED

L’intégration des RED pose de nombreux défis. Techniquement,

les ressources distribuées sont de faible puissance, elles sont L’utilisation des ressources

distribuées pour soutenir le

nombreuses et leur comportement est variable et pas réseau de transport ou de complètement caractérisé. Pour l’opérateur du réseau, ces distribution exige d’adresser

ressources sont jusqu’à maintenant souvent invisibles et la problématique

d’agrégation de petites incontrôlables. L’intégration de ces ressources dans les marchés charges, de petite de l’électricité pose d’autres défis. Les marchés exigent un production, de stockage et de

leur intégration sur le réseau certain volume, une puissance minimale ou de la télémesure, et dans les marchés. jusqu’à maintenant peu répandue sur le réseau de distribution ou chez les clients.

Pour répondre à ce besoin, un nouvel acteur fait son entrée sur les marchés de l’électricité : L’agrégateur^[5]. Ce type d’entreprise offre des services énergétiques à des opérateurs ou des utilités publiques en utilisant la flexibilité des charges/unités de production chez des commerces et des industries. Pour le moment, ce marché demeure relativement fermé aux secteurs résidentiels et aux petits commerces. Aussi, les services de réseau pouvant être offerts par ces derniers demeurent nul ou limité dans plusieurs régions.

En considérant la tendance actuelle de l’industrie qui semble encourager, dans un premier temps, le déploiement de technologies de gestion de l’énergie dans les bâtiments et dans un second temps, une plus grande ouverture des marchés, ces entreprises devraient vraisemblablement jouer un plus grand rôle dans le futur. Une vision futuriste de l’agrégation de charge justifie un intérêt important des chercheurs pour les solutions de centrales électriques virtuelles et de micro‐réseaux. Tel que présenté à la Figure 2 :

Une centrale électrique virtuelle vise l’intégration d’un ensemble de ressources distribuées afin de fournir de l’énergie ou des services complémentaires de réseau. Prises individuellement, ces ressources de faible puissance ont peu d’impact. Regroupées, ces ressources distribuées peuvent offrir des services comparables aux centrales. L’emplacement physique de ces ressources n’est pas un facteur déterminant comme dans le cas d’un micro‐réseau (plus bas) où le maintien de la fréquence ou de tension implique un échange local d’énergie.
En mode micro‐réseau, les ressources distribuées permettent d’assurer le service électrique (partiel ou total) lors de pannes sur le réseau principal. Les ressources doivent être à proximité, branchées sur un même poste ou ligne de distribution. Le contrôleur du micro‐réseau doit se substituer à l’opérateur du réseau principal afin de maintenir la fréquence et la tension lors de l’ilotage planifié de celui‐ci.

Figure 2 : Intégration des RED

2.3 Bénéfices des ressources énergétiques distribuées

Selon les technologies du smart grid déployées dans un micro‐réseau ou utilisées dans une centrale électrique virtuelle, l’utilisation de ces ressources peut mener à la réduction : de l’énergie consommée, de la pointe et des autres besoins liés à l’équilibrage du réseau. Ces nouvelles approches d’intégration des ressources distribuées permettent à la fois de maintenir la continuité d’alimentation, de répondre à des considérations économiques et environnementales, et d’assurer la sécurité énergétique des communautés. Voici quelques exemples d’applications d’intégration des ressources énergétiques distribuées dans l’opération des réseaux électriques. Les exemples de projets de démonstration sont tirés de projets canadiens dans le domaine.

Réduire la demande de pointe

L’utilisation du réseau durant l’année dépend beaucoup des caractéristiques de consommation des clients. Le réseau n’est utilisé à sa pleine capacité que quelques centaines d’heures par année. L’augmentation de la demande de pointe exige davantage de capacité de production, de transport et de distribution et induit des coûts supplémentaires d’opération et de maintenance. Cette augmentation exige également l’augmentation de réserves pour pallier aux pertes induites sur les réseaux de transport et de distribution à la pointe.

Le déplacement de la consommation, l’utilisation du stockage thermique ou par batterie, ainsi que la production ferme d’électricité de façon décentralisée permettent de réduire le stress sur le réseau et d’éviter les coûts associés à l’augmentation de la puissance sur l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement du réseau. Ils permettent également aux entreprises de production, de transport et de distribution de reporter des investissements en augmentation de capacité. Pour les clients résidentiels, commerciaux ou industriels, la réduction de la pointe réduit directement leur facture d’électricité si un tarif incitatif supporte la modulation de la demande dans le temps (p. ex. tarification différenciée, tarif à la demande, tarification en temps réel, tarification par période critique, etc.). Une gestion automatisée de la demande, alimentée par un prix sur les marchés de l’électricité permet de coordonner la réduction de la pointe du client et du réseau [39]. Sur les marchés, la capacité ainsi réduite ou autoproduite en distribution peut être vendue sur les marchés de capacité, par les entreprises électriques ou d’autres entreprises spécialisées en gestion de la pointe.

Éviter le démarrage de centrales coûteuses ou polluantes

Le démarrage de certaines centrales est parfois requis afin de fournir de l’électricité pendant une courte période ou pour suivre les fluctuations de la demande. De telles centrales sont parfois plus coûteuses à opérer que des centrales offrant une production de base. Ces centrales sont souvent alimentées par des carburants fossiles, tels que le diesel, le mazout ou le gaz naturel. Certaines centrales au charbon sont parfois utilisées pendant quelques heures. La gestion de la pointe permet d’éviter les émissions de gaz à effet de serre associés au démarrage de centrales de pointe [40].

Augmenter les réserves pour faciliter l’intégration des énergies renouvelables variables

Plusieurs grands réseaux électriques n’ont pas suffisamment de ressources dites « flexibles » pour pallier aux fluctuations d’une importante capacité de production éolienne ou d’autres types de production variable. La mise en disponibilité d’un parc de charges flexibles et de ressources de stockage est visée par plusieurs opérateurs afin d’accroître les réserves allouées à suivre la production variable ou pallier aux contingences; elle fait l’objet de plusieurs projets de démonstration, comme le projet PowerShift Atlantique (voir encadré).

Projet PowerShift Atlantique [41]
Promoteur principal : Société d’énergie du Nouveau‐Brunswick (Énergie NB) Région : Quatre collectivités maritimes au Nouveau‐Brunswick, en Nouvelle‐Écosse et à l’Île‐du‐Prince‐Édouard Budget : 32 M$
Les provinces maritimes possèdent un potentiel éolien significatif, alors que des facteurs d’utilisation jusqu’à 40 % sont enregistrés à différents endroits, particulièrement à l’Île‐du‐Prince‐ Édouard. Pour tirer le plein potentiel de cette ressource variable, un projet de recherche collaboratif a été lancé en 2010 en partenariat avec Ressources naturelles Canada par l’entremise du
		Miche	l Losier, PowerShift Atlantic
Fonds pour l’énergie propre, Énergie Dans le cadre de ce projet, différentes Nouveau‐Brunswick, le gouvernement technologies résidentielles, de l’Île‐du‐Prince‐Édouard, Maritime commerciales et industrielles seront Electric, Nova Scotia Power, exploitant mises à l’essai, par exemple, des de réseau du Nouveau‐Brunswick technologies de contrôle de charge de			Le développement d’une centrale électrique virtuelle représente l’aspect innovateur de ce projet. En effet, les systèmes de gestion de l’énergie disponibles sur les marchés n’intègrent pas une gestion en continue de la demande et les systèmes de gestion de la pointe n’intègrent pas l’offre de services complémentaires de façon satisfaisante.. Le consortium a donc décidé de développer une nouvelle solution de centrale électrique virtuelle pouvant suivre la charge en continue, mais également de fournir de la réserve tournante sur demande. Le consortium des Maritimes, ainsi que les entreprises SAIC, Stantec et T4G travaillent à l’engagement des clients, au déploiement de technologies et au développement d’une des premières centrales électriques virtuelles à voir le jour.
(NBSO), l’Université du Nouveau‐	chauffe‐eau, des accumulateurs
Brunswick (UNB), le gouvernement du Nouveau‐Brunswick et le gouvernement de l’Île‐du‐Prince‐Édouard. Ce projet d’une durée de quatre ans se concentre sur les moyens de pallier aux fluctuations horaires de la production éolienne par la gestion des charges situées chez les clients. En utilisant ainsi certaines charges flexibles chez un grand nombre de clients participants, il pourrait être possible d’éviter le recours à une centrale thermique pour fournir le service de suivi de charge et de réserve tournante. Cette situation se produit à quelques reprises dans l’année, lorsque la production hydraulique ne peut fournir ce service.	thermiques et des systèmes de gestion de l’énergie dans les bâtiments commerciaux. La gestion de la demande de quelques processus industriels ou l’ajustement de consignes de réfrigération sont également envisagés. Un maximum de 2 000 clients devrait participer à ce projet de démonstration. Un défi important de ce projet est d’assurer une opération en temps réel fiable du réseau électrique avec un nouveau type de producteur : une centrale électrique virtuelle, détenue par Énergie NB.
Avec davantage d’éolien et le retour de la centrale nucléaire Pointe Lepreau sur le réseau cette situation risque de se produire plus fréquemment.

