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Vers un réseau électrique vraiment intelligent : une évolution de la réponse à la demande

Glen Spry, directeur général et président de SensorSuite, s’est entretenu avec notre VP Technologies, David Saint‑Germain, sur l’évolution du réseau électrique intelligent et de la réponse à la demande.

Le réseau intelligent amène‑t‑il de nouvelles possibilités pour le fournisseur de services et les clients ? Quelle est l’importance de la réponse à la demande dans un contexte de lutte aux changements climatiques ? Quels sont les défis envisagés alors que le phénomène de l’électrification prend de l’ampleur au Québec ?

Écoutez l’entrevue complète ici (en anglais seulement).

Glen Spry : Pour commencer, David, qu’est‑ce que la réponse à la demande ?

David Saint-Germain : La réponse à la demande est la capacité des différents appareils contrôlables du réseau d’engendrer de l’effacement chez le fournisseur. On a donc besoin d’un ensemble de technologies ou de comportements qui permettent au fournisseur d’influencer le comportement à la maison ou dans un bâtiment commercial pour réduire la demande de pointe.

GS : À une certaine époque, j’ai réfléchi au concept de réseau intelligent, et j’ai trouvé logique l’idée d’un écosystème d’appareils électriques contrôlables fonctionnant à l’unisson pour équilibrer l’offre et la demande. Au fil des ans, j’ai simplifié ma vision de ce réseau intelligent. Il s’agirait essentiellement du développement et de l’intégration d’une centrale électrique virtuelle (CÉV) qui, pour un gestionnaire de système, ressemblerait à une centrale traditionnelle et se contrôlerait de la même façon. Cela dit, une CÉV doit aussi pouvoir prendre en charge un environnement très dynamique. Chez Hilo, est‑ce que vous vous intéressez à des technologies spécifiques, ou si c’est plutôt la capacité du réseau qui vous préoccupe ?

DSG : Je pense que ça dépend vraiment des besoins auxquels on tente de répondre. Ce n’est pas seulement une question de capacité, selon moi, mais plutôt la façon dont on orchestre tout le matériel qu’on contrôle pour atteindre les objectifs du service.

Ce que nous avons abordé en premier est l’écrêtage des pointes hivernales. Nous devons suivre une courbe de contrôle très précise sur une certaine période. Le tracé de cette courbe et la précision avec laquelle nous la suivons sont aussi importants que la capacité de réduction brute. Ce qui se passe avant et après la phase de réduction est aussi important que ce qui se passe pendant la période en question.

Le service [Hilo] est lié aux périodes de pointes hivernales, ce qui nous a amenés à contrôler les thermostats à tension de secteur dans les résidences, et les systèmes de chauffage, de ventilation et de climatisation (CVC) dans les bâtiments, et à nous associer à SensorSuite pour le chauffage des bâtiments locatifs à commande centralisée. Nous avons dû construire des modèles pour chaque technologie, afin de nous coller le plus étroitement possible à la courbe de contrôle.

En ce moment, nous cherchons à élargir notre capacité de contrôle. Nous ajouterons bientôt à notre offre des solutions pour chauffe-eau et chargeurs de voitures électriques, et nous travaillons à concevoir des batteries, des thermostats pour chauffage central et une large gamme d’appareils pour les commerces et institutions, afin d’augmenter notre capacité de contrôle. Cependant, certaines de ces technologies ne sont pas prêtes à être déployées, question rentabilité.

Il faut en effet tenir compte de l’ensemble de la chaîne de valeur générée pour la production, le transport, la distribution, etc. pour déterminer s’il est financièrement judicieux de déployer certains de ces appareils.

Prenons l’exemple des batteries. Selon moi, leur apport au réseau se divise en trois grandes catégories. On peut limiter les coûts en effectuant un contrôle de fréquence, des prévisions de soutien commercial et de soutien de la production, ou une gestion de l’alimentation de pointe pour les clients. On peut différer les investissements en effectuant des contrôles de tension, en libérant des réserves et en augmentant la puissance de pointe, ou arbitrer les prix et aider le pupitre de négociation.

