Démonstration du contrôle de la charge électrique

Promoteur principal :  Société d’énergie du Nouveau-Brunswick
Lieu : Provinces maritimes : Nouveau-Brunswick, Nouvelle-Écosse  et Île-du-Prince-Édouard
Contribution du FEP:  15,6 M $
Total du projet : 32 M $

Contexte du Projet :

Le Canada atlantique bénéficie d’un des meilleurs régimes éoliens au monde. Ce régime éolien offre des possibilités importantes en ce qui concerne la production éolienne courante et élargie. Il existe toutefois des obstacles à l’utilisation efficace de cette ressource, particulièrement lorsque le portefeuille de production éolienne augmente relativement aux biens de production classique qui sont flexibles et réglables. La variabilité du profil de production éolienne conjointement aux profils de demandes variables actuelles s’équilibrent présentement aux services auxiliaires fournis par des générateurs en réseau et hors réseau. La gestion de la charge par l’entremise d’une centrale virtuelle pourrait réduire le besoin en services auxiliaires des biens actuels.

Le projet « PowerShift Atlantic » (PSA) vise à démontrer une des ­premières centrales virtuelles entièrement intégrées en réseau au monde afin de favoriser l’intégration efficace de l’énergie éolienne. Contrairement aux services typiques de gestion de la demande, la centrale virtuelle ferait usage des capacités de prévision et d’agrégation de la charge et de l’énergie éolienne en vue de transférer en temps réel les charges commerciales et résidentielles et fournir de nouveaux services auxiliaires au réseau. La Société d’Énergie du Nouveau-Brunswick a mené un consortium de concert avec les services publics (Maritime Electric Company Limited, Saint John Energy et Nova Scotia Power Incorporated) et l’Université du Nouveau-Brunswick (UNB) en vue de présenter une demande de financement au Fonds pour l’énergie propre. PSA a reçu une contribution de 15,6 millions de dollars afin d’aider les services publics partenaires à établir un lien avec la clientèle et à transférer intelligemment la charge des clients de façon à intégrer efficacement la production éolienne - un signe avant-coureur d’un changement de paradigme vers une « production en suivi de charge » contrairement à l’approche traditionnelle de la « charge en suivi de production ».

Résultats :

Plus de 1 400 clients résidentiels et commerciaux réunis ainsi qu’environ 17,3 MW de puissance raccordée ont participé à ce projet de démonstration. Des composantes intelligentes ont été installées sur des équipements admissibles (utilisations finales) aux sites clients. Toutes les utilisations finales admissibles (par exemple, des chauffe-eau ou des appareils de réfrigération à usage commercial) bénéficiaient d’une capacité de stockage d’énergie et n’avaient pas à se fier à un approvisionnement constant d’énergie pour fonctionner. Chaque composante intelligente communique continuellement avec un agrégateur qui utilise des solutions matérielles et logicielles afin de recueillir l’information en temps réel et de classer les utilisations finales en groupes ou en « charges ». Les agrégateurs constituent des entités de tierces parties employées sous contrat par les services publics participants et qui s’occupent de la gestion du rendement de l’énergie et du transfert des habitudes de consommation énergétique d’une façon indécelable par les clients.

La centrale virtuelle est un système de gestion intelligent de l’énergie qui fonctionne de concert avec les agrégateurs et l’opérateur du système de la région en vue de guider le transfert de charge de la clientèle et de permettre l’utilisation optimale de la production éolienne du système. Il s’agit d’une des composantes de base de la solution PSA (autrement appelée la gestion intelligente de la charge ou système GIC).

Le projet a démontré avec succès la faisabilité technique du transfert de la charge des consommateurs par l’entremise d’un système GIC. Des versions à grande échelle du GIC ont été mises à l’essai grâce à l’outil de modélisation Plexos en vue de déterminer les capacités et les avantages potentiels d’un montant important de charge réglable (un pourcentage variable de la puissance raccordée). La solution PSA a encore des obstacles à surmonter avant de devenir une solution viable et rentable pour les services publics. Néanmoins, les clients résidentiels étaient généralement satisfaits (à 80 %) du processus de recrutement, de l’installation et de leur expérience globale avec le programme.

Avantages Pour Le Canada :

PSA a permis aux services publics participants de se faire une meilleure idée de leur clientèle. Le projet a également permis aux services publics participants de déterminer les secteurs exigeant des modifications au processus opérationnel et technique en vue du déploiement d’un GIC. Ces apprentissages profiteront à tous les services publics en exploitation au Canada et favoriseront une intégration plus efficace de la production éolienne à mesure que des centrales virtuelles sont établies d’un bout à l’autre du pays.

Prochaines Étapes :

Énergie NB mettra en œuvre une stratégie « Réduction et transfert de demande (RETD) » qui donnera la chance aux clients de PSA de participer aux programmes RETD dès qu’ils sont offerts.