Demand Response (DR)

Terme français correspondant : gestion de la charge

Définition

“Changes in electric usage by end-use customers from their normal consumption patterns in response to changes in the price of electricity over time, or to incentive payments designed to induce lower electricity use at times of high wholesale market prices or when system reliability is jeopardized.”

US Department of Energy

Page Wikipedia pour DR (anglais)

Demand Side Management (DSM) 3wt un terme plus générique que DR. DSM peut être défini comme l'ensemble des activités développées par des utilités pour aider leur clients à consommer de l'électricité de manière plus efficiente.

Page Wikipedia pour DSM (anglais)

Objectifs

La DR poursuit 2 objectifs :

  • Objectifs commerciaux : réduction de la charge en cas de prix élevé de l'électricité (éventuellement augementation de la charge en cas de prix faibles),
  • Objectifs de fiabilité : réduction pour augmenter la fiabilité.

Models

La figure suivante (extraite de ce fichier Powerpoint) présente les 2 modèles (non-exclusifs) pour la DR.

 

Modèle 1 : DR basée sur le prix

Dans ce modèle de DR, le fournisseur d'énergie influence la consommation d'énergie seulement par le moyen du prix : l'énergie est vendue à un prix plus élevé lorsqu'elle est rare. Trois types de tarification peuent être utilisés :

 

Type Description
TOU
Time-Of-Use		 Avec TOU, le prix de vente pour les clients varie de manière prédéfinie pendant certaines période
RTP
Real-Time Pricing		 Les prix "temps réel" sont typiquement déterminés soit un jour à l'avance ("day-ahead") ou en temps réel ("real-time"). Dans la formulation "day-ahead", le fournisseur annonce à une heure déterminée les prix pour les 24 heures du lendemain. Dans l'approche temps-réel, le fournisseur annonce les prix de manière continue. Typiquement, le prix de chaque heure est déterminé entre 15 et 90 minutes avant le début de cette heure.
CPP
Crtical Peak ricing		 Les programmes CPP sont habituellement basés sur une tarification TOU sur laquelle s'ajoute un ou plusieurs tarifs spéciaux qui s'appliquent uniquement pour des heures de pointe dites "critiques". Les heures critiques sont déterminées par l'utilité qui avertit les clients CPP à court terme de l'occurence d'une heure critique. Le nombre d'heure critique par année est limité.

 

Modèle 2 : DR basée sur des incitations

 

With this system, a customer is paid back to reduce consumption at certain critical times. Paid-back amounts depend on the energy, which has not been consumed as result of the utility signal. The problem with this method is to estimate reliably the so-called "customer baseline", i.e what his consumption would have been without the utility incentive.

Incentive-based DR can be implemented in different ways:

Type Description
DLC
Direct Load Control		 Refers to program activities that can interrupt consumer load at the time of annual peak load by direct control of the utility system operator by interrupting power supply to individual appliances or equipment on consumer premises. This type of control usually involves residential consumers. Direct Load Control excludes Interruptible Load and Other Load Management effects. Remote control of boilers or of electrical heating systems in Switzerland are examples of DLC.
I/C
Interruptible /Curtailable Service		 Curtailment options integrated into retail tariffs that provide a rate discount or bill credit for agreeing to reduce load during system contingencies. Penalties may be assessed for failure to curtail. In some instances, the demand reduction may be affected by direct action of the energy provider (remote tripping) after notice to the customer in accordance with contractual provisions
DB
Demand Bidding / Buyback		 A DR program where customers or curtailment service providers offer bids to curtail based on wholesale electricity market prices or an equivalent. Mainly offered to large customers (e.g., one MW and over), but small customer DR load can be aggregated by curtailment service providers and bid into the demand bidding program sponsor. Onc it knows the bids, the energy provider can then decide either to accept the bids (if the corresponding price) or to refuse it and to eleiver the corresponding energy.
EDRP
Emergency Demand Response Program		 A DR program that provides incentive payments to customers for load reductions during periods when reserve shortfalls arise.
CAP
Capacity Market Program		 DR programs in which customers offer load curtailments as system capacity to replace conventional generation or delivery resources. Customers typically receive day-of notice of events and face penalties for failure to curtail when called upon to do so. Incentives usually consist of up-front reservation payments.
 A/S
Ancillary Service Market Programs		 DR programs in which customers bid load curtailments as operating reserves. If their bids are accepted, they are paid the market price for committing to be on standby. If their load curtailments are needed, they are called by the energy provider, and may be paid the spot market energy price.

Liens