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Le mythe
Le réseau électrique américain est souvent qualifié de plus grande machine au monde. C’est en effet une merveille d’ingénierie : un réseau de plusieurs centaines de milliers de kilomètres de lignes électriques connecte des milliers de générateurs électriques pour alimenter les ménages et les entreprises à travers les États-Unis contigus. Mais à la suite de la tempête hivernale Elliott et des pannes de courant que son froid glacial a infligées à de nombreux Américains, nous devons nous demander : cette machine est-elle à la hauteur de ces types d’événements météorologiques extrêmes qui couvrent le pays avec une fréquence et une férocité toujours croissantes ?
La réalité
Le réseau électrique américain est, en fait, très fragmenté et se compose non pas d’une, mais de trois sections différentes. Celles-ci sont appelées les interconnexions Est, Ouest et ERCOT – trois réseaux électriques distincts qui sont presque complètement isolés les uns des autres, électriquement parlant. Pour aggraver les choses, les lignes de transmission électrique à haute tension et à longue distance qui forment l’épine dorsale de chacun de ces réseaux sont en grande partie planifiées dans un isolement local encore plus grand.
Aujourd’hui, il existe 12 régions de planification de la transmission différentes, qui sont toutes, à l’exception du Conseil de la fiabilité électrique du Texas (ERCOT), sous la juridiction de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC). Pourtant, seuls six d’entre eux sont des organisations régionales de transport (RTO) à part entière – parfois appelées opérateurs de réseau indépendants, une distinction nuancée et un autre acronyme dont nous épargnerons les lecteurs – avec le mandat et l’autorité de mener à bien la planification de la transmission pour leur région. . Les cinq régions de planification restantes dans l’Ouest et le Sud-Est sont des associations beaucoup plus lâches de dizaines de services publics intégrés verticalement, qui ont tendance à planifier la transmission principalement en pensant uniquement à leurs propres territoires locaux (ou autorités d’équilibrage).
Illustration des principales limites de planification au sein du réseau électrique américain :
Source : illustration RMI des régions RTO et non RTO (y compris ERCOT), approximation basée sur les régions de planification de transmission de l’ordonnance 1000 de la FERC, les autorités d’équilibrage sont basées sur HIFLD. La carte a été créée dans QGIS.
Comme l’a dit Aaron Bloom, directeur exécutif de NextEra Energy Transmission, LLC lors d’un récent atelier de la FERC sur le sujet, « les États-Unis sont le seul macro-réseau au monde qui n’a pas de plan d’aucun type. » En effet, l’Union européenne et la Chine ont toutes deux des plans de développement de réseau à l’échelle continentale/nationale. Les États-Unis ne le font pas.
Le problème de la planification fragmentée
Ce type de cadre de planification fragmenté est très problématique, car le réseau électrique est soumis à une pression croissante due aux conditions météorologiques extrêmes liées au changement climatique. Des événements très stressants comme la tempête hivernale Elliot – la vague de froid extrême qui a frappé une grande partie du pays à la fin de l’année dernière – ou la tempête hivernale Uri en 2021, qui a fait plus de 210 morts, a causé la perte de puissance de près de 70% des Texans et 50 pour cent à perdre de l’eau, et coûtent au moins 80 milliards de dollars, deviennent de plus en plus fréquents. Les conditions météorologiques associées sont beaucoup plus importantes que nos réseaux fragmentés actuels et nos régions de planification de réseau, qui ont donc du mal à trouver la réponse coordonnée nécessaire pour pérenniser notre système d’alimentation électrique vital.
Source : Greg Carbin / Service météorologique national / Administration nationale des océans et de l’atmosphère. Image dans le domaine public, via Wikimedia Commons.
Heureusement, la FERC travaille sur des solutions
L’année dernière, la FERC a publié un avis de proposition de réglementation (NOPR) qui, s’il est adopté, contribuera grandement à résoudre bon nombre des obstacles qui affligent les planificateurs dans les 11 régions de planification du transport de la FERC. Cependant, la Commission doit encore prendre des mesures aussi énergiques pour fixer la planification entre ces régions. Comme première étape importante, la FERC a réuni une foule d’experts les 5 et 6 décembre 2022 pour discuter de la manière dont elle peut contribuer à améliorer ce type de planification interrégionale.
Au cours de cet atelier, des chercheurs, des chefs de file de l’industrie, des régulateurs, des défenseurs et d’autres experts ont discuté de questions réglementaires et techniques clés liées à la meilleure façon dont la FERC peut stimuler une «capacité de transfert interrégionale» bénéfique supplémentaire – la capacité de déplacer l’énergie entre les régions. Il est important de noter qu’il y avait un consensus quasi unanime parmi le groupe diversifié d’experts selon lequel l’augmentation des capacités limitées actuelles de transfert d’énergie entre les régions apporterait de multiples avantages massifs au réseau électrique américain et à ses clients. Du fonctionnement plus efficace de la centrale électrique les jours normaux à la garantie que les lumières resteront allumées même pendant les périodes les plus difficiles, la capacité de transfert interrégional signifie que les voisins peuvent partager efficacement les ressources et s’entraider en un clin d’œil. Cependant, plusieurs questions clés demeurent, dont trois sont résumées ci-dessous.
