L’intelligence artificielle a été utilisée dans le cadre de cette analyse aux fins de révision et de reformulation. L’outil utilisé était Microsoft Copilot et tous les résultats ont été validés par le personnel de la CEO.
Le 18 juin 2021, la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO) et la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE) ont annoncé un partenariat entre l’Espace innovation de la CEO et le Fonds d’innovation pour le réseau de la SIERE afin de soutenir des projets pilotes visant à mettre à l’épreuve les capacités des ressources énergétiques décentralisées (RED) à fournir des services de réseau aux niveaux local et provincial. Les enseignements qui suivent sont basés sur les constats et les observations présentés par les promoteurs de projets dont les projets sont désormais terminés. En s’appuyant sur les rapports finaux des projets et les échanges menés tout au long de ceux-ci, la CEO a collaboré avec la SIERE pour faire la synthèse de ces constats et dégager des thèmes communs liés à la mise en œuvre, à l’exploitation et à l’intégration des RED.
Même si l’expérience propre à chaque projet a été différente, les leçons présentées ci-dessous reflètent des tendances communes observées par les promoteurs dans plusieurs projets pilotes. La CEO présente ces éléments comme des constats clés qui pourraient éclairer l’élaboration de futures politiques, la conception de programmes et l’intégration plus large des RED dans le réseau électrique de l’Ontario.
Principales conclusions
1. La flexibilité locale pourrait être viable sur le plan opérationnel partout en Ontario
Selon les promoteurs des projets, il est possible de mobiliser efficacement la flexibilité locale (la capacité d’une ressource énergétique à modifier, au besoin, son comportement en matière de consommation, de production ou de stockage) à l’aide des outils, des actifs et des processus opérationnels existants des services publics. Les projets pilotes mis en œuvre par Essex Powerlines, Toronto Hydro et BluWave-ai ont démontré que les marchés axés sur la flexibilité locale et la répartition peuvent fonctionner efficacement sans systèmes de gestion des RED entièrement intégrés ni plateformes de contrôle en temps réel.
Une mise en œuvre progressive pourrait ainsi aider les services publics à acquérir de l’expérience opérationnelle et à en démontrer la valeur avant de s’engager dans des solutions plus complexes nécessitant d’importants investissements en capital.
2. Des obstacles non techniques ont limité le rendement initial des projets
Les promoteurs ont régulièrement indiqué que des difficultés non techniques avaient limité la flexibilité que les projets pouvaient offrir, particulièrement au cours des premières phases. Parmi ces difficultés courantes figuraient le recrutement et l’intégration des participants, la préparation des sites, les limites liées au comptage ainsi que la méconnaissance des concepts de marché et des processus de répartition.
Ces obstacles soulignent l’importance d’établir des services de flexibilité ainsi que des règles de participation claires et uniformes. Cela pourrait simplifier le recrutement et l’intégration des participants, en facilitant leur participation et leur capacité à fournir les services de flexibilité escomptés.
3. Le regroupement des RED peut améliorer la fiabilité, le rendement et l’accès au marché
Les promoteurs de plusieurs projets pilotes ont constaté que le regroupement des RED (c.-à-d. l’utilisation de plusieurs RED) pouvait améliorer la fiabilité et permettre à des RED de plus petite taille de participer. Le regroupement permet à des actifs décentralisés qui, individuellement, n’atteindraient pas les seuils de taille minimale requis pour participer directement au marché de fournir collectivement des services au réseau.
Le regroupement est un outil essentiel pour permettre à un grand nombre de RED de participer au réseau électrique et de soutenir son bon fonctionnement. Il soutient également des initiatives industrielles plus larges visant à accroître le rôle de ces ressources dans l’exploitation du réseau, notamment l’Enabling Resources Program de la SIERE, une initiative pluriannuelle qui met à jour les règles, les systèmes et les processus du marché de l’électricité de l’Ontario afin de permettre aux installations de stockage d’énergie, aux installations hybrides et aux RED regroupées de fournir plus efficacement des services au réseau.
4. Une meilleure harmonisation et coordination entre les institutions est essentielle
Les promoteurs des projets ont souligné la nécessité d’améliorer la coordination entre les différents rôles et systèmes institutionnels. Les principaux enjeux relevés sont les suivants :
- le besoin de normaliser la télémétrie, les interfaces de programmation d’applications et les protocoles d’échange de données;
- le besoin de clarifier les méthodes de mesure et de vérification dirigées par les distributeurs ainsi que les méthodes d’établissement des valeurs de référence;
- le besoin d’améliorer la coordination entre le transport et la distribution ainsi que le partage bidirectionnel de l’information; et
- le besoin d’une définition plus claire du rôle du distributeur (facilitateur ou participant au marché).
Les promoteurs indiquent qu’il sera essentiel de résoudre ces enjeux pour permettre une participation à grande échelle des RED et qu’une action coordonnée entre les initiatives en cours sera nécessaire, notamment l’Enabling Resources Program de la SIERE et la feuille de route de la CEO pour l’avancement des capacités des opérateurs de réseau de distribution.
5. Aucune technologie de RED ne permet à elle seule d’optimiser tous les critères de rendement
Les promoteurs ont indiqué qu’aucun type de RED ne permettait à lui seul d’optimiser simultanément les coûts, la rapidité de réponse et la fiabilité.
Ce constat renforce la nécessité de mettre en place des cadres permettant de gérer efficacement un large éventail de RED et de maximiser les avantages qu’elles procurent. La conception des futurs marchés et programmes devrait tenir compte des différentes caractéristiques des ressources, notamment de leur rapidité de réponse, de leur durée et de leur profil de fiabilité, selon le cas.
