Eversource va au-delà des programmes généraux de réponse à la demande
Eversource a lancé deux programmes pilotes ciblés dans le Massachusetts, ce qui reflète une évolution plus large de la manière dont les services publics se préparent à un réseau façonné par l’électrification, la congestion localisée et la montée de l’énergie solaire distribuée. Plutôt que de s’appuyer uniquement sur une réponse à la demande à l’échelle du système, l’entreprise teste des programmes géographiquement ciblés conçus pour résoudre des problèmes à des sous-stations précises et à des moments précis de la journée.
Les pilotes, annoncés le 25 juin et désormais en service, prolongent l’approche ConnectedSolutions d’Eversource. L’un des programmes, dans la région de Greater Boston, vise à réduire la pression pendant les vagues de chaleur estivales dans les zones où le service public anticipe une charge supérieure à la moyenne. L’autre, dans le sud-est du Massachusetts, est conçu pour encourager la recharge pendant les périodes de milieu de journée où l’excédent de production solaire est disponible.
Cette distinction est importante. Il ne s’agit pas de campagnes génériques d’efficacité énergétique. Ce sont des expériences opérationnelles visant à adapter les appareils flexibles des clients à des conditions de réseau très locales.
Deux pilotes, deux problèmes de réseau différents
Le pilote de Greater Boston utilise l’appellation ConnectedSolutions+ et se concentre sur la contrainte de capacité. Eversource indique qu’elle recrutera des batteries stationnaires éligibles, des véhicules électriques, des systèmes de gestion des bâtiments et des thermostats intelligents auprès des foyers et des entreprises des zones ciblées. L’objectif est de réduire la tension dans les zones où les pointes estivales peuvent créer des congestions pendant les périodes de chaleur extrême.
Le pilote est ouvert aux clients desservis par les sous-stations d’Alewife, Hyde Park et Dewar, couvrant des parties de Cambridge, Milton et du sud de Boston. Les événements peuvent être déclenchés de juin à septembre, ce qui correspond à la période où la demande liée aux fortes chaleurs est la plus susceptible de pousser les équipements locaux vers une forte utilisation.
Le pilote du sud-est du Massachusetts, Managed Charging+, traite un autre enjeu : que faire des périodes de forte production solaire derrière le compteur. Au lieu de demander aux clients de réduire leur consommation pendant les pointes, le programme les encourage à charger des batteries stationnaires et des véhicules électriques pendant les créneaux de milieu de journée où la production solaire est abondante.
Ensemble, les pilotes illustrent l’équilibre à deux faces auquel les services publics sont de plus en plus confrontés. À certains moments, le problème est un excès de demande au mauvais endroit. À d’autres, il s’agit d’absorber une production distribuée abondante sans gaspiller la flexibilité.
Pourquoi cela compte maintenant
Le moment n’est pas fortuit. Utility Dive a indiqué que les pilotes ont été lancés alors que le sud de la Nouvelle-Angleterre subissait un dôme de chaleur intense, et ISO New England prévoyait une charge nette de 478 450 MWh pour le 2 juillet, l’une des valeurs journalières les plus élevées de la décennie. Cela donne aux programmes une pertinence immédiate dans le monde réel, plutôt que de les laisser au stade d’exercices théoriques.
La logique à long terme est structurelle. Eversource se prépare en réalité à deux tendances que les planificateurs s’attendent à voir s’intensifier au cours des prochaines années :
- La demande d’électricité devrait augmenter à mesure que les bâtiments et les transports s’électrifient.
- L’énergie solaire distribuée devrait continuer à se développer, créant de plus fortes variations de la charge nette et davantage de défis opérationnels localisés.
ISO New England a indiqué que la production solaire derrière le compteur en hiver dans la région pourrait atteindre 6,5 GW d’ici la fin des années 2030. Ce chiffre aide à expliquer pourquoi un service public voudrait un contrôle plus précis du moment où les appareils flexibles se chargent, se déchargent ou réduisent leur consommation. Un réseau avec davantage de solaire sur les toits et à petite échelle a besoin de plus qu’une simple planification de la production de masse. Il a besoin d’une orchestration à la périphérie.