En ce moment, au Québec, le marché des batteries est intéressant pour les grands projets, mais l’est beaucoup moins pour les projets résidentiels. Notre énergie ne se vend pas à des prix aussi élevés qu’en Californie ou en Australie et, bien sûr, nous avons de la neige ! Les combinaisons énergie solaire/batterie ne contribuent donc pas autant au retour sur investissement pour ces projets. Ça signifie que le fournisseur d’électricité doit payer 100 % de la facture, ce qui n’a pas de sens.

Pour en revenir aux produits que nous lançons, comme je l’ai dit, nous avons commencé avec les thermostats, et nous ajoutons maintenant les chauffe-eau et les chargeurs de voiture électrique, car ces appareils sont utilisés toute l’année, pas seulement pendant l’hiver. Nous pouvons développer une foule d’autres appareils contrôlables du même genre…

Il y a aussi des aspects plus pratiques à considérer. Par exemple, les chauffe-eau doivent être remplacés après 10 ans car ils subissent habituellement de la corrosion qui peut les rendre défectueux après cet horizon. Cela permet d’introduire de nouvelles technologies et d’ajouter d’autres produits dans notre centrale électrique virtuelle, comme des variateurs de fréquence ou la simulation d’inertie mécanique afin de compenser l’énergie solaire, entre autres.

Donc, je ne pense pas que ce soit juste une question de capacité — mais plutôt de multiplicité des options de contrôle.

GS : Le marché québécois me semble très intéressant, avec une bonne disponibilité hydroélectrique, et dont la capacité semble vaste. Cela dit, le réseau sera très différent à la fin de cette décennie. À titre d’exemple, la vente de véhicules à moteur à combustion interne devrait être interdite en 2030. Les nombreux véhicules électriques qui prendront leur place sont susceptibles d’aggraver la pression sur des parties du réseau déjà limitées. Lorsque vous ajoutez l’électrification des CVC, des procédés de chauffage et de tout le reste, comment maintenir l’équilibre de ce réseau ? Quels défis envisagez-vous alors que le phénomène de l’électrification prend de l’ampleur au Québec ?

DSG : Pour comprendre, je pense qu’il faut prendre du recul et jeter un coup d’œil aux deux principaux objectifs parallèles. Pour moi, le premier est de trouver comment « décarboniser » la société le plus rapidement possible — dans le cas du Québec, cela signifie encourager la transition vers les véhicules électriques, mais aussi utiliser les centrales hydroélectriques pour soutenir l’introduction d’énergies renouvelables plus volatiles, comme l’éolien et le solaire. Le deuxième objectif est de trouver comment maximiser les revenus et minimiser les investissements pendant cette transition. Résoudre le problème de l’instabilité est la clé pour répondre à cette question.

La consommation d’énergie doit être faite de manière efficace, prévisible et aussi linéaire que possible. Cela signifie que vous avez besoin de flexibilité dans les habitudes de consommation et de production, et vous devez orchestrer les comportements pour équilibrer statistiquement l’une et l’autre. En d’autres termes, vous avez besoin d’un éventail d’appareils contrôlables aux caractéristiques différentes, que vous pouvez utiliser en fonction des différents scénarios.

Selon moi, des outils comme les centrales électriques virtuelles vont devenir incontournables afin de tirer profit des différents appareils contrôlables pour assurer la stabilité du réseau, et ce, tout en étant aussi transparents que possible avec le client. Nous n’avons pas le choix : connecter tous ces véhicules électriques et ces systèmes d’énergies renouvelables au réseau va inverser l’architecture de distribution traditionnelle, ce qui implique qu’il faudra orchestrer tous ces nouveaux intrants.

