Avec l’adoption des véhicules électriques en hausse, les services publics doivent choisir entre la mise à niveau des infrastructures ou une gestion intelligente de la charge pour alléger la pression sur le réseau.
L’adoption inégale des véhicules électriques, les problèmes d’interopérabilité et les contraintes au niveau des sites restent des limitations critiques pour l’extension de la technologie de charge intelligente pour les VE, selon une analyse menée par le Laboratoire national Lawrence Berkeley (LBNL) et le Laboratoire national des énergies renouvelables (NREL). Beaucoup des plus de 3 700 services publics du pays sont réticents à prendre des risques sur des technologies non standardisées, surtout dans les états où le nombre de VE est faible et où l’incertitude pèse sur les ventes futures.
La charge intelligente régule le flux d’électricité et les coûts, permettant aux services publics de tirer parti des infrastructures de recharge nouvellement connectées pour équilibrer les charges. Aujourd’hui, la plupart des états disposent d’au moins un programme de ce type, mais l’activité reste rare dans les zones rurales et dans les états avec un faible taux d’adoption des VE. Bien que le marché soit relativement naissant, les premiers utilisateurs pourraient mener la charge pour établir des normes nationales alors que les services publics adoptent des stratégies pour répondre à la demande croissante de recharge des VE.
Le NREL et le LBNL ont examiné l’état de la charge gérée à travers les États-Unis, en passant en revue 110 programmes d’état et locaux. Les chercheurs ont également interrogé 17 services publics pour évaluer leurs niveaux de confiance et leurs priorités techniques, y compris de grands fournisseurs de services électriques comme Dominion, National Grid, Pacific Gas and Electric et Xcel Energy, ainsi que des agences gouvernementales, des agrégateurs tiers et des fabricants de VE tels que Tesla, Ford, GM et BMW.
L’application de charge intelligente du NREL. Image utilisée avec l’aimable autorisation de NREL/par Dennis Schroeder
Qu’est-ce que la gestion intelligente de la charge ?
La gestion intelligente de la charge facilite la communication entre les VE, les stations de charge et le réseau local. Les chargeurs intelligents utilisent des réseaux WiFi ou cellulaires pour échanger des données sur la vitesse de charge, le temps et la sortie entre la batterie du véhicule et les connecteurs d’équipement de fourniture de VE (EVSE). Les propriétaires de sites peuvent prioriser leur capacité énergétique et planifier les charges lorsque la demande du réseau est faible, évitant ainsi les prix de pointe.
En répartissant sélectivement la capacité à travers les unités, les stations de charge peuvent optimiser la charge en temps réel plus efficacement, en veillant à ce que des connexions simultanées ne mettent pas une pression excessive sur le réseau. De même, les services publics peuvent différer des mises à niveau coûteuses des alimentations et des sous-stations qui seraient autrement nécessaires pour contrer la demande des conducteurs rechargeant pendant les heures de pointe avant et après le travail.
Le NREL et le LBNL ont examiné plus de 100 programmes de gestion de charge intelligente à l’échelle nationale. Beaucoup utilisent des agrégateurs tiers pour recueillir des entrées et définir des limites de charge, tandis que d’autres sont coordonnés directement par des services publics, des fournisseurs de services de charge ou des logiciels cloud de fabricants de VE. De nombreux programmes sont centralisés en Californie — où l’adoption des VE est la plus élevée — impliquant souvent des dizaines à des centaines de VE et d’EVSE, certains franchissant même le cap des milliers. Selon le Centre de données sur les carburants alternatifs, les VE en Californie ont représenté 3,4 % des part de marché des immatriculations de véhicules légers l’année dernière, presque trois fois le taux national (1,2 %).
Ces programmes pourraient servir de modèle pour des modèles standardisés visant à réduire les coûts pour toutes les parties concernées, des propriétaires de VE et des stations de charge aux services publics et aux agrégateurs tiers.
Carte des programmes de gestion de charge intelligente aux États-Unis (en haut) et leurs caractéristiques et indicateurs de performance rapportés (en bas). Image utilisée avec l’aimable autorisation de LBNL (Pages 8, 9 et 10)
Les lacunes de la charge intelligente et les solutions
Le NREL et le LBNL ont souligné plusieurs barrières techniques majeures à la mise en œuvre de la gestion de charge intelligente à l’échelle nationale.
Certaines stations de charge pour VE ont une capacité limitée, et les systèmes de distribution ne sont pas certains de la capacité de la technologie à maintenir des charges inférieures à ces plafonds. En attendant, ils sont coincés avec l’option moins favorable : augmenter les capacités de transformateurs par des mises à niveau coûteuses des stations de transformation et des alimentations, ce qui retarde l’interconnexion de nouvelles stations de charge.
