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April 30, 2010

Gestion de la demande électrique : quand les bâtiments jouent le rôle de centrales au sein des résea

La commission fédérale américaine de régulation de l'énergie (FERC) définit la « gestion de la demande électrique » comme : 

Une utilisation différente de l'électricité par les consommateurs qui changent leurs habitudes afin de prendre en compte le coût de l'électricité qui varie selon les heures ou de profiter des paiements incitatifs proposés à ceux qui diminuent leur consommation quand les prix sont élevés sur le marché global ou qu'il y a un risque de coupure sur le réseau.1



 

La gestion de la demande électrique est une composante essentielle du réseau intelligent. Elle peut se résumer ainsi : inviter les usagers à réduire leur consommation électrique moyennant des avantages financiers à des heures où le réseau est en difficulté. Certains ont comparé cette approche à une centrale électrique virtuelle produisant des « négawatts », autrement dit des mégawatts en moins qui soulageraient le réseau de la même manière que le ferait un générateur alimenté par un combustible fossile.  



D'après un rapport récemment publié par la FERC, huit pourcent des consommateurs américains participent à un programme de gestion de la demande électrique. En rassemblant tous ces programmes, la contribution potentielle de ces consommateurs avoisine les 41 gigawatts, soit 5,8 % de la demande lors d'un pic de consommation aux États-Unis, chiffre qui pourrait atteindre les 20 % d'ici dix ans.3

 

Avantages de la gestion de la demande électrique

Dans les zones où les capacités de production, de transport et de distribution sont rares, la gestion de la demande électrique est une méthode efficace pour assurer la continuité du service électrique et réguler le prix volatil de l'électricité sur les marchés.

 

Plus avantageux encore, les investissements réalisés en gestion de la demande électrique dispensent de devoir accroître la capacité, en d'autres termes, ils permettent d'éviter le coût monumental que représentent de nouvelles centrales électriques, lignes de transport et postes électriques tout en freinant l'augmentation des émissions de gaz à effet de serre. La gestion de la demande électrique pourrait alléger considérablement la facture de 1,5 milliard de dollars estimée par les experts de The Brattle Group et qui serait, selon eux, le prix à mettre dans les 20 prochaines années pour étendre les capacités si les tendances se confirment.4

 

Le développement et le déploiement du réseau intelligent reposent également sur la gestion de la demande électrique. De l'avis de Jon Wellinghoff, membre de la FERC, cette gestion est « déterminante pour le réseau intelligent ». Il précise d'ailleurs : « La FERC étudie dans ses rapports l'évolution de la gestion de la demande électrique et identifie les obstacles à sa mise en œuvre. De ce fait, elle est en mesure d'évaluer efficacement notre avancée sur le plan du déploiement des technologies clés de réseau intelligent. »5

 

La gestion de la demande électrique est de surcroît un puissant moteur pour la progression des énergies renouvelablessur le terrain mondial des combustibles et un solide support pour la stabilité du réseau. Dans les services de demain, le développement de cette gestion aidera à maintenir l'équilibre entre demande et approvisionnement sur un réseau électrique intelligent où les sources d'énergie renouvelable à rendement variable, telles que le solaire et l'éolien, auront la part belle.

 

Étude approfondie

La meilleure façon de voir les avantages de la gestion de la demande électrique est d'observer le diagramme des charges classées présenté ci-après. Il montre la demande totale annuelle sur le réseau dans la région PJM6 (États de Pennsylvanie, du New Jersey et du Maryland aux États-Unis) par pas horaires et niveau décroissant.

 

La forme de cette courbe, semblable pour tous les réseaux d'électricité, montre l'intérêt de la gestion de la demande électrique. Il apparaît que la demande est nettement supérieure uniquement sur une petite partie des heures. Même si les pics de consommation ne concernent que quelques centaines d'heures à l'année, les exploitants du réseau et les distributeurs sont contraints aujourd'hui de construire des infrastructures qui disposent de suffisamment de capacité pour satisfaire la demande durant ces périodes exceptionnelles (avec une marge de sécurité). La différence entre la ligne d'approvisionnement en électricité et la ligne de demande constitue la capacité en excès qui n'est pas exploitée sur la plupart de l'année.

