Etats-Unis : le réseau électrique face au réchauffement climatique

Etats-Unis : le réseau électrique face au réchauffement climatique

Etats-Unis : le réseau électrique face au réchauffement climatique

Les Etats-Unis sont en feu, et leur réseau électrique est plus que jamais en crise. Alors que dix des cinquante-deux états font face à des incendies d’une rare violence, la consommation électrique devient un problème pour les gestionnaires de réseau. Pics de consommation, feux qui menacent les lignes électriques, gestion des interconnexions… Alors que le pays fait face à des catastrophes climatiques de plus en plus fréquentes, la refonte de son réseau électrique devient urgente.

Californie en flammes : le symbole d’un réseau électrique dépassé

La Californie a beau être habituée aux incendies, l’état se trouve désormais dans une situation d’extrême vulnérabilité électrique. Depuis fin juin, le continent nord-américain est la proie d’une vague de chaleur d’une rare intensité. Et tandis que la chaleur bat des records, le réseau électrique doit faire face à une multiplicité de problèmes. Les pics de consommation se multiplient sur le réseau, notamment dus aux besoins en climatisation. Des pics qui s’accumulent avec les périodes normales de forte concentration de la consommation, comme la fin de journée et le week-end, lorsque les habitants sont chez eux.

La demande d’électricité atteint des sommets. A tel point que Gavin Newson, le gouverneur de Californie, a pris de nouvelles mesures exceptionnelles début juillet. Il a décidé d’utiliser des générateurs de secours ainsi que les moteurs de plusieurs navires auxiliaires pour alimenter certaines infrastructures publiques. En parallèle, le réseau électrique est lui aussi la proie des flammes. Une des interconnexions entre la Californie et l’Oregon se trouve dans une des zones actuellement en feu. D’autres lignes électriques se sont affaissées à cause de la chaleur.

California ISO, l’opérateur indépendant qui pilote le réseau électrique de Californie, compte sur les habitants pour ne pas saturer le réseau. Il a ainsi mis en place le dispositif FlexAlert pour anticiper les risques de saturation quand le réseau électrique est fragilisé. Le dispositif encourage les habitants de Californie à reporter l’utilisation des appareils électroménagers énergivores. Il précise les plages horaires des alertes, avec un rappel des bons gestes à adopter.

Le réseau électrique américain : quel modèle adopter ?

La Californie n’est pas un cas isolé. De nombreux états américains font face à l’impact du dérèglement climatique sur leurs réseaux électriques. Encore en février dernier, une tempête hivernale d’une rare puissance a touché le Texas. Elle a notamment paralysé le réseau électrique et entraîné un black-out pour environ 5 millions de personnes.

Géré par des acteurs publics et privés, le réseau électrique américain semble avoir atteint un carrefour. Certes, il est lourdement impacté par les conditions météo dégradées. Mais la complexité de son modèle est aussi devenue un véritable point faible. Kyri Baker, qui enseigne l’ingénierie à l’université du Colorado, résume la situation : “Je donnerais probablement à notre réseau électrique un C-“.

Au niveau des états, chaque gouvernement est libre d’adopter le modèle de réseau électrique de son choix. La plupart des états ont fait le choix de nombreuses interconnexions électriques pour sécuriser leur approvisionnement. Ce n’est pas le cas du Texas. Son réseau électrique est volontairement moins relié aux autres pour faciliter sa gestion. Mais cette facilité a un coût : le Texas n’a pas pu compter sur des interconnexions pour éviter le black-out de février dernier. A la même époque, la tempête hivernale a aussi frappé l’état voisin de l’Oklahoma. Ce dernier a pu sécuriser son approvisionnement électrique grâce à ses interconnexions.