Les chercheurs ont mis en avant une solution avec des plateformes de dépôt dédiées pour les emplacements contraints en capacité. Le LBNL et le NREL ont recommandé des programmes validant la gestion de capacité des systèmes de distribution locaux, en particulier pour les flottes de VE à usage moyen et lourd dans des systèmes de distribution contraints avec peu de marge pour élargir les charges. De futures démonstrations pourraient aider les systèmes de distribution à éviter de remplacer les transformateurs des sous-stations, de reconstituer des lignes principales, ou de mettre à niveau les dispositifs de contrôle de tension.
Des démonstrations sur le terrain pourraient également explorer la capacité variable ou dynamique sur des sites dans des systèmes de distribution avec peu de flexibilité entre les niveaux max-réglés et la charge existante. Cela pourrait aider les sites de charge à fonctionner à des niveaux inférieurs à leur capacité maximale pendant que l’entité de fourniture de charge augmente l’approvisionnement électrique en amont.
Un système de gestion de charge en milieu de travail répartit les charges loin des heures de milieu de journée lorsque l’énergie solaire est disponible. Dans l’après-midi, les charges augmentent à mesure que le pic solaire diminue. Image utilisée avec l’aimable autorisation du Department of Energy
Une fois les contraintes de capacité de distribution satisfaites, la gestion intelligente de la charge pourrait offrir des services de régulation de la tension. Le NREL et le LBNL ont identifié quelques déploiements à petite échelle utilisant un contrôle volt/ampères, où la puissance tirée par les VE peut être configurée pour soutenir la tension de distribution locale.
Les lacunes d’intégration des systèmes de grande envergure sont une autre priorité critique de la gestion de charge. La plupart des programmes existants ont été conçus pour s’adapter à des profils de charge bulk à travers des tarifs horaires d’utilisation (TOU). Bien que ce modèle ait été efficace pour les ventes de VE actuelles, l’adoption généralisée doit incorporer des prix dynamiques ou des contrôles directs.
Avec l’intégration de la charge intelligente, la gestion de charge au niveau des sites pourrait être évolutive pour d’autres types de charges, tels que des équipements industriels, des systèmes CVC ou des appareils électroménagers — ouvrant ainsi des opportunités dans des lieux auparavant contraints par la capacité. Cela pourrait également réduire les coûts en diminuant la charge de recharge des VE en fonction d’autres pics de charge sur site, réduisant donc la nécessité d’augmenter la taille des panneaux de disjoncteurs. Le rapport a suggéré de démontrer une intégration de bout en bout dans des endroits comme des campus universitaires avec plusieurs ressources énergétiques distribuées et contrôles de charge.
Normalisation et interopérabilité
Le NREL et le LNBL ont cité la normalisation comme un thème commun lors des entretiens avec les parties prenantes. De nombreux produits (en particulier les chargeurs domestiques) ont des interfaces uniques, des capacités de contrôle et de collecte de données, rendant un modèle de contrôle standard complexe. De même, bien que plusieurs VE aient des capacités de contrôle de charge, ces fonctionnalités ne sont pas standardisées. Les fabricants de VE sont déconnectés sur la manière d’intégrer les fonctionnalités de gestion de charge intelligente sans exigences de certification.
De nombreux protocoles de communication coordonnent les connexions entre les VE, les stations de charge, les agrégateurs de charge, les bâtiments et les systèmes de distribution et de transmission d’électricité en gros. Image utilisée avec l’aimable autorisation de LBNL (Page 27, Figure 8)
L’interopérabilité entre les VE et les stations de charge est un autre domaine manquant de procédures de test fonctionnelles et de certification pour les capacités de gestion de charge intelligente de bout en bout. Il n’existe pas de norme universelle d’intégration véhicule-réseau pour la communication bidirectionnelle, qui régit le flux d’électricité entre les stations de charge, les batteries de VE et le réseau.
Les participants aux entretiens ont souligné la nécessité d’une orientation d’adoption cohérente dans les protocoles de communication bidirectionnelle normalisés entre les VE, les EVSE et les services publics. Ils ont cité le protocole d’interface de point de charge ouvert (OCPI) comme une opportunité de bâtir un consensus autour des approches d’implémentation. L’OCPI distribue l’énergie en fonction des limites de capacité des stations et permet des plannings et des profils de charge. Par exemple, une flotte de cinq chargeurs de niveau 2 avec une puissance maximale de 7 kW par unité serait normalement limitée à 35 kW de consommation. L’OCPI peut fixer des limites à 6 kW chacun lorsque la capacité tombe en dessous de ce niveau.