Donc, pour répondre plus directement à votre question, les défis sont à la fois technologiques et comportementaux. Les gens doivent comprendre et accepter le fait que la modulation de la consommation d’énergie en temps réel est la voie vers un avenir plus propre. Cela signifie que toutes les technologies sous‑jacentes doivent fonctionner sans heurts — nous avons besoin d’interconnexions logicielles efficaces entre les agrégateurs et les fournisseurs d’électricité, de moyens standards de communiquer, de prévoir, de gérer l’offre et la demande, de technologies de transmission de données, de fiabilité et de cybersécurité… Je pourrais continuer encore et encore.

Ce qui est certain, c’est que cela impliquera beaucoup d’acteurs différents, et nous devrons trouver des moyens d’impliquer la société pour y arriver.

GS : Voilà sans doute les bases d’un réseau moderne. Cela dit, je ne vois pas beaucoup de place pour la variabilité dans cette vue d’ensemble. « Efficace », « prévisible », « linéaire » sont tous des mots qui impliquent que la fiabilité est au cœur des préoccupations. On sait que la « réponse à la demande » (RD) a un passé plutôt mouvementé, en particulier la réponse comportementale. La réalité est que, lorsque vous demandez à une personne de réduire sa consommation énergétique, elle fait un compromis — confort vs argent dans le cas de consommation résidentielle, et productivité vs argent dans le domaine commercial. Et la décision se fera en fonction de son intérêt personnel plutôt que dans celui du réseau. Bref, si on compte sur un individu, le résultat est plutôt imprévisible. Avec la prolifération des appareils connectés, les solutions techniques sont de plus en plus répandues. De votre point de vue, quelle est la meilleure ressource, une RD comportementale ou technique ?

DSG : Permettez‑moi de prendre un peu de recul au cas où la distinction entre « comportemental » et « technique » ne serait pas claire pour les personnes qui écoutent.

En comportemental, les utilisateurs réagissent à des incitations externes telles que les « signaux de prix » pour se motiver à changer de comportement. Ça signifie qu’ils créent différents programmes et automatisations pour minimiser leurs coûts — ou qu’ils agissent par bonne volonté parce qu’ils comprennent l’importance de minimiser la consommation d’énergie.

Dans la réponse technique à la demande, ces comportements sont automatisés, ou assistés par des logiciels ou du matériel, par exemple par l’utilisation d’appareils connectés capables de répondre aux commandes d’un écosystème infonuagique.

Pour moi, il y a aussi une troisième catégorie, qui comble le fossé entre les deux, et ce sont les systèmes d’accompagnement — de « coaching ». On peut apprendre de l’utilisateur et de la population dans son ensemble, puis utiliser ces connaissances pour essayer d’aider les utilisateurs à consommer plus efficacement ou à détecter des problèmes, ou recommander d’apporter des changements aux habitudes ou à l’équipement. L’apprentissage automatique peut beaucoup aider, dans ce scénario.

Je pense que les réponses comportementale et technique à la demande sont complémentaires, mais les aspects techniques apportent beaucoup plus de valeur. La réponse comportementale à la demande ne peut pas suivre les courbes de contrôle, et peut générer des pics secondaires. Elle ne peut pas non plus orchestrer un large éventail de scénarios, et dépend de la bonne volonté des gens. Donc, dans l’ensemble, ça signifie que ces systèmes sont plus fragiles et moins prévisibles.

Un dernier point est que la réponse technique à la demande peut être intégrée dans un plus grand cadre de centrale électrique virtuelle ; on peut donc contrôler des ressources qui sont moins faciles à gérer pour l’utilisateur, comme les chauffe‑eau, les batteries et le transfert d’énergie véhicule‑maison ou véhicule‑réseau. C’est beaucoup plus complexe que les thermostats programmables.