Permettre le fonctionnement de micro‐réseaux

Sur certaines lignes de distribution ou sur certains campus, il y a suffisamment de production distribuée pour assurer le maintien du service électrique d’une partie de la ligne lors de la perte du réseau principal. Débranché du réseau, un micro‐réseau fonctionnant de façon autonome doit donc assurer, en remplacement du réseau intégré, les fonctions d’équilibrage offre‐demande, de maintien de tension et de protection du réseau et des travailleurs.

Cette opération se complexifie lorsque la production îlotée est variable, comme c’est le cas de l’éolien, de l’énergie solaire et de certaines centrales au fil de l’eau (débit d’eau variable). Des ressources additionnelles, telles que des charges flexibles et du stockage pourraient permettre de faciliter ce fonctionnement. Bien que cette pratique soit très peu répandue, cette approche permettrait d’augmenter la disponibilité du service électrique lors de pannes. Un projet de démonstration de BC Hydro explore ces nouvelles possibilités.


Stockage d’énergie et gestion de la demande pour les postes de transformation près de leur capacité maximale Promoteur principal : BC Hydro Région : Communautés Golden et Field en Colombie‐Britannique Budget : 15 M$ Ce projet fait la démonstration du stockage d’énergie pour alimenter les communautés de Golden et de Field

lorsque le réseau principal est en panne ou lors de la pointe. Deux batteries de 1 MW chacune seront installées, l’une à Golden, pour réduire le stress sur le poste de transformation à la pointe et l’autre à Field, afin de
	Whittaker,Hel	en, BC Hydro, October, 2011
supporter la charge lors d’une panne. En effet, l’îlotage planifié est très Les principes associés à l’îlotage planifié rarement appliqué par les distributeurs sont suivis afin de maintenir le service d’électricité. La compagnie BC Hydro, de la communauté pendant une disposant de nombreuses période allant jusqu’à sept heures. Le communautés éloignées, s’intéresse à projet prévoit également des cette nouvelle approche d’opération technologies pour augmenter le temps des réseaux qui permet de maintenir le de réponse lors de pannes. « Nous service avec le support de ressources maintenons les service électrique en distribuées, telles que les centrales au Colombie‐Britanique grâce à une fil de l’eau ou le stockage [42]. Enfin, ce planification intégrée et l’avancement projet devrait également réduire de notre réseau par des nouvelles l’impact environnemental et les coûts technologies(traduction libre) », Greg associés à l’utilisation de génératrices Reimer, Vice‐president exécutif, au diesel, utilisées lors des pannes		Les batteries utilisées sont au sulfure de sodium et seront fournies par NGK Insulators Limited du Japon. L’ingénierie du système sera réalisée par Quanta et S&C Electric Company, spécialisés dans l’automatisation des réseaux et l’intégration des énergies renouvelables. Cette solution pourrait être utilisée dans plusieurs collectivités éloignées du Canada, où la fiabilité du réseau est mauvaise et où le coût d’augmentation de la capacité du réseau est élevé.
Transmission et Distribution, BC Hydro. prolongées et en pointe.

Optimiser les réseaux électriques dans les communautés éloignées

De nombreux réseaux isolés, particulièrement dans le nord du Canada, fonctionnent avec du carburant diesel coûteux. Une meilleure répartition des groupes électrogènes ou le jumelage avec de la production variable permettrait de réduire les coûts du diesel, ainsi que le bruit et la pollution liés à leur fonctionnement. Quelques projets de jumelage éolien‐diesel ou solaire‐diesel [43] [44] ont été mis de l’avant, de même que des projets de répartition optimale de la production diesel [45].

Sans l’utilisation de stockage ou de charges flexibles, certains groupes diesels fonctionnent dans une zone de faible rendement. Avec un contrôle de charge ou en utilisant la production renouvelable, il est possible d’optimiser les réseaux électriques de ces communautés, soit arrêter le groupe électrogène qui fonctionne à bas régime. L’utilisation de charges flexibles permet également de mieux gérer les événements de surplus de production renouvelable, lors du jumelage au réseau local.

L’utilisation des énergies renouvelables en milieux éloignés pose des problèmes d’intégration importants et fait l’objet de recherche constante. Une bonne gestion des charges et du stockage est identifiée comme un élément clef d’une solution de jumelage robuste.

Exemple : Hartley Bay Un système de gestion d’appel de puissance a été installé au village de Hartley Bay, une communauté éloignée en Colombie‐Britannique au Canada, avec l’objectif d’améliorer l’efficacité globale de la répartition des groupes électrogènes. Cette communauté héberge 170 personnes et est desservie par un petit réseau électrique alimenté par trois groupes électrogènes au diesel. Le système de gestion d’appel de puissance est conçu pour ajouter ou retirer des charges si l’algorithme utilisé prévoit une pointe d’inefficacité imminente. Des thermostats réglables et des contrôleurs de charge de 30 ampères ont été installés dans les bâtiments commerciaux, tels l’école, le centre de santé et le centre communautaire, pour effectuer du délestage au besoin. La capacité totale de délestage est de 20 % de la pointe d’hiver.

Les résultats préliminaires démontrent qu’aucun changement dans l’offre de service n’a été perçu par la communauté. Une centrale au fil de l’eau sera bientôt mise en service dans cette communauté et le système de gestion de la charge permettra d’optimiser la production des groupes électrogènes en prenant en compte la production variable de la centrale et des charges flexibles situées chez les clients. Ce projet de démonstration a été réalisé grâce à la collaboration du village de Hartley Bay, de la compagnie Pulse Energy, de CanmetÉNERGIE, des Affaires autochtones et Développement du Nord Canada et du Ministère de l’énergie et des mines de la Colombie‐Britannique.

Gestion de la production diesel à Hartley Bay

Chapitre 3. Le rôle des marchés dans l’intégration des ressources énergétiques distribuées

Cette section complémente la revue technique présentée précédemment en abordant les aspects liés aux marchés, à la réglementation et à l’environnement commercial et sociétal entourant l’intégration des RED. Une courte introduction sur la planification de la génération et la structure des marchés sera présentée au début de la section, suivi d’information sur l’agrégation, des défis d’intégration et des facteurs de succès liés à la commercialisation de la gestion des RED.

3.1. La planification des ressources de production

La dynamique de l’opération des réseaux électriques est caractérisée par le besoin d’équilibrer la production et la demande en temps réel. Cette caractéristique technique fondamentale du fonctionnement des réseaux électriques est exacerbée par le fait qu’il est difficile ou peu rentable de stocker de l’électricité à grande échelle. C’est ainsi qu’au cours d’une journée typique, on peut voir un bon nombre de différentes technologies de production se partager le rôle de rencontrer les besoins de la demande d’électricité. Les différentes technologies sont appelées à entrer en jeu au gré des variations de la demande et en fonction de leurs coûts d’opération. Ces cycles technologiques journaliers induisent de fortes variations^[6] dans la valeur du coût marginal d’un kilowattheure d’énergie au cours d’une même journée (de très bas la nuit à très élevé en pointe).

Les centrales sont réparties de façon optimale afin de fournir différentes commodités, principalement de l’énergie, mais également différents services complémentaires, dont la régulation et la réserve tournante ou non‐tournante. Des contraintes de congestion des réseaux et de performance des centrales, tel que le temps de démarrage (minutes), d’arrêt (minutes) et la capacité associée à la rampe (MW/minute) sont pris en compte dans l’algorithme de répartition économique des centrales. La responsabilité de la répartition économique peut être dévolue à une organisation centrale (d’une entreprise intégrée verticalement), à un opérateur de réseau ou à opérateur de marché. Le rôle de l’opérateur^[7] du réseau est variable selon les pays et régions, particulièrement son implication dans l’opération du marché.

3.2. Structures et philosophies de marché

Une raison au développement des marchés de l’électricité est de faciliter l’intégration de plus de participants, incluant des ressources de plus petite puissance, pour ainsi minimiser les importants coûts en capitaux liés à la construction de centrales additionnelles [69].

Le nombre de structures et de philosophies distinctes de marché de l’électricité est aussi vaste que le nombre de marchés. On constate, par contre, deux grandes approches : l’une nord‐américaine et l’autre européenne.

