Les Californiens adorent les énergies renouvelables. En réalité, La Californie vient de devenir le premier État à exiger des panneaux solaires sur toutes les nouvelles maisons.

Mais la nouvelle exigence crée des questions :comment la nouvelle loi va-t-elle compliquer le marché de l'électricité ? Quelles contraintes va-t-elle exercer sur les réseaux de distribution existants ?

Alors que la Californie se démène pour respecter l'échéance de 2030 pour recevoir 50 % de son électricité à partir de sources renouvelables, l'État doit trouver des moyens de suivre, mesure, et valoriser la consommation et la production d'électricité qui tiennent compte de la variabilité de l'électricité issue de sources décentralisées, comme l'énergie solaire, vent, et piles. Sans une gestion prudente, ces sources, appelées ressources énergétiques distribuées, ordres, ont le potentiel de provoquer une alimentation électrique peu fiable, voire des pannes, et conduire les entreprises de services publics à surfacturer les clients.

Un nouvel article rédigé par des ingénieurs électriciens du Marlan and Rosemary Bourns College of Engineering de l'Université de Californie, Bord de rivière, offre un moyen de tenir compte des incertitudes introduites à la fois par le marché de l'électricité et les DER afin que les entreprises de services publics puissent équilibrer le réseau de distribution et trouver les tarifs les plus justes pour les clients.

L'un des moyens par lesquels les gestionnaires du marché de l'électricité assurent une distribution équitable de l'électricité est d'offrir des incitations aux clients pour réduire, ou différer, consommation électrique aux heures de pointe. Les clients peuvent choisir d'utiliser moins d'électricité ou de déplacer leur utilisation vers une source distribuée, comme des panneaux solaires sur le toit ou des batteries. Les clients peuvent également rendre plus d'électricité disponible pendant les pics de charge en vendant au service public l'électricité excédentaire générée par leurs panneaux solaires sur le toit. Les consommateurs peuvent ainsi exercer une forte influence sur le réseau et le marché de l'électricité au sens large.

Le problème, selon les chercheurs, est que les organisations supervisant le réseau dans son ensemble, appelés gestionnaires de réseau indépendants, ou ISO, ne pas expédier, et souvent ne peut pas voir, la localisation des DER du réseau. Ils ne voient que les lignes de transmission et les ressources qui leur sont connectées, comme la demande collective dans les postes et les centrales électriques. Ils déterminent les conditions du marché sur la base d'une vue d'ensemble sans connaître les détails qui pourraient avoir des conséquences importantes sur le réseau électrique.

"Les ISO voient l'électricité jusqu'à la sous-station qui l'alimente dans un réseau de consommateurs mais sont aveugles à ce qui se passe parmi les milliers ou millions de clients après ce point, " a expliqué Ashkan Sadeghi-Mobarakeh, un doctorant de l'UC Riverside en génie électrique et informatique et premier auteur de l'article. "La demande de chaque client à chaque emplacement a un impact local différent sur le réseau de distribution."

ISO de Californie, ou CAISO, a introduit un nouvel indice pour mieux gérer les charges flexibles et réactives en fonction des conditions de marché. Mais l'indice suggère un déploiement de charges flexibles uniquement en fonction des conditions de marché, ce qui signifie que l'indice de CAISO ne considère pas que la participation au marché des DER situés dans les réseaux de distribution peut repousser les limites d'un réseau.

Si CAISO ou le service public déterminent les délais de déploiement ou de report des charges électriques sans tenir compte des ressources renouvelables sur site et des conditions du réseau de distribution variables, ils risquent de surcharger le réseau et de provoquer des pannes. Contrairement au bon sens, la réduction de la livraison d'électricité aux départs de distribution aux heures de pointe pourrait entraîner des coûts plus élevés et réduire la stabilité du réseau.

Le document d'UC Riverside considère non seulement les conditions du marché, mais aussi l'impact des ressources flexibles sur les contraintes du réseau de distribution.

Sadeghi-Mobarakeh a utilisé de nouveaux algorithmes pour modéliser les coûts et les charges électriques dans différents scénarios de marché et les a testés sur un réseau de distribution standard. Il a utilisé son algorithme pour comparer le coût et le stress sur le réseau de distribution à ce qui serait prédit par le modèle conventionnel. Il a constaté que si la société de services publics avait soumissionné selon son modèle, ils auraient pu fournir de l'électricité aux consommateurs à un coût considérablement inférieur pendant plusieurs jours, avec moins de risques pour le réseau.

Les chercheurs proposent deux nouveaux indices pour aider les services publics à regarder au-delà des conditions du marché et à identifier les départs offrant de meilleures performances pour l'exploitation des charges reportables. Ils suggèrent des moyens pour les DER de participer activement au marché de l'électricité en suivant les signaux du marché. Les deux indices montrent comment un bon feeder répond aux signaux du marché sans avoir d'effet négatif sur le réseau de distribution. Les nouveaux indices peuvent aider les entreprises de services publics à déterminer une stratégie d'enchères optimale sur le marché day-ahead, ainsi que les horaires optimaux pour les charges reportables.

« Les indices proposés dans cet article peuvent être combinés avec des mesures de terrain à partir de compteurs intelligents aux postes pour mesurer en temps réel l'impact collectif des ressources énergétiques distribuées sur la fiabilité du système de distribution, ", a déclaré Sadeghi-Mobarakeh.

En plus de Sadeghi-Mobarakeh, les auteurs incluent son conseiller, Hamed Mohsenian-Rad, un professeur de génie électrique et informatique à UC Riverside; Alireza Shahsavari, un étudiant au doctorat à UC Riverside; et Hossein Haghighat de l'Université islamique Azad de Jahrom.

L'article paraîtra dans un prochain numéro de Transactions IEEE sur le réseau intelligent .