GS : J’aime l’idée du coaching, qui introduit des concepts intéressants. J’ai souvent pensé que la ludification (la « gamification ») pourrait améliorer l’engagement — on pourrait comparer le programme IEEMI de l’Ontario à un système de ludification. Je me souviens que certains de mes clients pensaient que c’était un jeu ; le seul problème était que c’est avec la maison qu’ils jouaient, et comme on le sait… « the house always wins » ! Cela dit, le programme a entraîné un effacement de 1 400 MW, ce qui représente assurément une part importante pour l’IESO de l’Ontario (gestionnaire indépendant du réseau électrique). D’après votre expérience, quelle valeur un fournisseur donne‑t‑il à ces ressources de réponse à la demande ?

DSG : C’est une question complexe ! D’après mon expérience, de nombreux fournisseurs n’ont pas effectué l’analyse complète de bout en bout de leurs flux de coûts comparatifs, et ont donc du mal à donner une valeur financière à la réponse à la demande, sans parler du contrôle de fréquence ou d’autres produits plus complexes. Et c’est parce qu’il s’agit souvent de grandes entités divisées en silos, et qu’il faut ces données intégrales pour effectuer cette analyse.

En général, je pense qu’il y a trois grandes catégories d’avantages pour les fournisseurs mais, dans la pratique, il y en a beaucoup plus que cela. Vous avez des investissements différés, qui s’appliquent au transport et à la distribution. Il s’agit principalement d’ajuster l’équipement. Dans notre cas, nous pouvons réduire les pics saisonniers, ce qui signifie qu’[Hydro‑Québec] n’a pas à redimensionner son infrastructure pour s’adapter à quelques dizaines de jours de grand froid, et peut réduire les importations d’énergie ou maximiser les exportations. Pour reporter les investissements, on peut également appliquer des stratégies de contrôle à des zones géographiques plus spécifiques, comme un quartier, pour gérer les pics dans cette zone. Cela peut signifier retarder le remplacement d’une infrastructure vieillissante ou sous-dimensionnée dans le réseau de distribution.

On peut également mieux gérer les retours à la normale après les coupures de courant en évitant les énormes charges synchronisées qui se produisent alors — c’est particulièrement vrai lorsque tout le monde charge sa voiture. Cette stratégie peut réduire les dommages à l’équipement ou retarder la nécessité de déployer des équipements plus importants.

La première catégorie est donc l’investissement différé. La seconde consiste à libérer des réserves pour les imprévus, par une meilleure gestion des fréquences ou grâce à des dispositifs à très court terme, comme les batteries. Cela permet de vendre cette puissance ailleurs. Cependant, il faut vraiment avoir confiance en la fiabilité de son système de réponse à la demande, sinon le réseau peut planter.

La troisième catégorie concerne l’arbitrage et la maximisation des revenus, ce qui signifie essentiellement fournir des produits de contrôle parmi lesquels choisir. Je pense que c’est analogue à ce que les pupitres de négociation faisaient dans les années 90 et 2000. Ils ont construit des interconnexions à faible latence entre les centres financiers pour rendre les échanges aussi efficaces que possible. Pour moi, les centrales électriques virtuelles offrent le même type de percée, et elles changeront la donne pour tirer parti des différences de prix au comptant dans le paysage énergétique.

Il me vient en tête une quatrième catégorie d’avantages. Je pense qu’il y a aussi des avantages concurrentiels qui peuvent être tirés d’une meilleure gestion du réseau. Si vous gérez votre réseau plus efficacement — ce qui signifie que vous n’avez pas à construire un nouveau barrage pour répondre à la demande de pointe, ça se traduit par des économies pour les consommateurs et par plus de compétitivité sur le marché.Comme je l’ai dit, il y a de nombreux avantages, mais ce sont probablement les principaux.

GS : Il y a deux côtés à la médaille, quand on parle de la réponse à la demande. Je peux facilement comprendre la valeur que les services publics y accordent, mais elle doit aussi en avoir pour le participant. Du point de vue de SensorSuite, si on regarde les bâtiments résidentiels à logements multiples, on constate une grande correspondance en termes de profils de charge. Il existe une corrélation étrange entre les charges des CVC résidentiels et les pics du système et, si on prend en compte les véhicules électriques que nous avons mentionnés plus tôt, ils vont influencer la demande dans les années à venir. Du point de vue d’une FPI [fiducie de placement immobilier] ou d’un propriétaire d’immeuble, quel intérêt ont-ils de soutenir le réseau par le biais de ce type de programmes ?

