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Tour d’horizon international : cas concrets de mécanismes de demand response mis en oeuvre

La tarification à durée d’utilisation en Israël

Israël a décidé de mettre en œuvre la méthode de tarification à durée d’utilisation qui consiste à déployer le comptage communicant pour les clients finaux ayant une consommation supérieure à un certain palier critique. Cette méthode permet l’ajustement d’une part significative de la demande, car les clients concernés, le plus souvent des professionnels, concentrent une part importante des consommations globales.

En Israël, le palier est fixé à 40 MWh de consommation : ainsi, 4 % des points de livraison (100 000 sur 2,5 millions) concentrent 60 % de la consommation d’électricité totale du pays. La rentabilité du comptage communicant et du recours au tarif à durée d’utilisation est donc très intéressante pour le haut de portefeuille, puisque les coûts d’investissement par mégawatt ajusté sont moindres.

Cependant on observe deux freins majeurs dans la mise en œuvre généralisée de ce mode de tarification :
  • la rentabilité de cette méthode est diluée par l’investissement de départ très important pour équiper les millions de foyers bas de portefeuilles : en effet, le compteur communicant n’est pas indispensable à tous les tarifs avec durée d’utilisation, mais il l’est pour la vérification des effets du demand response
  • la tarification à durée d’utilisation peut être rendue complexe pour les opérateurs du fait d’une hausse constatée de réclamations sur les factures

L’approche du demand response en Afrique du Sud

Le programme IDM (Integrated Demand Management) mis en œuvre entre 2004 et 2013 en Afrique du Sud a pour objectif d’inciter aux économies d’énergie pour réduire la pression sur les moyens de production d’électricité. Il s’agit principalement d’un programme d’efficacité énergétique, mais il comporte également un important volet de demand response appelé à croître.

Entre 2004 et 2013, le programme IDM, au global, a permis d’économiser 3,6 GW (cumulés), soit l’équivalent de la production d’une centrale électrique de taille moyenne ou bien de la consommation annuelle de la métropole de Tswhane qui englobe Pretoria, la capitale du pays. Pour l’année 2012, les économies réalisées ont été de 347 MW, dont 58 MW (17 %) du fait du volet de demand response, appelé Demand Market Participation (DMP).

Détail des économies réalisées par le programme IDM en 2012, par type d’action.
Source : Eskom.

Le demand response est ainsi le 2ème moyen, en volume d’économies réalisées, mis à contribution dans le programme IDM pour permettre la diminution des consommations d’électricité.

Depuis sa mise en œuvre en 2004, le demand response restait concentré sur les gros consommateurs (industriels et tertiaires). En 2012, le programme de demand reponse a pris un double tournant :

  • l’intensification, avec le lancement d’un DMP d’ « urgence » (proposition d’augmentation des capacités de flexibilité des contributeurs existants, gonflement des incitations),
  • la diversification avec l’instauration d’un demand response diffus auprès de plus petits acteurs :
  • Le Demand Response Aggregation Pilot Programme (DRAPP) cible 500 MW d’économies d’énergie supplémentaires. Dans le cadre de ce programme, Eskom contracte des volumes de demand response avec un grand nombre de petits consommateurs par l’intermédiaire d’agents ou d’agrégateurs, pour réduire leurs consommations sur sollicitation.

    Ainsi, Eskom met à contribution le potentiel de demand response existant au sein des petites industries et du secteur tertiaire : Eskom estime le potentiel total de demand response de ce marché plus diffus à 2500 MW environ.

    Tour d’horizon des initiatives en la matière aux Etats-Unis

    Les Etats-Unis peuvent être considérés comme un des leaders en matière de demand response, de par la maturité des technologies mises en œuvre et les résultats atteints. Ils sont les principaux détenteurs de capacités de demand response à l’heure actuelle.

    OG&E (Oklahoma, USA)

    Lorsque le régulateur a imposé à OG&E (acteur verticalement intégré) de ne plus ajouter de capacités de production au charbon avant 2020, s’est posée la question de la satisfaction de la demande croissante. En réponse, OG&E a lancé la tarification variable de pointe, un programme tarifaire qui capitalise sur les technologies de comptage communicant pour proposer une tarification en temps réel aux consommateurs, (particuliers et professionnels) avec l’objectif de déplacer la charge en dehors des pics de consommation. Les résultats sont significatifs : OG&E réalise de 11 % à 33 % de réduction moyenne de la consommation en pointe. La charge totale contrôlable devrait dépasser les 175 GW d’ici à 2016 et a permis à OG&E de reporter à 2020 la construction de deux centrales pour subvenir à la pointe.

    Consolidated Edison (à New York, aux États-Unis)

    En tant que gestionnaire du réseau de distribution de la ville de New York, Consolidated Edison a pour objectif de garder les lumières allumées dans la plus grande ville des États-Unis. Après la coupure d’électricité à Long Island City qui a laissé 175 000 personnes sans courant, un mécanisme a été étudié qui donnerait un meilleur contrôle aux opérateurs. Le programme « Cool NY » a été mis en œuvre. Celui-ci repose sur le contrôle de la charge de près de 6 millions de climatisations en fenêtre de New York. Avec la solution de ThinkEco et en partenariat avec des revendeurs d’appareils ménagers tels que Best Buy, Consolidated Edison propose une solution pour le réseau de distribution et à bas coût pour les consommateurs.

    FPL (Floride, USA)

    Filiale de la centrale électrique NextEra, FPL est un bon témoin de la façon dont le demand response peut être mis en œuvre. Parmi les plus anciens programmes du pays, le programme de recyclage de l’air OnCall de FPL a fonctionné dans l’un des environnements les plus chauds et les plus humides des États-Unis. Ce programme simple, qui repose sur une technologie de réception d’appel, recycle l’air intérieur des foyers des participants en fonction de signaux envoyés par le réseau. Avec plus de 830 000 foyers, 22 000 entreprises et plus de 1,9 GW de charge réseau contrôlable, le programme de demand response a remis à plus tard la construction de deux centrales thermiques conventionnelles.



    Cet article a été rédigé par EY.




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