Approche nord‐américaine

L’approche nord‐américaine donne énormément de pouvoir à l’opérateur du réseau (independent system operator (ISO)). L’ISO est un acteur crucial du marché qui se charge d’opérer un marché à terme pour le jour suivant (day‐ahead). L’opération du marché day‐ahead considère de manière intégrée un grand nombre de caractéristiques techniques des centrales de production ainsi que l’impact du réseau de transport et les besoins en services complémentaires afin de fournir davantage d’informations utile aux échanges.

Le rôle de ce marché est de créer une projection de l’opération en temps réel à venir et de prendre position afin de fixer les revenus et dépenses des acteurs (producteurs et revendeurs) au lieu d’attendre l’opération en temps réel, où le prix, vulnérable aux variations de la demande ou aux bris d’équipements, n’est connu qu’après le fait (ex‐post). Ce marché à terme est purement financier et n’engage aucunement les parties à fournir ou bien prendre livraison d’énergie le jour suivant. Un marché à terme permet aux acteurs impliqués dans les transactions bilatérales déjà conclues, de miser pour obtenir la capacité de transport nécessaire à la mise en œuvre de leur transaction. Un sous‐produit du marché à terme est le calcul de prix marginaux de l’électricité à chaque nœud du réseau; ces prix sont utilisés pour obtenir la compensation totale des producteurs et le paiement des revendeurs. Si les offres sont maintenues jusqu’à la fermeture des enchères (gate closure), le marché devient physique et une livraison est prévue à très court terme (i.e. pour la prochaine heure). Avec un marché à terme, les acteurs connaissent donc avec plus d’exactitude le prix d’achat et de vente d’électricité avant leur consommation (ex ante) et peuvent ainsi ajuster leur offre.

Un marché à terme s’accompagne également d’un marché en temps réel (physique). L’opération du marché en temps réel implique des livraisons et extractions d’énergie à l’image de la répartition établie lors de la fermeture des enchères. Il inclut donc la répartition économique identifiée, mais également les transactions bilatérales ayant réservé leur accès au réseau. Dans la conduite du marché en temps réel, l’ISO, tout en conservant une vue d’ensemble de son réseau, se charge de répartir l’énergie nécessaire afin d’équilibrer la production à la demande en utilisant la capacité en réserve opérationnelle (i.e. les services complémentaires) des centrales les plus économiques. Lorsque le besoin de régulation est trop important, une nouvelle répartition (i.e. un changement de point de consigne) peut s’opérer à l’intérieur de l’intervalle horaire. Après la conduite du marché (ex‐post), des prix marginaux pour chacun des nœuds sont calculés pour fins de facturation. Ces nœuds peuvent refléter la congestion et les pertes générés par ces échanges. Il est important de noter que le volume d’énergie transigé par le marché en temps réel est généralement petit en comparaison de celui des marchés à terme et bilatéraux.

L’approche européenne

Au contraire de l’approche nord‐américaine, les opérateurs de réseaux de transport européens n’ont aucun rôle à jouer dans le marché avant le moment où les producteurs et les revendeurs doivent annoncer quelle sera leur position, celle‐ci reflétant l’agrégation de nombreux contrats bilatéraux. Ainsi, les opérateurs de réseaux européens n’opèrent pas un marché à terme comme les ISO américains. En fait, les opérateurs européens se contentent de gérer un marché de ressources d’équilibrage qui est suivi d’un marché en temps réel, où les écarts entre la production et la charge sont éliminés en répartissant les ressources d’équilibrage et des services complémentaires acquis plus tôt. Les écarts entre les positions annoncées et les données de télémétrie sont réglés via des prix qui récompensent (pénalisent) les écarts contribuant à réduire (augmenter) l’écart global du réseau. Finalement, contrairement à l’approche nord‐américaine, où le marché prend en compte l’effet du réseau, en Europe, la congestion du réseau de transport est gérée en utilisant les ressources d’équilibrage.

Distinctions et ouverture aux RED

Ces deux approches impliquent la conduite d’un marché en temps réel ou d’un marché d’équilibrage. Ces deux approches incluent des services compétitifs ou non de fourniture de services complémentaires pour maintenir la fréquence et la tension. Cependant, une distinction majeure de l’approche américaine est l’établissement d’une solution de répartition optimale réalisée en deux temps (two‐settlement process). Cette solution permet une co‐optimisation de la répartition économique et des contraintes de réseau dans l’établissement de la répartition économique optimale.

Dans l’approche nord‐américaine, les prix de l’électricité sont établis à postériori (ex post), en tenant compte de la congestion et des pertes de réseaux dans certaines zones ou certains nœuds, alors que dans l’approche européenne, ces paramètres techniques sont gérés de manière ad hoc et leurs coûts de réseau qui leur sont attribués sont socialisés après le fait.

En ce qui a trait aux ressources énergétiques distribuées, l’approche américaine a le mérite :

De permettre des modifications à la demande d’électricité ou à la production avant que le marché de l’électricité en temps réel ne soit opéré. La demande flexible et le stockage peuvent donc être optimisés suivant les coûts projetés de l’électricité;
De valoriser les solutions décentralisées de réduction de la congestion, puisqu’un signal de prix est fourni pour refléter la congestion dans une zone ou un nœud;
De valoriser la production distribuée, puisque les pertes générées par l’injection de puissance en un point du réseau de transport et sa consommation en un autre sont ajoutées au coût de production.

Une dimension additionnelle des marchés de l’électricité réside dans le traitement des coûts liés à la congestion. L’approche nord‐américaine prévoit un marché de droits de congestion permettant de mitiger les conséquences financières de la congestion alors que l’approche européenne socialise ces coûts dans le coût du service de transport. Dans ce cas, les acteurs ont peu de moyens pour éviter ces charges.

3.3. L’agrégation de charge

L’élément essentiel du succès commercial de la gestion de la demande implique un nécessaire processus d’agrégation des charges. L’agrégation agit comme un levier afin de générer des effets de masse qui permettent (i) d’offrir des volumes de gestion de la demande qui sont intéressants pour les marchés et (ii) de gérer l’incertitude et la variabilité de la charge elle‐même. Le rôle de « l’agrégateur » est né du besoin d’avoir des volumes commercialement significatifs et de limiter le risque associé à la livraison des volumes de gestion de la demande. On peut aussi ajouter que les agrégateurs agissent en tant que courtiers qui permettent l’accès des consommateurs aux marchés de l’énergie et autres services complémentaires de réseau. Pour sécuriser des revenus et détenir les leviers nécessaires pour investir dans des technologies de gestion de la demande, les agrégateurs participent souvent aux enchères de capacité, comme le Reliability Pricing Model (RPM)^[8] dans PJM [14]. Ces marchés visent à organiser la planification à long terme des ressources dans une région pour éviter des congestions futures.

L’agrégation semble être une voie d’avenir pour le développement de la gestion de la demande. En fait, il existe déjà plusieurs exemples d’entreprises d’agrégation des flexibilités de la charge. La compagnie australienne Energy Response Pty Ltd. (acquise par EnerNOC en juillet 2011) fait figure de pionnier dans le domaine en ayant fait sa marque en agrégeant les charges interruptibles de bon nombre de grands consommateurs en Australie. En septembre 2010, l’entreprise CPower Inc., qui s’est démarquée dans les dernières années en offrant un service d’agrégation de charges dans plusieurs états et provinces en Amérique du Nord, a récemment été achetée par Constellation Energy. Les solutions de gestion de la demande font maintenant partie intégrante de l’offre de service énergétique de ce producteur et revendeur d’électricité.

Du côté européen, la grande majorité des grands groupes d’utilités publiques et des PME sont à l’œuvre.^[9] Par exemple, GDF Suez (grand groupe) et Flextricity (petite PME) furent les premiers présents en tant qu’agrégateurs en Grande‐Bretagne; ils y font affaire en tant qu’agrégateurs depuis déjà près de cinq ans.

3.4. Les défis d’intégration

Tel que présenté précédemment, l’introduction des ressources énergétiques distribuées sur les grands réseaux électriques exige vraisemblablement des ajustements aux règles d’opération du réseau et aux règles des marchés. Premièrement, ces ressources introduisent davantage d’acteurs et posent des défis techniques d’intégration. Deuxièmement, ces ressources apparaissent de manière diffuse sur le réseau, les rendant difficilement discernables l’une de l’autre, à moins d’avoir un équipement de monitoring pour chacune d’entres elles. Troisièmement, de par leur petite taille, ces acteurs n’auront généralement pas ou peu d’accès aux grandes structures de marché et donc des ajustements à la réglementation et l’ajout de nouveaux services sont nécessaires afin de faciliter leur accès aux marchés.

