La fonction d’agrégation, brique essentielle du Smart Grid américain

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1. Introduction

Afin de lutter contre les émissions de gaz à effet de serre et de contrôler l’augmentation inéluctable des prix de l’énergie (due à la hausse des prix des énergies fossiles), les Etats-Unis ont entamé un vaste programme de modernisation de leurs réseaux électriques. Pour ce faire, le département de l’énergie américain (DOE), notamment par l’intermédiaire de l’American Recovery and Reinvestment Act voté en 2009, a subventionné bon nombre de programmes en faveur de l’intégration des énergies renouvelables et du déploiement des compteurs intelligents. Compte tenu de la connaissance approfondie et quasi temps réel de la consommation des résidentiels et des industriels, il est possible d’effectuer une gestion plus pertinente de la demande pour le système.

Pour répondre aux enjeux de la production décentralisée et de la flexibilité de la demande, les agrégateurs sont nés : capables de centraliser les informations diffuses des différents groupes de production et de consommation pour ensuite la restituer au système électrique afin d’en améliorer son fonctionnement, leur rôle est appelé à devenir fondamental.

2. Définition de la fonction d’agrégation

D’un point de vue très général, la fonction d’agrégation consiste à agglomérer des informations qui, prises individuellement, n’auraient pas de valeur mais qui, groupées, présentent une plus-value (à la fois technique - pour le système électrique - et économique - pour les acteurs impliqués). Dans le secteur électrique, elle s’organise autour de deux principaux types d’activité : l’agrégation de la flexibilité de la demande, intégrant tout particulièrement les capacités de report de consommation et d’effacement, et celle de la production décentralisée.

Par exemple, la flexibilité d’un ménage à reporter sa consommation de quelques heures prise individuellement n’est pas monétisable. Cependant, lorsqu’elle est groupée avec celle de dizaines de milliers de résidentiels, c’est une économie de production de plusieurs MW qui peut être effectuée pour le système électrique. C’est cette valeur que monétise les agrégateurs auprès des différents acteurs en présence (utilities, marchés financiers, etc.).

L’agrégateur considère qu’il peut lisser les écarts de comportement par sa capacité d’agrégation et modérer ainsi le risque de défaillance. Cela présuppose également un portefeuille conséquent de clients.

Les agrégateurs les plus connus aujourd’hui en Californie sont par exemple EnerNOC [1], CPower [2], Energy Connect [3] et North American Power Partners [4]. Les modèles d’affaires associés à la fonction d’agrégation varient en fonction des services proposés et des clients visés.

3. Agrégateurs de gestion de charge


Typologie des différentes types de charge
Crédits : MS&T


Pour assurer en permanence que la production soit égale à la consommation, les gestionnaires de réseaux disposent de deux options principales. La première est de jouer sur la production et de l’ajuster à la consommation. La seconde, à l’inverse, est de régler la consommation en fonction des moyens de production disponibles : c’est ce que l’on appelle le Demand Side Management, ou la Maîtrise de la Demande en Energie (MDE) en français. Dans cette gestion de la demande, on distingue la gestion des charges (Demand Response) et les actions d’efficacité énergétique visant simplement à réduire la consommation sans tenir compte de la production (travaux d’isolation thermique, etc.).

Le terme de Demand Response fait aussi bien référence à des ressources dispatchables (celle sur lesquelles les acteurs du réseau peuvent directement agir) qu’à des ressources non-dispatchables. Ces dernières font référence à la tarification dynamique qui consiste à faire évoluer le prix en temps réel pour s’ajuster aux contraintes du réseau. Ainsi, en cas de tension détectée, le prix de l’électricité est ajusté à la hausse afin de réduire la demande globale et donc éviter le recours à de nouveaux moyens de production plus onéreux. Les agrégateurs de gestion de charges se positionnent eux sur les ressources dispatchables. Ils collectent les capacités d’effacement de chacun de leurs clients, les agrègent et les monétisent ensuite sur les marchés d’électricité.

On peut distinguer deux types d’intervention des agrégateurs de charge sur les marchés. La première est une action purement économique visant à réduire les prix de l’électricité. Le consommateur fixe un prix de l’électricité au delà duquel il s’engage à réduire sa consommation et à proposer sa capacité d’effacement au système.

La seconde est une opération assurant la sécurité du système en cas de déséquilibre du réseau. Il existe alors trois manières de valoriser les capacités d’effacement des agrégateurs : le marché capacitaire, le marché de vente d’énergie et enfin le marché des services ancillaires. Cependant, la régulation variant suivant les zones géographiques, il n’est pas possible de valoriser l’effacement sur ces trois segments dans tous les Etats. Le tableau ci-dessous précise pour 7 RTO (Regional Transmission Organization) la politique de valorisation de l’effacement. On peut y constater de fortes disparités. Alors que sur le marché PJM [5] la Demand Response est quasiment considérée comme un moyen de production classique, ce n’est pas le cas en Californie. Ainsi, un agrégateur opérant dans le périmètre du CAISO peut aujourd’hui seulement se positionner sur la vente de services ancillaires (seulement pour la partie réserves) et d’énergie (seulement sur le marché day-ahead). Néanmoins, l’objectif affirmé par la California Public Utilities Commission (CPUC) est de permettre à la DR de se positionner sur tous les marchés au même titre que de la production traditionnelle.