Réseau électrique américain : la smart grid, une priorité pour Joe Biden

La Maison Blanche a fait de la refonte du réseau électrique américain une de ses priorités. Le président Biden a initié un grand plan pour la modernisation des infrastructures fédérales. Il a prévu un budget de 73 milliards de dollars. Et un pan entier concerne la modernisation du réseau électrique. Le budget fédéral servira notamment pour financer de nouvelles lignes électriques dans tout le pays.

L’administration démocrate s’engage dans le développement des énergies renouvelables. Elle souhaite développer une smart grid de grande envergure pour moderniser le réseau électrique américain. Des solutions connectées permettraient aussi de faciliter la gestion du réseau électrique en cas de situation météo extrême. Toutefois il faudra l’adhésion des états fédérés pour qu’une vraie smart grid nationale puisse voir le jour. Or, es Républicains et les Démocrates sont divisés sur la stratégie énergétique à mener. La possibilité qu’un consensus s’impose à court terme semble donc faible.

Rédigé par : La Rédaction

La Rédaction
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COMMENTAIRES

  • Le réseau européen doit aussi évoluer

    Un groupe de huit gestionnaires de réseau de transport (GRT) à travers l’Europe a lancé une initiative conjointe pour mettre en évidence et développer le rôle que joue le réseau dans la décarbonation.

    L’Union européenne (UE) et la Suisse se sont engagées à devenir neutres en carbone d’ici 2050 et le paquet législatif connu sous le nom de « Fit for 55 » vise à imposer une réduction intérimaire des émissions de 55% d’ici 2030, par rapport aux niveaux de 1990.

    Les gestionnaires de réseau de transport devront être en mesure d’aider à intégrer des parts beaucoup plus élevées d’énergie renouvelable, en ajoutant des ressources de flexibilité telles que le stockage d’énergie et la réponse à la demande qui permettent de faire correspondre la demande d’électricité avec l’offre disponible.

    Les GRT Terna (Italie), RTE (France), Elia Group (Belgique), Tennet (Pays-Bas et Allemagne), Amprion (Allemagne), Red Eléctrica de España (Espagne), SwissGrid et Austrian Power Grid ont publié ‘Decarbonizing the energy système : le rôle des gestionnaires de réseau de transport qui met en évidence ce qu’ils ont fait jusqu’à présent pour permettre cette transition et ce qu’ils devront faire pour la soutenir à l’avenir.

    Les groupes de GRT « doivent gérer un système de plus en plus complexe et numérisé » alors que l’Europe progresse vers la neutralité carbone, et ils peuvent avoir un impact direct de trois manières principales :

    1. Réduction et limitation de l’empreinte carbone des GRT ainsi que de leurs partenaires et parties prenantes de la chaîne de valeur, comme les fournisseurs d’équipements.

    2. Étendre et développer leurs réseaux électriques pour faciliter l’adoption accrue de technologies d’énergie renouvelable matures, notamment les ressources solaires, éoliennes, hydrauliques et de biomasse et de flexibilité, à savoir le stockage d’énergie et la réponse à la demande.

    3. Soutenir l’électrification directe et indirecte de différents secteurs de l’économie (les transports et le chauffage en étant deux exemples marquants)

    L’UE prévoit que d’ici 2050, l’électricité couvrira plus de 50 % de la consommation finale d’énergie, contre environ 23 % aujourd’hui.

    La Commission européenne estime qu’entre 100 et 300 milliards d’euros seront nécessaires pour financer de nouveaux systèmes de stockage d’énergie pour répondre aux besoins de flexibilité et assurer la sécurité d’approvisionnement dans l’UE jusqu’en 2050

    Les GRT doivent garantir la fourniture d’une énergie électrique de haute qualité en toute sécurité sur les réseaux qui incluent à la fois des types nationaux et interconnectés, tout en maintenant la fréquence électrique du réseau à 50 Hz sur l’ensemble du système européen interconnecté.

    Dans le même temps, leur rôle s’accroît désormais pour accompagner la croissance des énergies renouvelables variables et les consommateurs jouant un rôle plus proactif dans la production et même la gestion de l’énergie.