DSG : Oui, nous en parlions ce matin. La raison la plus importante pour moi, c’est que c’est la chose à faire pour atteindre nos objectifs climatiques. Cela étant dit, je pense qu’on peut diviser les avantages en deux catégories : les avantages directs et indirects.

En ce qui concerne les avantages directs, il y a bien sûr des incitatifs financiers mis en place pour inciter les gens ou les entreprises à participer aux programmes. Dans le cas d’Hilo, les propriétaires de bâtiments sont payés — il ne s’agit pas seulement d’économies découlant de la réduction de la consommation dans les bâtiments. Ils obtiennent en fait une récompense par kilowattheure déplacé. En même temps, ils peuvent réduire leur facture parce que la réponse à la demande est aussi souvent liée à une réduction de la puissance de pointe, ce qui, au Québec, a un impact important sur la facture.

Une autre mesure directe consiste à réduire la dépendance aux générateurs au profit de systèmes de batteries capables à la fois de gérer les pics de puissance et les pannes d’électricité, en plus de réduire la dépendance aux hydrocarbures.

Enfin, il y a la conformité réglementaire. Je pense que je vais garder ce sujet pour la fin et aussi parler un peu du marché européen, car il y a beaucoup de matière.

Parmi les avantages indirects, le premier est l’impact environnemental positif : les bâtiments représentent environ 40 % de la consommation d’énergie dans le monde. C’est énorme. Ça ne doit pas être sous‑estimé. Les impacts climatiques et financiers des économies d’énergie dans cette catégorie peuvent être très importants. Mais comment mesurer cela ? Quel est le critère ? Il existe maintenant des certifications que l’on peut obtenir en démontrant une gestion efficace de l’énergie. Je pense que ça influence positivement la culture d’entreprise, et ça peut stimuler la fierté et l’engagement des employés. Ça montre également qu’on peut mettre en œuvre des pratiques de gestion efficaces, qui génèrent de la valeur à long terme et qui ont des répercussions sur le financement et la croissance. De nombreux portefeuilles d’investissement s’appuient désormais sur ces certifications pour faire des choix d’investissement écoresponsables.

Pour revenir à la question de l’Europe et de la conformité réglementaire, j’aime vraiment ce qu’ils ont privilégié en termes d’efficacité énergétique dans les bâtiments. Les objectifs sont clairs, et les résultats doivent être divulgués. Les bâtiments sont responsables d’environ 40 % de la consommation d’énergie de l’UE et de 36 % des émissions de gaz à effet de serre.

Soixante‑quinze pour cent du parc immobilier est inefficace sur le plan énergétique, mais seulement 1 % de ces bâtiments sont rénovés chaque année.

Pour revenir à l’une de vos questions précédentes, je pense que les technologies de coaching, s’appuyant sur les technologies des centrales électriques virtuelles, peuvent aider les propriétaires à cibler ce qu’il faut faire en termes d’efficacité, et la réponse à la demande peut les aider à mettre à jour une partie du parc immobilier. La réduction des dépenses et l’augmentation des revenus peuvent également aider à investir dans la rénovation. J’ai lu récemment une étude qui disait que la rénovation des bâtiments existants peut permettre de réduire la consommation d’énergie de l’ensemble du bloc européen de 5 à 6 % et de réduire les émissions de CO2 d’environ 5 %, si ma mémoire est bonne.

Plus près de nous, l’Ontario a également emboîté le pas, bien que plus lentement. Les bâtiments de plus de 100 000 pieds carrés, soit 10 000 mètres carrés, doivent maintenant divulguer leurs dépenses énergétiques, et je pense que c’est le premier pas vers une plus grande responsabilisation.