6. Les approches de mesure et d’établissement des valeurs de référence doivent être modernisées
Dans l’ensemble des projets, les promoteurs ont constaté que les valeurs de référence établies à partir de la charge historique des sites pour estimer la consommation normale d’électricité ne reflètent pas toujours les caractéristiques opérationnelles des RED modernes, en particulier le stockage derrière le compteur et les ressources de demande flexible.
Selon les promoteurs, les méthodes de mesure et d’établissement des valeurs de référence devront être mises à jour pour évaluer avec précision le rendement des RED. Cela soutient les efforts en cours visant à moderniser les exigences en matière de télémétrie et à établir des normes de mesure et de vérification proportionnelles à la taille des ressources et aux risques pour le réseau.
7. La valeur RED doit être liée à des besoins précis du réseau de distribution
Les promoteurs ont souligné que les RED offrent une valeur maximale lorsqu’elles répondent à des contraintes clairement définies et vérifiables du réseau de distribution. Ils ont également constaté que les avantages risquaient d’être surestimés lorsque les possibilités de flexibilité étaient évaluées de façon générale ou à l’échelle de l’ensemble du réseau.
Cela renforce l’importance d’intégrer les RED, y compris les solutions sans fil, aux processus de planification des réseaux de distribution lorsque cela est rentable, tout en élaborant des protocoles robustes entre les réseaux de transport et de distribution pour assurer la coordination et l’interopérabilité. Ces conclusions concordent avec les récentes orientations politiques de la CEO en matière d’innovation et avec les mécanismes d’incitation récemment renforcés, tels que les incitations pour les solutions sans fil (marge sur les paiements).
Conclusion
Bien que les projets pilotes soient maintenant terminés, la CEO et la SIERE restent déterminées à exploiter pleinement la valeur des RED au sein du réseau électrique de l’Ontario. Chaque projet a publié un rapport final, accessible ci-dessous, qui présente en détail son approche, ses résultats et les enseignements qui en ont été tirés.
Les constats issus de ces projets pilotes jettent les bases pour l’élaboration future de politiques et de programmes. À mesure que les initiatives du secteur progresseront, ces constats contribueront à orienter l’évolution de l’intégration des RED et à soutenir la transition vers un réseau électrique plus flexible et efficace.
Pour en savoir plus, consultez les communiqués de presse du 30 mars, du 14 avril, et du 22 avril 2022, ainsi que le Rapport d’étape commun sur les appels d’offres à objectifs définis.
Projets
Enel X CanadaPartenaires : Ardian Infrastructure et Powerconsumer
Titre du projet : « Unlocking DER Participation Across Ontario »
Des entreprises locales répondant aux besoins du réseau - Ce projet démontrera la capacité de mesurer et de vérifier le rendement de regroupements hétérogènes de ressources énergétiques décentralisées (RED) participant à des simulations des marchés de la capacité et de la réserve d’exploitation de la SIERE. Les ressources participant au projet pilote comprennent des systèmes de stockage par batteries en aval du compteur (BTM) ainsi que des mesures de réduction manuelle de la charge. D’autres approches de mesure seront testées afin d’examiner comment les regroupements de RED qui ne sont pas pleinement exploités pourraient apporter une valeur supplémentaire au réseau.
Partenaires : NODES AS, Essex Energy Corp. et Utilismart Corp.
Titre du projet : « Distribution System Operator (DSO) Pilot Project (PowerShare) »
Un marché local de l’électricité pour Windsor-Essex - Ce projet permettra de tester comment un marché local pourrait soutenir une zone soumise à des contraintes tant à l’échelle locale qu’à celle du réseau de production-transport. Essex Powerlines et NODES mettront en place et exploiteront un marché local opérationnel, à l’échelle du réseau de distribution, pour les services liés aux ressources énergétiques décentralisées (RED), Essex Powerlines agissant à titre d’opérateur de réseau de distribution (ORD). Par le biais de ce projet pilote, les propriétaires de RED du territoire desservi par Essex Powerlines pourront, à l’aide de la plateforme de marché NODES, prendre part à un marché local axé sur la flexibilité afin de vendre de l’énergie ou des services de réponse à la demande en vue de favoriser la fiabilité et la résilience du réseau. L’objectif de ce projet est de contribuer à répondre aux besoins locaux et provinciaux croissants en électricité dans la région de Leamington, qui est actuellement soumise à des contraintes tant à l’échelle locale qu’à celle du réseau de production-transport.
Partenaires : Power Advisory et Toronto Metropolitan University
Titre du projet : « Benefit Stacking Transmission and Distribution System Non-Wires Alternatives (Pilot Project) »
Démonstration des avantages de la fourniture simultanée d’une capacité locale et provinciale - Ce projet démontrera comment un distributeur peut collaborer avec la SIERE afin de mobiliser des ressources de réponse locale à la demande (RLD) pour répondre aux besoins ciblés du réseau de distribution ainsi qu’aux besoins simulés du réseau de production-transport, dans le but de réduire les coûts pour les consommateurs d’électricité et les coûts globaux du réseau.
Partenaires : Hydro Ottawa, Moment Energy et Investir Ottawa
Titre du projet : « EV Everywhere »
Gestion de la recharge des véhicules électriques (VE) pendant les périodes de pointe - Ce projet démontrera comment une société de distribution locale et un fournisseur de logiciels/agrégateur peuvent contribuer à gérer les contraintes de capacité du réseau de distribution en gérant la recharge résidentielle des VE et en tirant parti de deux systèmes de stockage d’énergie par batteries (SSEB) situés à des endroits stratégiques. Ce projet devrait permettre de réduire la demande pendant les périodes de pointe et guidera la décision d’éventuellement reporter de futures mises à niveau de l’infrastructure.
Pour en savoir plus, consultez les rapports finaux ici.