Exemples de projets d’intégration aux marchés

Un grand défi de l’intégration de ressources énergétiques distribuées réside dans l’adaptation des règles et philosophies de design du marché. On commence à voir apparaître des propositions dans la littérature scientifique où les contributions de la demande à la fourniture de services complémentaires soient reconnues de manières explicites. Par exemple, dans certaines publications, on argumente en faveur de la reconnaissance des effets liés à la reprise de l’énergie (payback), au sein même du mécanisme de marché [70] [71] [72].

Les projets européens ADDRESS (www.addressfp7.org ) et FENIX (www.fenix‐project.org ) ont développé le concept d’agrégation des charges et de leurs flexibilités. FENIX s’est concentré sur les consommateurs de grande taille (institutions et industries) dans le contexte de centrales virtuelles, tandis qu’ADDRESS, de son côté, s’est penché sur l’agrégation des petits consommateurs commerciaux et résidentiels.

ADDRESS se démarque plus principalement pour ses efforts dans le développement des concepts et des méthodes opérationnelles d’un agrégateur pour les petits consommateurs. Les résultats du projet européen ADDRESS vont jusqu’à suggérer l’existence de trois produits de flexibilité de base [73] pouvant mener éventuellement à l’émergence de quelques marchés véritablement liquides au lieu d’une multitude de petits marchés de niche de faibles volumes ne permettant pas de se démarquer. Ce projet est présentement dans sa phase finale de validation sur trois sites de test en Europe (en France (Bretagne), Espagne (Castellon) et en Italie (Carpinone)).

Le projet Intelligent Energy System [60], mis en œuvre dans le cadre de l’initative EcoGrid au Danemark, visent à développer de nouvelles fonctions de marché pour intégrer un grand nombre de petites ressources distribuées pour fournir de la régulation de réseau. L’approche suggérée dans un des volets de ce projet est de maintenir les marchés actuels (day‐ahead, hour‐ahead), mais de permettre à des charges flexibles de petite puissance de participer au marché de régulation via l’envoi d’un signal unidirectionnel.

Du côté nord‐américain, des projets de démonstration impliquant des marchés et des centrales électriques virtuelles intégrées à un marché de l’électricité sont les projets pilotes PowerShift Atlantic au Canada[41], de Consolidated Edison avec l’EPRI dans l’état de l’Illinois [74] et celui de l’Olympic Peninsula dans l’état de Washington [75].

Évidemment, le développement de nouveaux services ne se fait pas en vase clos. Le contexte local, la réglementation et l’environnement technique de l’industrie électrique façonnent les mécanismes et philosophies ayant pour effet de valoriser ou non ces services. La mise en place de programmes de gestion de la demande et de stockage distribué comporte son lot de défis de nature commerciale, technique et socioculturelle. Les sections suivantes présenteront quelques défis et quelques facteurs de succès.

3.4.1. Défis techniques

Le caractère diffus de la ressource : Les consommateurs sont dispersés à travers le réseau et sont généralement difficiles à caractériser de manière individuelle. Il est donc difficile de pouvoir évaluer le potentiel de la ressource agrégée en absence « d’un effet de masse ». Cette problématique se retrouve magnifiée dans le cas où des contraintes de réseau limiteraient le nombre de consommateurs pouvant répondre à l’appel.

Le besoin de reprise de l’énergie libérée : Tel que mentionné ci‐haut, la grande majorité des charges et les systèmes de stockage d’énergie permettent principalement de différer (avec des charges) ou d’anticiper la consommation d’énergie (avec du stockage). Dans le cadre du déplacement de la demande, l’opérateur doit prévoir la reprise de l’énergie libérée (payback) en évitant de créer un nouveau stress pour le réseau. De plus, ces ressources ne sont pas de purs substituts à de la capacité de production (c’est‐à‐dire, de la demande « purement négative »). Étant donné les pertes associées avec le devancement ou le report de la consommation, la quantité totale d’énergie ultimement consommée peut potentiellement augmenter. L’idée, cependant, est que le surcroît d’énergie demandée soit produit par un bouquet de ressources qui soit meilleur marché et/ou moins polluant.

Le besoin de mesurage adapté : Étant donné le caractère diffus de cette ressource, il est impératif d’établir une infrastructure et des protocoles de mesurage de la demande qui puissent (i) permettre d’établir l’apport de la gestion de la demande à l’échelle du réseau ou de ses sous‐réseaux et (ii) permettre la rémunération correcte et adéquate des consommateurs qui participent à l’effort.

Mesurage et référenciation

Un aspect important du concept de flexibilité est l’idée que la flexibilité s’exerce à partir d’une position initiale donnée. Donc, si l’on veut récompenser une modification de consommation liée à une action (automatique ou non) du consommateur suivant une consigne venant du distributeur, d’un revendeur ou d’un agrégateur, on se doit d’établir si le changement de consommation est bel et bien le fruit d’un exercice de la flexibilité du consommateur et non une simple coïncidence. De plus, on se doit de déterminer l’ampleur de la modification apportée. La méthode couramment employée utilise une courbe de référence de consommation pour chaque consommateur ou type de consommateur (« baseline », en anglais). L’utilisation de telles courbes de consommation est très répandue, mais demeure controversée, car il est possible pour le consommateur de tricher en surconsommant lors de la référenciation de sa consommation. L’utilisation de ces courbes est généralement acceptable pour des grands consommateurs étant donné que leur consommation est assez facile à prévoir en fonction de données simples (p. ex. la météo, le jour de la semaine, la saison). Dans le cas des petits consommateurs, c’est plus difficile en raison de la complexité et des coûts associés ainsi que de la variabilité de la consommation liée à la dynamique plus variable d’une cellule familiale. Le développement de solutions de rechange à la référenciation doit donc être accéléré afin d’améliorer l’estimation de la flexibilité ainsi que sa rémunération. Une solution mise de l’avant par le projet ADDRESS (www.addressfp7.org ), consiste à établir des gradins de consommation qui servent à indiquer au consommateur s’il a intérêt à diminuer ou augmenter sa consommation. Enfin, il est important de mentionner que le développement de la tarification dynamique de la consommation finale du client rend la référenciation (et la fonction d’agrégation en général) inutile. En effet, suivant cet incitatif, le client final se substitue à l’agrégateur pour tirer profit des bas prix de l’électricité sur les marchés et pour gérer les risques associés aux prix plus élevés. Ce type de tarification n’est pour l’instant disponible que pour les grands consommateurs.

Le besoin de prévoir le comportement des charges : Il est important pour l’opérateur de bien prévoir la demande d’électricité des charges participantes et de les caractériser de façon à prédire leur performance dynamique dans le temps. Ultimement, cette connaissance des charges et des modèles associés constituera, pour les opérateurs de réseau de transport ou de distribution, un outil d’aide à la décision permettant d’optimiser les opérations. À cet effet, des versions avancées de systèmes de gestion de l’énergie (energy management systems), utilisant des réseaux de neurones, par exemple, sont développées afin de prendre en charge de nouvelles fonctionnalités de caractérisation des charges provenant de différents agrégateurs.

3.4.2. Défis commerciaux

Le besoin de satisfaire le cadre des marchés existants : Dans bien des cas, par exemple dans les marchés de services complémentaires, il y a des contraintes techniques préexistantes qui discriminent l’usage de ressources de petite échelle. L’exemple le plus probant est la nécessité d’offrir des blocs de capacité plus grands qu’un certain minimum (i.e. 1 MW), un minimum que la majorité des ressources de production traditionnelles n’a aucun problème à satisfaire, mais qui cause problème pour les ressources distribuées. Ainsi se pose le choix d’adapter les structures de marché existantes ou d’ouvrir la porte à l’agrégation. Souvent, ces deux moyens sont utilisés.

Bloc minimaux

La majorité des marchés de l’électricité et de services complémentaires a des limites inférieures de volumes pouvant être offerts dans ceux‐ci. C’est ainsi qu’en Grande‐Bretagne, le régisseur des marchés de l’énergie, Ofgem, a ordonné en 2008 à l’opérateur du réseau de transport en Angleterre et au Pays de Galles (National Grid plc) de réduire la taille du volume minimal d’une offre pouvant être faite dans le marché de réserve primaire (frequency response) à 3 MW [76] [77]. Cette réduction, qui faisait passer le niveau minimal de 10 à 3 MW, avait pour but de permettre l’utilisation de ressources venant de charges agrégées.

Réglementation des monopoles : Des entreprises intégrées verticalement jouissent d’une position monopolistique dans plusieurs régions et pays. Ces entreprises peuvent être réfractaires à l’entrée sur le marché de nouveaux acteurs pour offrir de l’énergie, de la régulation, de la réserve ou de la capacité. Également, des entreprises intéressées pourraient se buter à l’absence de régulation économique appropriée. En absence de mécanismes incitatifs, plusieurs utilités publiques régulées sur la base des coûts de service (cost of service regulation) ont un avantage économique à augmenter la capacité de leur réseau plutôt qu’à investir dans des solutions alternatives, souvent moins intensives en capital. La dynamique entre les divisions d’une entreprise intégrée verticalement peut également être un obstacle, en particulier si les actions de l’une (i.e. la distribution) contreviennent au plan d’expansion des autres divisions (transport et production).