    Etant donné le rôle important et actif que les GRT doivent jouer dans le processus de décarbonation, les inventaires des émissions de GES devraient mentionner explicitement les activités des gestionnaires de réseau et leurs empreintes carbone respectives.

    L’industrie européenne du stockage d’énergie a connu une croissance remarquable au cours de la dernière décennie, passant de 9 MW d’annonces de projets en 2010 à un total de 5 700 MW en 2020 (en cumul annuel). Parmi ces projets, environ 1,7 GW sont opérationnels tandis que les 4 GW restants sont soit annoncés soit en construction

    Les marchés européens du contrôle de fréquence ont joué un rôle majeur dans l’adoption du stockage d’énergie grâce à des revenus assez lucratifs et à l’accessibilité aux nouvelles technologies telles que les batteries. En fait, les batteries sont bien adaptées pour l’approvisionnement de la réserve primaire grâce à leur réponse rapide et les actifs sont rémunérés par le gestionnaire de réseau pour chaque MW disponible (paiements en €/MW/h) pour assurer la résilience du système.

    En Europe de l’Ouest, 3 GW de réserves de contrôle de fréquence (Frequency Containment Reserves, ou FCR) sont acquis conjointement par six pays sur une plateforme commune. L’enchère FCR actuelle a lieu quotidiennement et implique l’Allemagne (603 MW), la France (561 MW), les Pays-Bas (74 MW), la Suisse (68 MW), l’Autriche (62 MW) et la Belgique (47 MW) avec le Danemark (30 MW) qui devrait bientôt rejoindre , ainsi que l’Espagne (275 MW) et la Pologne (168 MW) dans les années à venir. Actuellement, 477 MW de systèmes de stockage par batterie fournissent déjà ce service (dont 87 % sont situés en Allemagne) et 209 MW supplémentaires sont en cours (d’autres systèmes de stockage devenant plus compétitifs sont prévus, air liquide, thermo-électrique etc)

    Pour chaque pays, le besoin en réserve de confinement des fréquences est basé sur le rapport de la production nationale annuelle (en MWh) à la production totale annuelle sur la zone européenne synchrone. Les objectifs d’approvisionnement varient légèrement chaque semaine en fonction des exigences du TSO (Transmission System Operator) et de la production des années précédentes. En effet, 30% de la réserve de chaque pays doit être d’origine nationale et les exportations vers les autres membres de la Coopération FCR sont limitées au maximum entre 100 MW et 30% de chaque bloc de capacité.

    Cependant, les revenus de ce marché sont passés d’une moyenne de 26 €/MW/h en 2015 et 18 €/MW/h en 2017 à 5 €/MW/h en moyenne début 2020.

    Une analyse Clean Horizon montre que le déploiement de 100 MW de nouvelle capacité de stockage de batteries pourrait entraîner une baisse de 18% des revenus du FCR.

    En France, au moins deux autres services auxiliaires ont évolué vers une configuration favorable au stockage : le Marché de l’Equilibrage qui s’est ouvert aux systèmes de stockage autonomes depuis fin 2020 suite à la recommandation de la Commission de régulation de l’énergie (CRE); et la réserve secondaire française (aFRR) qui s’est ouverte à de nouveaux participants depuis mi-2021, permettant ainsi aux producteurs dédiés actuels de passer à différentes activités tout en créant une nouvelle source potentielle de revenus pour les systèmes de stockage.

    La structure de gestion des déséquilibres est assez similaire dans plusieurs pays européens. Un actif qui offre des services de gestion des déséquilibres peut être soit rémunéré en fournissant des réserves tertiaires (marché d’équilibrage) soit en contribuant positivement à l’équilibre du système afin de bénéficier du Prix de Règlement par la suite.