Monétisation de la DR sur les différents marchés
Crédits : MS&T


Le graphique ci-dessous présente les sources de revenus des agrégateurs sur le marché PJM : notons que la vente de capacité représente la quasi-totalité de leur rémunération.


Revenus estimés de la Demand Response sur le marché PJM
Crédits : PJM Demand Side Response, Intermediate Overview, http://www.pjm.com/


Les consommateurs d’électricité participant aux programmes d’effacement lancés par les agrégateurs sont rémunérés en conséquence. Il peut aussi bien s’agir d’industriels que de résidentiels. Les industriels ont été les premiers acteurs à être sollicités pour les offres d’effacement : disposant de capacités importantes (qui sont souvent les premières sources de consommation à être visées par les délestages en cas de déséquilibre), il est bien plus intéressant économiquement pour un agrégateur de s’adresser à ce type de consommateur en raison du coût plus faible de l’infrastructure de pilotage.

Avec le déploiement du comptage intelligent et les progrès informatiques en traitement et gestion de donnés, il devrait être plus en plus intéressant économiquement pour les agrégateurs de se positionner sur le secteur résidentiel qui, jusqu’à présent, n’offrait pas une marge jugée suffisamment confortable.

Par ailleurs, les collectivités publiques et les immeubles de bureaux sont aujourd’hui de plus en plus concernés. De nombreux bâtiments disposent d’un système de Gestion Technique de Bâtiment (GTB) chargé d’optimiser les consommations énergétiques à l’intérieur de la structure équipée, mais cette gestion n’est pas corrélée aux contraintes du réseau auquel ils sont raccordés. L’objectif est donc de valoriser cette optimisation énergétique en la corrélant avec des événements de Maîtrise de la Demande en Energie (Demand Response).

Le développement de nouveaux services annexes pour ses clients aussi bien industriels que résidentiels (suivi de consommation, pilotage de charges au sein des foyers) fait aujourd’hui partie des piliers du business plan des agrégateurs au même titre que la rémunération du marché et les incitations publiques.

4. Agrégateur de production décentralisée

L’agrégation de production décentralisée est moins développée, malgré un besoin croissant des opérateurs d’agréger les prévisions de production d’énergies renouvelables pour assurer la stabilité du réseau. Aux Etats-Unis, ce sont les autorités étatiques qui souvent fixent les objectifs et donc le pourcentage d’énergie renouvelable qu’elles souhaitent voir intégrer à la production. En Californie, la CPUC a fixé comme objectif pour 2020 aux producteurs d’électricité de compter 33% d’énergies renouvelables dans leur mix de production.

L’intégration massive d’énergies renouvelables intermittentes dans la plupart des systèmes électriques industrialisés pourrait favoriser le positionnement des agrégateurs sur deux fonctions principales : la gestion des services systèmes et le développement du stockage pour pallier les intermittences.

5. Conclusion

Si le business model des agrégateurs est encore en phase expérimentale en France, la régulation américaine et l’essor de ses marchés de capacité ont permis de stimuler l’apparition d’acteurs économiquement viables. Les géants de la Demand Response comme Enernoc et Comverge se sont imposés sur les secteurs commerciaux et industriels mais éprouvent toujours des difficultés à pénétrer le marché du résidentiel. Grâce au déploiement massif des compteurs communicants par les utilities chez les particuliers (offrant de nouvelles opportunités de télé-pilotage), cette pénétration devrait s’accentuer à moyen terme et permettre au marché de l’agrégation de poursuivre son développement.

Pour en savoir plus, contacts :


- [1] Site web d’EnerNOC : http://www.enernoc.com/
- [2] Site web de CPower : bit.ly/12ycZZw
- [3] Site web d’Energy Connect : http://www.energyconnectinc.com/
- [4] Site web de North American Power Partner : http://www.nappartners.com/
- [5] Site web du PJM : http://www.pjm.com/
Code brève
ADIT : 73054

Rédacteurs :


- Basile Bouquet (basile.bouquet@consulfrance-sanfrancisco.org) ;
- Pierrick Bouffaron (pierrick.bouffaron@consulfrance-sanfrancisco.org) ;
- Retrouvez toutes nos activités sur http://france-science.org ;
- Retrouvez l’actualité en Californie sur http://sf.france-science.org.

Voir en ligne : http://www.bulletins-electroniques….