L’émergence d’effets pervers : dans une industrie dérèglementée, les actions d‘un acteur utilisant la gestion de la demande peuvent causer des inconvénients à d’autres acteurs du réseau. Le meilleur exemple ici est la création de déséquilibres de portfolio pour des revendeurs suivant des instructions de modification de charge venant d’une tierce partie. Un autre effet pervers pourrait mener des revendeurs d’énergie à manipuler la demande de telle sorte qu’elle ait un impact sur le prix profitable uniquement à certains producteurs, et ce, au détriment des consommateurs [78].

Implications juridiques

Dans un contexte industriel où les divers acteurs du marché sont en compétition, l’émergence de la gestion de la demande peut avoir des effets négatifs sur certains acteurs. Le cas le plus célèbre de ce type de situation fut la plainte d’Électricité de France (EDF) (sa branche commerciale de vente au détail) à la Commission de régulation de l’énergie (CRE) contre Voltalis. Ici, Voltalis agit comme agrégateur de flexibilités des petits consommateurs qu’il revend à RTE (transporteur) comme un service « d’effacement diffus », c’est‐à‐dire de la capacité de réserve. Le motif de la plainte d’EDF se fondait sur le raisonnement suivant : les actions de Voltalis (tierce partie) sur les consommateurs de détail d’EDF causent des déséquilibres dans son portfolio, ce qui lui entraîne des pénalités sur le marché d’équilibre. Initialement, la CRE a donné raison à EDF en 2009, forçant Voltalis à compenser EDF pour les changements de consommation causés par ses actions sur les consommateurs. Cette décision a été cassée par le Conseil d’État en 2011 [79]. Cet exemple illustre bien comment l’établissement de la gestion de la demande change la donne de l’industrie électrique. Il est clair que des analyses poussées doivent être faites afin de bien comprendre toutes les implications de la gestion de la demande. Le cas ci‐haut démontre qu’il y a un certain vide juridique au sujet de titre de propriété de l’énergie qui est déplacée dans le temps par le stockage et la gestion de la demande. Les questions à poser sont nombreuses, mais la principale est : Est‐ce que c’est l’agrégateur qui devient le propriétaire de l’énergie consommée qu’il aide à différer ou anticiper? Dans le cas où la fonction d’agrégation serait confiée à un opérateur de réseau, cela devient encore plus délicat, car l’opérateur se verrait de facto prendre position dans le marché, ce qui, dans le contexte européen, serait difficilement envisageable.

La valorisation de la gestion de la demande et la formation d‘incitatifs appropriés : la fourniture de services complémentaires par la gestion de la demande requiert que la valeur de celle‐ci soit supérieure à la somme des incitatifs et paiements versés aux consommateurs participants. Dans les cas où un très grand nombre de consommateurs est appelé à contribuer à la fourniture de flexibilité, celle‐ci, fournie à l’échelle du réseau, est le résultat d’un processus d’agrégation qui tend à marginaliser la contribution de chaque consommateur et ainsi limiter considérablement l’ampleur de la récompense. Donc, si on applique en plus une prime de risque à la valeur espérée des récompenses pouvant être accumulées, il appert dans bien des cas que l’attrait monétaire pour le consommateur est souvent limité et doit être supplémenté par un mécanisme de subvention opérant hors du marché.

Les coûts d’acquisition des équipements pouvant favoriser l’exploitation de la flexibilité : il est indéniable que l’exploitation de la flexibilité de la charge passe par un ensemble de technologies pouvant habiliter celle‐ci (p. ex. électroménagers intelligents, contrôles de température sophistiqués, moyens de communication, etc.). Étant donné que les récompenses pouvant être obtenues par les consommateurs sont relativement petites, les coûts des équipements doivent être généralement couverts par l’acteur qui souhaite participer à la gestion de la demande. Avec le déploiement graduel d’équipements électriques dont « l’intelligence » est imbriquée dès la fabrication et le remplacement graduel des équipements électriques désuets chez les clients, le coût d’acquisition des technologies de gestion de la demande est amené à baisser considérablement.

3.4.3. Défis sociaux et culturels

L’acceptabilité de la gestion de la demande par les consommateurs : Il peut être difficile de convaincre les consommateurs d’installer des équipements et d’adapter leur manière de consommer ou de conduire des affaires pour une récompense relativement basse. Les incitatifs économiques peuvent ne pas suffire à engager les clients. Mettre de l’avant les valeurs morales et environnementales des gens et des entreprises peut contribuer au succès avec certains segments de la clientèle. De plus, il est très fréquent que le public s’oppose à l’installation de certaines technologies (tels que les compteurs intelligents) ou à des modes de tarification qui renvoient un signal de prix pour faciliter la gestion de la demande (p. ex. la tarification différenciée dans le temps).

Respect de la vie privée et des informations personnelles : Le partage d’information sur lequel repose l’approche de la gestion de la demande peut être perçu comme une entorse au respect de la vie privée et à la confidentialité des informations personnelles.

Incitatifs et bénéfices potentiels

Tel que mentionné plus haut, lorsque qu’une entité telle qu’un agrégateur fournit un service complémentaire quelconque, cela peut impliquer la participation d’un très grand nombre de consommateurs. La valeur de ce service au niveau du système doit éventuellement être transférée au client (moins une certaine marge à l’agrégateur). On peut donc imaginer que potentiellement, la rémunération de chacun des consommateurs participants sera minime. Il est donc clair que dans l’intérim où la rareté des ressources de flexibilité d’un réseau n’est pas critique, la gestion de la demande aura de la difficulté à s’établir et être commercialement viable. En fait, afin de développer les ressources énergétiques distribuées, les politiques énergétiques doivent mettre l’accent sur leurs bénéfices intangibles en appelant le sens moral et la conscience environnementale du public, des institutions et des entreprises [80]. Dans le cas des entreprises ayant une position dominante dans les pays où la question du changement climatique est au haut de l’agenda, on peut même voir une nette tendance à la proaction afin de valoriser l’image de marque et mettre en évidence la conscience sociale de l’entreprise. En Grande‐Bretagne, encore une fois, la majorité des grandes chaînes de vente au détail (p. ex. Tesco, Sainsburys et Marks & Spencer) ont lancé des programmes de coordination et d’optimisation de leur consommation d’énergie, certaines chaînes alliant la masse thermique de leurs magasins (comme médium de stockage) à de la production éolienne.

3.5. Facteur de succès

L’environnement général de l’industrie électrique dans une région (p. ex. la disponibilité de l’hydroélectricité, la présence d’un marché ouvert, le prix de l’électricité) modifie grandement les perspectives commerciales de la gestion de la demande, du stockage et autres produits et services fournis par agrégation. La section suivante présente quelques facteurs de succès pour faciliter la commercialisation des RED.

3.5.1. Analyser le contexte local

Afin d’évaluer les conditions de succès, le projet ADDRESS fait ressortir les éléments favorables ou défavorables à la gestion de la demande [81]. Le projet s’est basé sur quatre scénarios européens où les conditions locales liées au développement des énergies renouvelables variables, les types de charges et le besoin d’équilibrage (flexibilité) ont été analysées. Les caractéristiques identifiées ont été les suivantes :

La géographie du lieu où le scénario est développé. L’aspect géographique réfère ici au climat et aux conditions météorologiques moyennes et extrêmes;

Les caractéristiques et la densité de clients dans l’agglomération où le scénario est développé;

L’infrastructure de l’industrie électrique (i.e. le mix technologique du parc de production et le contexte du marché et de la réglementation) en place à l’endroit et au moment où le scénario est développé;

Le contexte technologique (i.e. principalement les usages des clients et les technologies branchées au réseau là et au moment où le scénario est développé.

De manière générale, un scénario présentait un bon potentiel de succès si dans la région, plus de flexibilité était nécessaire (i.e. pour accommoder des énergies renouvelables variables) et si des charges flexibles étaient disponibles chez les consommateurs.

Voici un résumé des résultats pour les quatre scénarios d’ADDRESS :

Le scénario de la Ville dans le sud possède le plus grand potentiel de succès pour les raisons suivantes :

Il y a un besoin bien clair pour plus de sources de flexibilité qui soient abordables chez plusieurs acteurs de l’industrie. Cette réalité est due à la grande proportion d’énergie renouvelable variable branchée au réseau de transport ayant causé une croissance constante de la demande en services complémentaires et en capacité d’équilibrage.