    Les réserves primaires ont l’exigence de réponse la plus rapide (activation dans les 30 secondes suivant la réception d’un signal), suivies des réserves secondaires, également appelées réserves automatiques de restauration de fréquence (aFRR), dont le but est de restaurer la fréquence à sa valeur nominale. Les aFRR nécessitent des périodes d’activation plus longues dans une seule direction, ce qui signifie qu’ils sont tenus d’injecter ou de retirer de l’énergie du réseau pendant plusieurs minutes à plusieurs heures.

    Le principal obstacle au stockage en Europe est la réglementation qui n’autorise pas le stockage à participer dans la plupart des pays.

    Le projet européen de mutualisation aFRR, baptisé Projet PICASSO, en cours de déploiement dans toute l’Europe, va permettre aux pays d’Europe continentale de partager leur énergie d’équilibrage. Ce projet a déclenché une révision à l’échelle régionale de la réserve secondaire, résultant en des règles de marché compatibles avec le stockage dans de nombreux pays comme la Belgique, la France, l’Espagne.

    Il va permettre de lancer un marché transeuropéen pour ce qu’on appelait autrefois le contrôle de fréquence de réserve secondaire, mais qui est maintenant appelé réserve de restauration automatique de fréquence (aFRR) qui a potentiel important pour le secteur du stockage d’énergie en Europe.

    Le projet PICASSO et l’ouverture du marché qui en découle n’auront pas lieu simultanément dans tous les pays d’Europe continentale. Si la France et l’Allemagne ouvriront la voie avec la mise en place de la plateforme début 2022, elles seront suivies d’ici quelques mois par un grand nombre de pays dont l’Italie, la Belgique, la Suisse ou la Slovénie. Cependant, certains pays comme l’Espagne, le Portugal, la Pologne ou la Suède ne rejoindront pas la plateforme PICASSO avant 2024.

    Les GRT entreprennent le projet « Gridbooster » où des batteries à grande échelle serviront de lignes de transmission virtuelles, augmentant la capacité de transport d’électricité du réseau à un coût considérablement moins cher que la construction d’une infrastructure de réseau supplémentaire.

    Un portefeuille de 1 300 MW de stockage d’énergie a été recommandé pour les réseaux de transport allemands dans un plan de développement du réseau (Grid-Booster) visant à améliorer sa stabilité avec des coûts réduits. Au lieu de construire une troisième ligne de transmission distincte pour la capacité de transmission de secours (la norme de fiabilité du réseau N-1 qui permet la redondance), deux systèmes de stockage d’énergie à grande échelle sont placés à chaque extrémité des deux lignes de transmission opérationnelles. Éviter le coût d’exploitation de la troisième ligne tout en l’utilisant rarement, voire jamais, peut permettre une plus grande efficacité de l’infrastructure de transport d’électricité existante.

    Equigy, un projet lancé par SwissGrid et réalisé avec la participation de Tennet, Terna et Austrian Power Grid (APG), cherche à accélérer l’intégration du stockage d’énergie et de la réponse à la demande. Il vise à contribuer à la création d’un réseau électrique décentralisé et prêt pour l’avenir.

    Les systèmes de stockage d’énergie situés sur des points de congestion peuvent agir comme des « lignes électriques virtuelles » (également appelées alternatives sans fil) pour améliorer les performances du système électrique sans qu’il soit nécessaire de surcharger la transmission et les actifs de distribution. Ces « lignes virtuelles » agissent comme une voie supplémentaire qui apparaît chaque fois que cela est nécessaire pour fournir la capacité supplémentaire requise et assurer la fiabilité et la redondance du système pour un encombrement réduit.

    RTE en France pilote l’utilisation du stockage de batteries pour réduire la congestion du réseau sur des sites stratégiques à travers le pays. Il étudie des options pour réduire la congestion sur le réseau à quatre endroits stratégiques et pourrait attribuer des contrats à long terme à des systèmes de stockage

    Trois sites sont en “excès d’énergie” tandis que le 4e manque d’énergie. Alors que l’appel à manifestation d’intérêt n’est pas encore une opportunité définie comme un appel d’offres, l’idée qu’explore RTE est qu’en payant des ressources de flexibilité pour alléger les contraintes de transport, le gestionnaire de réseau pourrait économiser de l’argent et du temps qu’il devrait autrement investir dans la modernisation des infrastructures de transport.