Trois questions sur la transmission interrégionale
Tout d’abord, la FERC demandait si elle devait imposer une quantité minimale de capacité de transfert d’énergie entre les régions, ou si elle devait exiger un processus de planification pour que les régions voisines déterminent elles-mêmes la bonne capacité de transfert entre elles. Rob Gramlich, fondateur et président de Grid Strategies, a plaidé pour une approche hybride. Cela comprendrait à la fois un plancher minimum fixé par la FERC et fournirait un processus de planification interrégional robuste, par lequel les régions voisines identifieraient conjointement des solutions de transport interrégionales supplémentaires avantageuses. D’autres ont ajouté que des normes de planification régionale harmonisées établies par la FERC sont également nécessaires pour faciliter une planification conjointe entre les régions volontaires sur un pied d’égalité.
Deuxièmement, les panélistes ont débattu de la question de savoir si la FERC devrait établir une exigence minimale basée sur une simple mesure. L’UE, par exemple, demande simplement à ses États membres de permettre à au moins 15 % de la capacité de production d’électricité installée d’être livrable à leurs voisins d’ici 2030. Cependant, certains panélistes ont fait valoir qu’une modélisation complexe, impliquant potentiellement des supercalculateurs, était nécessaire pour quantifier de manière robuste toutes les diverses avantages de l’amélioration de la connectivité interrégionale. D’autres ont souligné que le recours à des mesures simplifiées, telles que la norme commune d’attente de perte de charge d’un jour sur 10 ans utilisée pour la modélisation de l’adéquation des ressources, est depuis longtemps une pratique établie dans la planification des systèmes électriques.
Enfin, et certainement pas des moindres, il y a bien sûr eu un débat sur la vieille question « qui paie » pour les nouvelles lignes électriques. C’est un principe établi de la FERC, confirmé par les tribunaux, que les coûts doivent être répartis au moins à peu près en proportion des avantages reçus. Le degré exact d’approximation de ce calcul coût/bénéfice fait cependant souvent l’objet d’âpres débats. En outre, la question de l’allocation des coûts est ici étroitement liée au débat sur la modélisation : avec quelle précision les avantages attendus des nouvelles liaisons interrégionales peuvent-ils et doivent-ils être calculés pour permettre une allocation des coûts équitable et au moins à peu près proportionnée ?
Une voie à suivre
Au cours de l’atelier de la FERC, le Dr Dev Millstein du Lawrence Berkeley National Laboratory a souligné à la fois la difficulté et l’importance de prévoir des événements rares mais extrêmes tels que la tempête hivernale Uri. En effet, la possibilité de transférer de l’énergie entre des régions éloignées génère non seulement des avantages économiques les jours normaux, mais s’accompagne également d’une valeur d’assurance potentiellement énorme pour les situations d’urgence. Selon un rapport de Grid Strategies et ACORE, un gigawatt supplémentaire (environ une grande ligne de transmission) entre ERCOT et le sud-est des États-Unis aurait pu économiser près d’un milliard de dollars pendant la tempête hivernale Uri, tout en maintenant la chaleur pour des centaines de milliers de Texans. Un autre rapport de l’Energy Systems Integration Group montre que la transmission interrégionale offre de multiples avantages divers – des coûts de production et d’investissement aux économies d’émissions, en passant par l’adéquation des ressources et les avantages de la résilience.
Par conséquent, la FERC devrait exiger à la fois une quantité minimale de capacité de transfert interrégional et un processus de planification interrégional solide. Reconnaissant la valeur d’assurance potentiellement vitale d’une capacité de transfert interrégionale supplémentaire, l’exigence minimale devrait être basée sur une métrique robuste mais simple et facilement exploitable. Le besoin de plus en plus urgent de protéger les consommateurs contre les catastrophes futures signifie que la question de la répartition des coûts doit être résolue rapidement. Cela serait probablement mieux réalisé en appliquant la même socialisation simple et large des coûts qu’avec tout autre bien public.
Cependant, la FERC ne devrait pas s’arrêter là. Il devrait également rendre obligatoire un processus de planification du transport interrégional solide. Ce processus devrait s’appuyer sur une modélisation prospective, à valeurs multiples et basée sur des scénarios pour garantir que les planificateurs régionaux identifient et saisissent les multiples avantages supplémentaires de la transmission interrégionale au-delà d’une exigence minimale – et répartissent équitablement les coûts associés en proportion. Parce que si les lumières restent allumées quand la tempête frappe, tout le monde y gagne.
Par Mathias Einberger © 2022 Rocky Mountain Institute. Publié avec permission. Publié à l’origine sur RMI Outlet.
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