L’offre potentielle de flexibilité venant de la charge est attrayante car :
- La densité de la clientèle est importante,

o La part du lion de la charge est flexible (climatisation), et

Vers la fin de l’horizon du scénario, on assiste à l’émergence des véhicules électriques.

Le scénario de la Campagne dans le sud présente un bon potentiel de succès pour les raisons suivantes :

Il y a des besoins accrus en termes de flexibilité, en raison de la disparition graduelle des marges de capacité du parc de production;

En revanche, le potentiel d’utilisation de la charge dans ce scénario est bas, car la densité des clients est basse et la charge agricole est de nature très saisonnière.

Le scénario du Village de banlieue nordique possède le plus bas potentiel de succès :

L’offre de flexibilité au niveau national est suffisante en raison de la grande capacité de production hydroélectrique et des nombreuses interconnections internationales;

Le potentiel de flexibilité des consommateurs est faible initialement, étant donné la densité de population moyenne et le peu d’usages flexibles de l’électricité (la demande en chaleur est principalement fournie par des chaufferies urbaines et des combustibles fossiles brûlés localement, alors qu’il y a toujours très peu de thermopompes).

Finalement, le scénario de la Communauté multi‐logement en zone tempérée présente des caractéristiques intéressantes, pouvant assurer le succès de l’utilisation de la flexibilité de la charge :

Il y a une croissance du besoin de flexibilité à l’échelle nationale étant donné le nombre de nouvelles et importantes installations de production d’énergie renouvelable. De plus, il est accepté que les producteurs utilisent le potentiel d’effacement de charges afin de répondre à des exigences de fourniture de capacité de réserve;

Le potentiel de l’offre est grand en raison de la grande concentration de clients et de l’utilisation importante du chauffage électrique et de la climatisation.

3.5.2. L’agrégation en centrales électriques virtuelles

Les centrales électriques virtuelles pourraient avoir un impact

important dans les prochaines années, car elles constituent la Les centrales électriques suite logique du développement du marché de l’agrégation. virtuelles pourraient avoir un impact important dans les En effet, elles permettent de prendre en charge un plus grand prochaines années, car elles nombre de dispositifs pour offrir un plus grand nombre de constituent la suite logique du

services de réseau que seulement la réduction de la pointe. développement du marché de l’agrégation

Tel que présenté à la Figure 10, une centrale virtuelle peut regrouper, entre autres, des génératrices d’urgence, des équipements intelligents (dans les maisons, commerces et industries), des bâtiments intelligents et différents types de stockage. Ces ressources peuvent être localisées sur une même ligne ou être situées sur des lignes électriques différentes et pouvoir tout de même offrir de l’énergie, de la capacité ou de l’équilibrage sur un même marché.

Si la structure des marchés et la réglementation le permet, les entreprises électriques traditionnelles peuvent exploiter ce modèle d’affaire, plutôt que de construire de nouvelles centrales. Ce marché pourrait également être ouvert aux agrégateurs, aux revendeurs et aux grands clients industriels. Bien sûr, pour que des centrales électriques virtuelles détenues par des entreprises tierces ou des entreprises électriques voient le jour, le coût des technologies devra être compétitif. D’ici à ce que des technologies soient plus accessibles pour les clients résidentiels, ces nouvelles entreprises devraient, à court terme, se limiter à la gestion de la demande de grands consommateurs d’électricité ou n’offrir que des services de plus grande valeur.

3.5.3. L’agrégation en micro‐réseaux : l’achèvement du smart grid

Dans le livre Power System Restructuring and Deregulation (2001) [69], on mentionne que la production distribuée pourrait jouer un rôle significatif dans la future structure des réseaux électriques. Selon l’auteur, la production électrique à proximité de la consommation offre une combinaison d’avantages techniques, économiques, environnementaux et même politiques. À cet égard, on mentionne qu’un réseau électrique avec production distribuée serait plus robuste et moins vulnérable aux désastres naturels. Cette vision du futur, partagée par plusieurs intervenants du domaine de l’énergie, suggère que la production distribuée permettra, à terme, d’assurer la sécurité énergétique dans les villes, quartiers et même chez un client individuel. Selon cette vision, l’augmentation graduelle de la production distribuée et du stockage permettra la création de micro‐réseaux autonomes, pouvant maintenir le service électrique. Contrairement à une centrale électrique virtuelle, un micro‐réseau est électriquement et géographiquement circonscrit. On peut donc imaginer que dans quelques années, des marchés de l’électricité locaux avec des prix locaux et le développement de services complémentaires pourraient se développer.

La Figure 11 illustre la vision « smart home » de l’opérateur indépendant du réseau de l’Ontario [82] qui prévoit qu’en 2030, des quartiers pourront générer leur propre électricité.

Figure 11 : Vision smart home/smart grid en Ontario 2011 [82]

Sur cette image, on présente le rôle que sont amenés à jouer les micro‐réseaux et leur interaction avec d’autres technologies, telles que la production solaire, les équipements électroménagers intelligents et les voitures électriques. On présente également des technologies dont l’accessibilité serait facilitée d’ici 2030, soit des piles à combustibles ou du stockage avec hydrogène.

Bien que la proportion d’énergie renouvelable sur le réseau de distribution demeure faible, chaque année, la capacité de production distribuée augmente, et ce, dans plusieurs marchés. Le stockage d’électricité en est à ses débuts sur les réseaux, mais le nombre d’unités devrait augmenter, suite à de nombreux programmes d’autoproduction, de stockage et de déploiement de véhicules électriques.

Développer cette vision implique d’intégrer les ressources distribuées dans l’étude des scénarios de planification urbaine^[10], tel que le besoin d’eau, d’électricité, de chauffage, de climatisation et de transport. En considérant des programmes ciblés dans certains quartiers et zones surchargés, il est possible de compenser le coût plus élevé de ces ressources en évitant des coûts d’infrastructures en amont. De tels changements peuvent s’amorcer maintenant et s’échelonner sur une longue période. Cependant, pour débuter ce processus, les mécanismes de marchés et des ajustements réglementaires doivent être mis en place afin que les RED soient valorisées au même titre que les ressources centralisées.

CHAPITRE 4. Potentiel technique et des aspects sociauxéconomiques liés à l’intégration des ressources énergétiques distribuées

Les discussions présentées aux sections précédentes font état du potentiel technique et des aspects sociaux‐économiques liés à l’intégration des ressources énergétiques distribuées. À la lumière des projets de démonstration et des études techniques réalisées jusqu’à présent, un potentiel important de charge flexible est disponible.

En résumé :

Les charges contrôlées par thermostat sont très flexibles. Des changements à leur réglage peuvent être appliqués, jusqu’à une certaine mesure, sans impact pour l’usager. La climatisation, le chauffage intelligent de l’eau ou de l’air ambiant visent à tirer profit de l’inertie thermique, du stockage thermique du réservoir ou du bâtiment.
Les systèmes biénergie ou multi‐énergie ajoutent à la flexibilité des réseaux électriques, offrant à la fois une capacité de délestage et de stockage. Dans le contexte d’un réseau électrique intelligent, ces ressources seraient gérées de façon plus dynamique, offrant en plus du délestage à la pointe, de la réserve opérationnelle.
Les chaufferies urbaines avec cogénération d’électricité et de chaleur constituent un bon moyen d’augmenter l’autonomie énergétique des villes, en plus de réduire le stress sur le réseau électrique. Ces installations peuvent intégrer différentes sources d’énergie primaire, selon les ressources locales. Ces systèmes peuvent à la fois absorber de l’électricité excédentaire du réseau pour produire le chauffage ou autoproduire au besoin. Le pompage de l’eau semble suffisamment flexible afin de fournir de la régulation.
Les voitures électriques font leur apparition sur les marchés. Une recharge intelligente suivrait la disponibilité de la capacité locale et de l’électricité sur le réseau. Elle serait en mesure de détecter des perturbations sur le réseau et ainsi se débrancher automatiquement. Des développements futurs pourraient permettre aux voitures électriques de produire également sur le réseau, mais de tels développements dépendront de l’évolution de cette nouvelle industrie.
Des groupes d’urgence dans le secteur commercial ou industriel peuvent être mis à contribution de façon temporaire afin d’offrir de la puissance d’urgence ou réduire la puissance de pointe. La gestion intelligente d’un tel parc permettrait de prioriser l’utilisation des génératrices moins polluantes (p. ex. gaz naturel) au démarrage de centrales polluantes et moins économiques (p. ex. mazout), après que l’ensemble du parc de ressources flexibles soit épuisé.
Les maisons et bâtiments intelligents disposant d’énergie renouvelable, de pompes à chaleur géothermiques et des équipements électriques intelligents peuvent contribuer à réduire le stress sur le réseau. Le modèle de charge des bâtiments et résidences est amené à changer avec le déploiement de systèmes de gestion de l’énergie. Leur intégration optimale au réseau impliquera de considérer les besoins des occupants en priorité, et par la suite, de les inviter à participer à la fourniture d’énergie pour leur communauté.