Des appareils des consommateurs aux actifs du réseau
L’un des signaux les plus nets de ces pilotes est que des appareils autrefois considérés principalement comme des commodités pour les clients sont désormais réinterprétés comme des ressources du réseau. Les thermostats intelligents, les véhicules électriques, les batteries domestiques et les systèmes d’automatisation des bâtiments ne sont plus des outils périphériques dans la planification des services publics. Ils deviennent des actifs pilotables pouvant être sollicités pour soulager des sous-stations contraintes ou absorber l’excédent de production locale.
Eversource espère inscrire environ 2 800 appareils dans les deux pilotes, dont la plupart dans le programme ConnectedSolutions+ de Greater Boston. Ce n’est pas une flotte massive, mais l’objectif d’un pilote n’est pas la taille pour elle-même. Il s’agit de tester si un ciblage plus granulaire produit de meilleurs résultats opérationnels que des programmes larges et uniformes.
Si la réponse est oui, l’implication est importante. Les services publics pourraient de plus en plus segmenter la flexibilité de la demande non seulement par type d’appareil, mais aussi par départ, sous-station, quartier et conditions horaires. Cela marquerait une étape plus sophistiquée de la gestion de l’énergie distribuée, où les signaux locaux deviennent aussi importants que les signaux régionaux.
Un aperçu d’une gestion du réseau plus localisée
Les pilotes devraient produire des données cette année, et Eversource prévoit de les poursuivre et éventuellement de les étendre jusqu’en 2029. Cela suggère que l’entreprise les considère comme faisant partie d’une trajectoire de développement plutôt que comme un test d’une seule saison.
Ce que les services publics apprendront de tels programmes pourrait façonner la conception future des programmes de plusieurs façons :
- Les modèles de rémunération pourraient devenir plus spécifiques à la localisation, en récompensant la flexibilité là où elle a le plus de valeur pour le réseau.
- La gestion de la recharge des VE pourrait passer de simples incitations hors pointe à des calendriers alignés sur le solaire et tenant compte de la distribution.
- La planification du réseau pourrait davantage s’appuyer sur des ressources installées chez le client comme alternatives sans travaux aux mises à niveau d’infrastructure traditionnelles.
- Les services publics pourraient mettre en place des systèmes de contrôle plus automatisés et pilotés par événements dans les foyers et les entreprises.
Des questions restent ouvertes. La participation des clients peut être inégale, l’interopérabilité des appareils reste un défi, et les programmes ciblés sont plus complexes à expliquer et à administrer que les incitations saisonnières larges. Les pilotes doivent aussi prouver qu’ils peuvent apporter un soulagement mesurable là où les contraintes sont les plus aiguës, plutôt que d’ajouter simplement une couche supplémentaire d’administration des programmes.
Mais la direction est claire. Les services publics sont sous pression pour gérer la hausse des charges liées à l’électrification sans surdimensionner les infrastructures, tout en intégrant des volumes croissants d’énergie solaire distribuée. Cette combinaison favorise la flexibilité de la demande et le stockage, surtout lorsqu’ils peuvent être déployés de manière ciblée.
Les pilotes d’Eversource sont remarquables non pas parce qu’ils résolvent tout le problème, mais parce qu’ils montrent comment les services publics commencent à opérationnaliser la flexibilité distribuée à un niveau plus précis. Dans un quartier, la bonne réponse peut être de réduire la demande un soir étouffant. Dans un autre, il peut s’agir d’encourager la recharge lorsque le solaire sur les toits inonde le système autour de midi.
C’est un modèle de gestion du réseau plus dynamique que celui auquel de nombreux clients sont habitués. Il est aussi probable qu’il devienne plus courant. À mesure que le système électrique se décentralise, les services publics auront besoin d’outils capables de répondre non seulement à la quantité d’électricité consommée, mais aussi à l’endroit, au moment et aux conditions locales. Ces pilotes du Massachusetts offrent un aperçu concret de cette transition en cours.
Cet article s’appuie sur un reportage de Utility Dive. Lire l’article original.
Originally published on utilitydive.com