    RTE a rendu public la quantité de puissance manquante ou excédentaire allant de 14 MW à 90 MW, la quantité d’énergie en MWh allant de 8 300 MWh à 20 000 MWh excédentaire puis 325 MWh manquant dans le cas périphérique et le nombre d’heures par an auquel s’applique la contrainte, de 30 heures par an dans le cas de demande VE à plus de 800 heures par an pour le cas le plus extrême de surproduction solaire ou éolienne.

    S’il semble très probable que RTE soit prêt à payer pour ces options de flexibilité, la forme que prendra le paiement n’est pas encore finalisée. Il est « très difficile de dire » s’il peut s’agir de paiements de capacité, de paiements de disponibilité ou d’une autre structure, mais dans tous les cas, il est probable qu’il s’agirait de revenus supplémentaires à long terme que les fournisseurs de stockage pourraient appliquer à l’analyse de rentabilité de leur projet

    RTE a une bonne idée de la façon dont la demande et la production vont croître à ces nœuds du réseau. Ainsi, ils pourrait accepter de donner un contrat pluriannuel à des sites de stockage proches de ces emplacements.

    Étant donné que les paiements ne s’appliqueraient probablement que pour les périodes limitées de l’année où la flexibilité est nécessaire, il est « très peu probable » que ces contrats constituent une source de revenus principale pour un système de stockage d’énergie.

    La transparence du réseau français et de ses problèmes de congestion n’est pas aussi bonne qu’au Royaume-Uni notamment. Les gestionnaires de réseaux de distribution (DNO) au Royaume-Uni proposent des « cartes thermiques » du réseau. En regardant simplement l’une de ces cartes, on peut déterminer la congestion et les développeurs peuvent ensuite participer aux appels d’offres de flexibilité locaux.

    Il faudra encore “beaucoup de travail” à RTE ou à son équivalent du système de distribution en France, Enedis, pour atteindre ce niveau de transparence, mais cela devrait finalement être mis en place. Le régulateur français a déclaré que si les investissements de flexibilité peuvent être moins chers que d’investir dans de nouveaux actifs de transport et réduiraient le coût global de l’électricité, ils devraient plutôt être envisagés.

    Si vous parvenez à construire moins d’infrastructures, c’est moins coûteux pour le gestionnaire de réseau de transport. Par conséquent, c’est moins de taxes sur l’électricité pour l’utilisateur final.

    Un système transparent tel que celui utilisé au Royaume-Uni « serait idéal », car il « aiderait les développeurs à mieux comprendre comment le réseau est contraint et ce dont le réseau a besoin ». Avec environ 400 MW de stockage de batteries à différents stades de développement pour la France métropolitaine à l’heure actuelle, il pourrait être utile à la fois pour l’opérateur de réseau et le propriétaire/investisseur d’actifs de savoir où ces systèmes de batteries pourraient être situés pour aider également à gérer la congestion du réseau.

    ENTSO-E, le réseau européen de 42 GRT différents de 35 pays, se synchronise de plus en plus, avec des objectifs unifiés qui incluent la mise en œuvre de la transition bas carbone et le maintien des fonctions du marché intérieur de l’électricité.

    Cependant des inquiétudes ont été exprimées concernant le manque de prise en compte du stockage d’énergie par les États membres de l’Union européenne dans leurs propositions de plans de relance économique, par 12 associations nationales de stockage d’énergie, ainsi que par Association pour le stockage de l’énergie (EASE).

    https://download.terna.it/terna/Paper_RoleTSOs_8d9451b32febb47.pdf

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