Ces ressources, intégrées à plusieurs agrégateurs ou « centrales électriques virtuelles », pourraient permettre d’éviter des coûts de capacité et d’amorcer la transition vers un réseau électrique composé de plusieurs micro‐réseaux. Pour parvenir à un tel niveau d’intégration des ressources distribuées dans les communautés, la normalisation des protocoles, des équipements et des pratiques est souhaitable.

Le développement du smart grid permet de répondre à de nombreux défis techniques, tels que le mesurage, la gestion individuelle des ressources ou l’intégration des données. Au‐delà des problèmes techniques, un tel développement comporte son lot de considérations économiques, sociales et commerciales. Des changements aux structures de l’industrie, aux marchés et à la réglementation en vigueur semblent nécessaires :

L’introduction de ressources distribuées constitue un changement majeur dans l’industrie. Alors que de nouvelles technologies et de nouveaux acteurs font leur apparition, une certaine inertie peut être introduite par l’industrie traditionnelle, qui dispose d’un monopole sur les solutions à apporter pour répondre aux problèmes du réseau. Plusieurs entreprises, émergentes ou traditionnelles, sont appelées à contribuer à ce développement et une ouverture aux changements semble un pré‐requis parmi l’ensemble des intervenants de l’industrie.
Des modifications aux structures de l’industrie et aux règles des marchés peuvent être requises afin d’augmenter l’offre de services énergétiques. L’ouverture à l’agrégation de plus petites charges semble être une tendance lourde, de même que l’offre de nouvelles formules de prix par les revendeurs d’électricité.
En ce qui a trait à la réglementation économique, il est important de mentionner que le mode de réglementation économique (cost of service regulation) le plus répandu en Amérique du Nord (sans mécanisme incitatif) favorise les investissements en réseau plutôt que les investissements chez les clients. Des changements réglementaires peuvent être nécessaires afin de donner aux utilités publiques des incitatifs à investir chez les clients et les communautés, plutôt que sur leur réseau.

Enfin, le contexte local devrait influencer le fond et la forme des programmes à déployer. En fait, le succès commercial du développement des ressources énergétiques distribuées dépendra simultanément d’un besoin accru de flexibilité (forte pénétration de production variable ou besoin d’énergie d’urgence) et de la disponibilité locale de ressources d’équilibrage chez les consommateurs, les petits producteurs et les opérateurs de stockage. Ce besoin déterminera la valeur du service et l’importance des sommes partagées entre les intervenants. Au‐delà des considérations économiques, l’acceptabilité des consommateurs demeure à démontrer, de même que les mesures visant le respect de la vie privée. À cet effet, une proposition de valeur plus étoffée et l’assurance d’un traitement sécuritaire de l’information semblent nécessaires pour obtenir l’engagement des clients.

Conclusion

Le développement des réseaux électriques intelligents (smart grids) et l’amélioration des technologies de l’information devraient permettre de faciliter les communications et la gestion des données avec un plus grand nombre de participants sur les marchés de l’électricité. L’équilibrage des énergies renouvelables ou d’autres services complémentaires pourra être offert par une multitude de ressources distribuées. En constatant l’étendue de nouvelles et anciennes technologies pouvant être utilisées et des possibilités d’adapter les marchés, il semble que la gestion de la demande, du stockage ou de la production distribuée est vouée à un certain succès. À moyen terme, avec l’augmentation de la production distribuée et du stockage disponible dans les véhicules électriques, la dynamique de l’industrie risque d’être complètement transformée. Plus de ressources seront disponibles pour soutenir l’opération des marchés ou fournir de l’énergie d’urgence lors de pannes.

Actuellement, les actifs de production, de transport et de distribution sont amortis sur plusieurs décennies, et parfois jusqu’à 100 ans. En acceptant l’idée que le coût de la production distribuée, du stockage ou de la gestion de la demande continuera à diminuer, il serait prudent de considérer dès maintenant ces nouvelles ressources dans les plans d’approvisionnement en électricité et également prévoir des systèmes capables de gérer ces ressources distribuées. Développer le plein potentiel de gestion de la demande constitue le point de départ de plusieurs juridictions. Aux États‐Unis, le potentiel de la gestion de la pointe (demand response) est estimé à 15 % de la valeur de pointe des réseaux américains, soit de 90 à 140 GW. Pour exploiter ce potentiel, l’agrégation est permise sur les marchés de gros et des technologies sont normalisées afin de permettre aux clients de limiter leur appel de puissance de façon automatisée. Comme la réduction de la pointe peut rendre caduque le besoin de capacité additionnelle de réseau, les utilités publiques ont tout intérêt à développer des services d’agrégation plutôt qu’à se limiter à la seule gestion d’actif de réseau électrique.

Le développement de l’ensemble de ces ressources représente une importante occasion d’affaires pour plusieurs entreprises et dans certains cas, une opportunité pour les clients de limiter l’augmentation du prix de l’électricité. Comme investisseurs prudents, les utilités publiques traditionnelles doivent reconnaître l’ampleur des changements à venir [22] et s’assurer d’être des acteurs de premier plan dans cette nouvelle industrie. De nouveaux modèles d’affaires ne peuvent cependant pas émerger sans des changements aux structures ou à la réglementation du secteur de l’électricité. L’ouverture aux changements de l’ensemble des intervenants du domaine, des gouvernements et des clients est donc une condition essentielle à l’émergence d’une industrie électrique moderne, verte et compétitive, alignée sur l’économie du 21^e siècle.

Annexe 1 ‐ Les services complémentaires de réseau

Les services complémentaires incluent différentes fonctions visant la régulation de la puissance, de la tension et de la remise en charge du réseau suivant les pannes majeures [83]. Ces services sont acquis par l’opérateur du réseau de transport majoritairement chez des producteurs. L’achat de ces services fait parfois l’objet d’une enchère annuelle ou d’une enchère sur un marché court terme (spot).

Afin de maintenir la continuité du service électrique et la fréquence à l’intérieur des normes, la demande d’électricité et la production doivent être égales en tout temps. Chaque réseau électrique doit respecter un niveau de réserve minimal, une valeur qui diffère selon les caractéristiques du réseau et les critères de fiabilité en vigueur dans la région.

Ce tableau présente les services complémentaires visés par le maintien de l’équilibre entre la puissance active produite et consommée, leur but, les différentes catégories, ainsi que leur temps de réponse approximatif. À noter que différentes terminologies peuvent être utilisées pour traiter des besoins de services complémentaires [84].

Tableau 4 : Les services complémentaires de réseau

Services	But	Catégorie	Temp de réponse
Réserve de contingence	Combler les écarts de	Réserve tournante	3 secondes
	fréquence lors	Réserve non-tournante	10 à 30 minutes
	d’évévements majeurs (i.e. perte de ligne et de production)	Réserve de remplacement	30 à 60 minutes
Réserve de régulation	Combler les écarts de fréquence en continue en absence d’événements majeurs	Contrôle primaire – Réglage automatique suivant la Contrôle secondaire – Réglage Automatique de la production (RAP)	0-3 secondes 3 secondes
Suivi de charge	Combler les écarts en besoin d’énergie entre les ordres de répartitions (i.e. variation intra-horaires)	Suivi de charge 3 secondes à 10 minutes

Essentiellement, la réserve de contingence vise à pallier rapidement à des événements exceptionnels, comme la perte d’un équipement du réseau ou de production. Elle doit maintenir la fréquence et combler rapidement les écarts entre la puissance produite et consommée suite à la perte d’une centrale ou tout autre événement significatif. Selon la catégorie de réserve tournante, non‐tournante ou de remplacement, cette réserve doit parfois être très rapide (réserve tournante) ou être disponible à quelques minutes d’un appel de l’opérateur du réseau (réserve non tournante et de remplacement). La réserve tournante est déployée initialement via une action automatique provenant des régulateurs de vitesse des alternateurs (contrôle primaire) et ensuite elle peut être utilisée afin de ramener la fréquence vers sa valeur nominale (contrôle secondaire). Finalement, elle peut contribuer à consolider le rétablissement de la production perdue à plus long terme (contrôle tertiaire). Étant donné les temps de réponse des réserves non tournantes et de remplacement, celles‐ci ne peuvent contribuer qu’au contrôle tertiaire.

