Les coopératives électriques accordent une grande importance à la gestion de la charge afin de réduire les coûts d’électricité achetée pour leurs membres. Puisque la plupart des coopératives achètent de l’électricité auprès de coopératives de production et de transport ou de centrales détenues par des investisseurs, il y a une forte incitation à contrôler la demande de pointe chaque mois.

Alors que de nombreuses compagnies d’électricité ont compté sur le contrôle des appareils lourds comme principal moyen de réduction de charge à court terme, Central Georgia EMC (CGEMC) élargit son champ d’action pour garantir qu’elles atteignent de manière fiable et rentable leurs objectifs de gestion des pics.

« Nous adoptons une approche très ciblée quant au moment et à la manière dont nous réduisons la charge système, et nous utilisons les méthodes nécessaires pour atteindre nos objectifs de réduction des pics », a déclaré Chris Mitchell, directeur des services terrain au CGEMC. 

Mitchell, avec Chris Patton, directeur de Landis+Gyr Solutions, a partagé certaines de ces stratégies lors d’une présentation aux participants de la conférence TechAdvantage de NRECA à Nashville, TN. 

CGEMC est situé à Jackson, GA, et dessert un territoire de service de 14 comtés comprenant des charges agricoles et commerciales pour les clients . Cependant, il est situé dans un corridor de croissance à 50 miles au sud d’Atlanta , ce qui signifie que le développement suburbain stimule également la croissance des charges et favorise la planification de la gestion future de la demande. 

L’une des raisons de leur succès à ce jour est la pratique du CGEMC de ne contrôler les charges des appareils que lorsque cela est nécessaire. Cela signifie que les clients qui reçoivent un crédit pour  participer à la gestion de charge abandonnent rarement, car les appareils comme les climatiseurs et chauffe-eau ne sont contrôlés qu’une  poignée de fois par an.

Cependant, avec une croissance résidentielle accrue et des changements de schémas de charge dus à l’évolution des conditions météorologiques, la compagnie d’électricité connaît un passage des pics d’été à un pic hivernal. Répondre à de tels changements nécessite de repenser les charges à cibler , car beaucoup de leurs programmes DR traditionnels n’étaient pas utilisables en hiver. Comme l’a souligné Mitchell, « Nous ne jouerons pas avec l’eau chaude d’un membre par une froide journée d’hiver. »

L’entreprise a mis en place un large éventail d’options de réduction de la demande, mais se prépare également à tester  de nouvelles stratégies, telles qu’un programme de générateurs résidentiels et la gestion des bornes de recharge pour VE. Actuellement, elle a testé des bornes de recharge électriques à sous-comptage qui desservent les véhicules utilitaires de flotte et a réussi à déconnecter les bornes lors des heures de pointe. 

En plus des programmes traditionnels de contrôle CVC et de chauffe-eau , le fournisseur utilise son réseau Gridstream AMI de Landis+Gyr pour soutenir un programme dynamique de réduction de tension . En utilisant des études de tension au niveau de l’alimentation et du circuit, combinées à des lectures de tension quasi en temps réel provenant des indicateurs de baroton , la compagnie peut  confirmer la marge de manœuvre disponible pour réduire la tension provenant des régulateurs contrôlés à la sous-station lors des pics. Elle explore actuellement des moyens d’obtenir d’autres économies grâce à la réduction de la tension.

Le contrôle de la charge d’irrigation représente une autre opportunité pour le fournisseur et est généralement une vente facile aux agriculteurs afin de réduire leurs coûts d’exploitation.

Enfin, la compagnie propose des tarifs en temps réel (qui reflètent la hausse du coût par kWh pendant les heures de pointe) pour dans de nombreux cas provoquer des réductions spectaculaires aux heures de pointe, les clients commerciaux passant à des générateurs ou d’autres sources d’énergie pendant les périodes de coût les plus élevés.

À l’avenir, le CGEMC prévoit de continuer à exploiter les données de la périphérie du réseau pour découvrir de nouvelles stratégies de gestion de la demande. Le DERMS pourrait également jouer un rôle accru dans une meilleure intégration des ressources distribuées telles que le solaire résidentiel et commercial, le stockage par batterie et les générateurs. Bien sûr, réduire les coûts d’énergie n’est pas le seul avantage d’améliorer  la flexibilité de la demandeÀ mesure qu’une demande plus élevée met une pression sur les ressources de production , elle met également à rude épreuve l’infrastructure de distribution. Le report des nouveaux projets de « fils » en période de pénurie d’équipements est un avantage considérable.

« Travailler en étroite collaboration avec nos partenaires technologiques, tels que Landis+Gyr, est crucial pour notre processus de planification », a déclaré Mitchell. « Nous misons beaucoup dans la flexibilité de la demande car c’est un moyen éprouvé de réduire les coûts opérationnels tout en offrant un service fiable à nos membres. »