 

La gestion de la demande électrique est une diminution volontaire de la consommation électrique dans les bâtiments, foyers et industries pendant les quelques heures où la demande est la plus élevée sur le réseau. Les répercussions sur celui-ci peuvent être conséquentes, comme si on abaissait la ligne horizontale sur le schéma. Si l'on se fonde sur les données fournies ici, une réduction de charge durant les 120 heures de pic (6 heures x 20 jours en été) éliminerait 10 % des infrastructures nécessaires aujourd'hui. Une partie des économies ainsi réalisées pourrait être consacrée aux usagers sous la forme d'incitations financières à diminuer leur consommation ; le reste bénéficierait à la société au travers de coûts énergétiques plus attractifs.

 

 

Demand response PJM load duration curve graph

 

Si l'on en croit la vaste majorité des estimations, les bénéfices liés à la gestion de la demande électrique s'élèveraient à plusieurs dizaines de milliards de dollars pour un réseau électrique de l'envergure de celui des États-Unis. En supposant un coût initial de 962 $ du kilowatt pour une centrale à cycle combiné, une baisse de 10 % en heures de forte consommation peut éliminer 680 milliards de dollars rien qu'en production.

 

Obstacles et défis

Si la gestion de la demande électrique est aussi efficace pour nos réseaux énergétiques, pourquoi n'est-elle pas plus fréquente ? À l'instar de nombreux concepts complexes qui requièrent des changements structurels profonds, il peut s'avérer difficile de prendre les mesures concrètes nécessaires en vue de matérialiser les avantages théoriques. Les obstacles et défis peuvent être de plusieurs sortes, tant politiques que techniques et comportementaux. Parmi ces obstacles figurent notamment :  

  • Les incitations — les services publics encadrés par la réglementation fonctionnent dans une structure où la construction d'actifs physiques est privilégiée par rapport à une gestion qui repose sur des comportements.

  • Le développement du marché — le marché de l'électricité s'est développé autour de ressources au niveau de l'approvisionnement et n'a accepté que récemment l'idée d'une gestion de la demande électrique. Accorder le même traitement à l'approvisionnement et à la demande est une importante barrière sur le plan réglementaire.

  • Le temps et les efforts — mettre en place une gestion de la demande électrique demande une analyse économique et une étude technique, ainsi que la mobilisation de personnel pendant une certaine durée. Grâce aux technologies et outils, les efforts déployés gagnent progressivement en ampleur, mais la participation ne deviendra plus aisée qu'en continuant les avancées.

  • La prise de risques — quand ils installent des centrales électriques classiques, les exploitants des réseaux sont en terrain connu. La gestion de la demande électrique et ses ressources leur apparaissent comme un risque technique dans un avenir proche.

En dépit des obstacles à franchir, la gestion de la demande électrique est non seulement fondamentale au sein du réseau intelligent, mais aussi une source potentielle d'avantages non négligeables à la fois pour les individus et pour la société. Tout doit être mis en œuvre pour l'instaurer tandis que les politiques, les technologies et les comportements travaillent ensemble à libérer le réel potentiel d'une telle gestion.

 

Additional Information

• “The Green Effect,” a March 2007 article in Public Utilities Fortnightly examines how demand response programs contribute to energy efficiency and environmental quality.

 

 

 

1 A National Assessment & Action Plan on Demand Response Potential [http://www.ferc.gov/industries/electric/indus-act/demand-response/dr-potential.asp].

2 FERC report marks significant progress in demand response, advanced metering, FERC News Release: December 29, 2008 [http://www.ferc.gov/news/news-releases/2008/2008-4/12-29-08.asp].

3 A National Assessment of Demand Response Potential, June 2009 [http://www.ferc.gov/legal/staff-reports/06-09-demand-response.pdf].

4 Fox Penner, Chupka et al (2008) “Transforming America’s Power Industry: The Investment Challenge 2010-2030,” Brattle Group report for Edison Electric Institute’s 43rd Financial Conference.

5 FERC report marks significant progress in demand response, advanced metering, FERC News Release: December 29, 2008 [http://www.ferc.gov/news/news-releases/2008/2008-4/12-29-08.asp].

6 Pennsylvania-New Jersey-Maryland region