La réserve de régulation utilise les mêmes contrôles afin de maintenir la fréquence dans des conditions de réseau normales, soit sans événements majeurs où la vitesse de réponse est basse suivant les variations généralement lentes de la charge. La réserve de régulation est gérée suivant le contrôle primaire, secondaire et tertiaire, fournie par un parc de centrales. Le contrôle primaire est automatique et réagit aux variations de la fréquence du réseau, sans intervention de l’opérateur et stoppe les dérives possibles de la fréquence. Le contrôle secondaire utilise un signal de correction d’erreur émanant de l’insuffisance du contrôle primaire à éliminer les erreurs de fréquence. Celui‐ci ajuste les consignes de production de certaines centrales afin de rétablir la capacité de réserve primaire et rétablir la fréquence à sa valeur nominale, et ce, en considérant les échanges d’électricité entre zones d’équilibrage. Ce contrôle est souvent appelé le Réglage Automatique de la Production (RAP) ou l’Automatic Generation Control (AGC) en anglais. Le contrôle tertiaire est une capacité additionnelle, agissant en dernier lieu, afin de rétablir les niveaux de réserve lorsque les écarts sont plus importants ou afin de rétablir la sécurité du réseau. Ces capacités de régulation sont « réservées » sur des centrales produisant de l’électricité.

Bien qu’il existe des différences de définition entre les pays et régions d’un même pays, les centrales offrant de la capacité de réserve de contingence « tournante » offriraient du même coup une partie de la régulation continue, soit les réserves secondaires et tertiaires [84]. La Figure 12 illustre où se situe la réserve tournante :

Figure 12 : La réserve tournante d’une centrale et son lien avec les réserves primaires, secondaires et tertiaires [84]

Comme la réserve de régulation vise principalement le réglage de la fréquence, sa capacité de palier à l’écart important entre la production et la demande est limitée. Par exemple, des rampes (hausse ou baisse soudaine de la demande) importantes surviennent régulièrement entre deux cycles de répartition des centrales. Selon la région et les marchés, il peut s’écouler de plusieurs minutes avant que de nouveaux ordres de répartitions soit envoyés aux centrales fournissant de l’énergie. Au‐delà de la capacité de régulation disponible, les opérateurs de réseau font appel à un service de suivi de la charge. Les centrales se qualifiant pour ce service doivent être en mesure de répondre en 10 minutes aux instructions de l’opérateur. L’illustration suivante illustre la dynamique entre la fonction de régulation et celle qui consiste à suivre la charge (load following).

Figure 13 : La réserve tournante d’une centrale et son lien avec les réserves primaires, secondaires et tertiaires [83]

Au‐delà des horizons de temps décrits précédemment, les variations sur de plus longues durées, soit les variations horaires et intra‐journalières sont comblées de façon continue par la répartition économique, découlant d’un marché ou de la planification centralisée des ressources de production.

Ces variations sur plus d’une heure impliquent le démarrage de centrales de pointe ou de centrales intermédiaires. L’efficacité, la vitesse de cyclage, de même que le temps de démarrage et d’arrêt des centrales, sont des paramètres importants pour évaluer la capacité d’un réseau à intégrer une large proportion d’énergie renouvelable.

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Bouffard, F., F. González‐Longatt, C.‐L. Su, J. Jimeno, I. Laresgoiti, C. Noce, et M. Russo, “Application of the ADDRESS Conceptual Architecture in Four Specific Scenarios”, livrable D1.2, projet ADDRESS. Bruxelles, Belgique : Commission européenne, 2010;
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Rebours, Y. et D. Kirschen, The University of Manchester, “What is Spinning Reserve? ”, Octobre 2005;

[1] Dans une étude récente du National Energy Technology Laboratory [10], on utilise l’expression « demand dispatch » pour décrire l’utilisation des charges flexibles dans l’opération des réseaux électriques. Textuellement « la répartition de la demande », permet de traduire l’idée qu’à l’opposé du « generation dispatch», réalisé actuellement dans les réseaux, des blocs de charges seraient programmés, suite à une planification centralisée ou une enchère, pour absorber ou libérer de la puissance. En Europe, le terme « pilotage de charge » est également utilisé.

[2] Par « intégration intelligente », on suggère qu’il doit y avoir un partage d’information entre l’équipement, l’opérateur du réseau, l’utilité ou une entreprise spécialisée en gestion de la demande.

[3] Voir l’annexe 1 pour plus de détails sur les différents services complémentaires ⁴ 100 kW est la capacité minimale souvent acceptée par les opérateurs.

[4] Seuls les coûts liés à la variabilité de la ressource renouvelable sont décrits et non les coûts liés à l’intégration (prolongement de réseau, remplacement d’automatismes et modification à la protection, etc.). ⁶ Voir l’annexe 1 pour plus de détails sur les services complémentaires

[5] Parfois appelé « fournisseur de service de délestage de charge »

[6] Cette extrême volatilité au cours d’une même journée est sans égal dans le monde de la finance, par exemple, et ne peut être comparée à la volatilité des prix de l’essence à la pompe qui comportent généralement des composantes cycliques hebdomadaires et où l’amplitude relative des fluctuations de prix est beaucoup plus petite.

[7] Dans le livre «Power System Restructuring and Deregulation » [69], p.179, on distingue trois types d’ISO : le MicroISO, le MinISO et le MaxiISO. Ces distinctions ne sont cependant pas suffisantes pour tenir compte de l’ensemble des variantes de l’industrie.

[8] http://www.pjm.com/markets‐and‐operations/rpm.aspx

[9] Dans le cas de la Grande‐Bretagne : www.nationalgrid.com/uk/Electricity/Balancing/demandside/aggregators/.

[10] Se référer au concept de ville intelligente « smart city ».

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IMPACTS DE RESSOURCES ÉNERGÉTIQUES DECENTRALISEES ET MIX SUR L’ÉQUILIBRE DES ÉNERGIES NOUVELLES ET RENOUVELABLES

CHAPITRE 1. Introduction

CHAPITRE 2. Présentation du smart Grid et des ressources énergétiques distribuées

2.2. Le rôle du smart Grid dans l’intégration des RED

Tableau 1 : Les services de réseau fournis par les RED et le but visé

2.1 Les énergies renouvelables et la flexibilité des réseaux

b) La variabilité intra‐horaire de la production : ^{Photo : CanmetÉNERGIE}

Figure 1 : Vue d’ensemble du besoin de flexibilité et des ressources [1]

2.2 L’agrégation des RED

2.3 Bénéfices des ressources énergétiques distribuées

Réduire la demande de pointe

Éviter le démarrage de centrales coûteuses ou polluantes

Augmenter les réserves pour faciliter l’intégration des énergies renouvelables variables

Permettre le fonctionnement de micro‐réseaux

Optimiser les réseaux électriques dans les communautés éloignées

3.1. La planification des ressources de production

3.2. Structures et philosophies de marché

Approche nord‐américaine

L’approche européenne

Distinctions et ouverture aux RED

3.3. L’agrégation de charge

3.4. Les défis d’intégration

Exemples de projets d’intégration aux marchés

3.4.1. Défis techniques

Mesurage et référenciation

3.4.2. Défis commerciaux

Bloc minimaux

Implications juridiques

3.4.3. Défis sociaux et culturels

Incitatifs et bénéfices potentiels

3.5. Facteur de succès

3.5.1. Analyser le contexte local

3.5.2. L’agrégation en centrales électriques virtuelles

3.5.3. L’agrégation en micro‐réseaux : l’achèvement du smart grid

Figure 11 : Vision smart home/smart grid en Ontario 2011 [82]

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CHAPITRE 2. Présentation du smart Grid et des ressources énergétiques distribuées

2.2. Le rôle du smart Grid dans l’intégration des RED

Tableau 1 : Les services de réseau fournis par les RED et le but visé

2.1 Les énergies renouvelables et la flexibilité des réseaux

b) La variabilité intra‐horaire de la production : Photo : CanmetÉNERGIE

Figure 1 : Vue d’ensemble du besoin de flexibilité et des ressources [1]

2.2 L’agrégation des RED

2.3 Bénéfices des ressources énergétiques distribuées

Réduire la demande de pointe

Éviter le démarrage de centrales coûteuses ou polluantes

Augmenter les réserves pour faciliter l’intégration des énergies renouvelables variables

Permettre le fonctionnement de micro‐réseaux

Optimiser les réseaux électriques dans les communautés éloignées

3.1. La planification des ressources de production

3.2. Structures et philosophies de marché

Approche nord‐américaine

L’approche européenne

Distinctions et ouverture aux RED

3.3. L’agrégation de charge

3.4. Les défis d’intégration

Exemples de projets d’intégration aux marchés

3.4.1. Défis techniques

Mesurage et référenciation

3.4.2. Défis commerciaux

Bloc minimaux

Implications juridiques

3.4.3. Défis sociaux et culturels

Incitatifs et bénéfices potentiels

3.5. Facteur de succès

3.5.1. Analyser le contexte local

3.5.2. L’agrégation en centrales électriques virtuelles

3.5.3. L’agrégation en micro‐réseaux : l’achèvement du smart grid

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