Le réseau du Texas a passé 3 ans sans crise. Est-ce que ça va durer ?

Au cours des trois années qui ont suivi la paralysie du Texas par des pannes d’électricité meurtrières, deux tempêtes hivernales majeures ont frappé le réseau électrique sans plonger l’État dans une panne d’électricité.

Le Texas a vanté son succès lors de ces deux événements – Elliott en décembre 2022 et Heather en janvier – comme preuve que les changements de réseau adoptés après la tempête hivernale Uri de 2021 fonctionnent. Une surveillance accrue de la manière dont les centrales électriques se préparent aux vagues de froid, ainsi qu’un réseau plus diversifié, ont contribué à la survie dans des conditions hivernales extrêmes.

Mais est-ce suffisant, surtout si le réseau vacille lors d’une tempête encore plus grave ?

Les leçons du Texas ont des implications bien au-delà du Lone Star State et de son réseau essentiellement isolé. Les responsables d’autres régions observent comment le Texas renforce son réseau contre les conditions extrêmes en hiver comme en été et comment les politiques de l’État après les effets mortels d’Uri peuvent protéger les clients dans des températures inférieures à zéro.

Plus de 240 personnes sont mortes au Texas à cause d’Uri et de la crise du réseau électrique qui en a résulté, qui a laissé plus de 4 millions de foyers et d’entreprises sans électricité. Alors que la demande de chauffage des maisons montait en flèche et que certains groupes électrogènes tombaient en panne à cause des intempéries, certaines parties du réseau ont été mises hors ligne pour éviter un effondrement total du système électrique.

« Nous savons déjà que des personnes sont mortes à cause de pannes contrôlées et continues », a déclaré Michael Jacobs, analyste principal de l’énergie à l’Union of Concerned Scientists. « Dans une panne d’électricité incontrôlée et d’une durée indéterminée, le risque d’un nombre de morts bien plus élevé que celui que nous avons vu en 2021 est potentiel. »

Un rapport publié en décembre 2023 a révélé que le réseau principal du Texas dépend trop des générateurs de gaz naturel pour redémarrer le réseau après une panne de courant qui a interrompu toute l’alimentation électrique du réseau. Les auteurs de la Federal Energy Regulatory Commission et de la North American Electric Reliability Corp. (NERC), ainsi que de six entités régionales, ont écrit que l’Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) pourrait faire davantage pour diversifier la combinaison de ressources qui aideraient à relancer la grille.

Une grande inquiétude : les centrales au gaz naturel ont connu des problèmes importants à Uri et pourraient être confrontées à des défis similaires lors d’une future tempête hivernale. Un rapport de l’Université du Texas a révélé qu’au moins cinq centrales à démarrage automatique ont signalé des problèmes d’approvisionnement en carburant pendant Uri.

Une panne de courant potentielle décrite dans le rapport de la FERC/NERC serait plus répandue – et plus coûteuse, a déclaré Jacobs.

Les responsables du Texas se sont efforcés de consolider le réseau en promouvant davantage la construction de gaz naturel, alors même que le réseau se tourne vers les énergies renouvelables, soulevant des questions sur la façon dont le réseau pourrait se comporter lors des futures tempêtes hivernales.

Voici quatre questions répondues sur le système électrique du Texas.

Qu’est-ce qui est différent de 2021 ?

En bref : beaucoup.

« Le réseau ERCOT a fonctionné de manière fiable pendant la tempête hivernale Heather grâce à une combinaison d’outils de fiabilité du réseau, d’un parc de production réussi et des efforts de conservation déployés par les résidents et les entreprises du Texas », a déclaré ERCOT dans un communiqué à E&E News.

Les autorités du Texas ont effectué près de 1 800 inspections d’intempéries entre 2021 et fin 2023, a déclaré le PDG d’ERCOT, Pablo Vegas, lors d’une conférence de presse avant la vague de froid de janvier.

Cela semble s’être traduit par de meilleures performances en janvier. Tout au plus, environ 7 000 mégawatts de centrales au charbon et à gaz étaient hors service le matin du 15 janvier. Cela représente environ la moitié du pic de pannes enregistré en 2022 pendant la période Elliott.

Un mégawatt peut alimenter environ 200 foyers aux heures de pointe dans la région ERCOT, selon le gestionnaire du réseau.

Cela signifie que les lumières sont restées allumées même si la demande d’énergie a établi trois records hivernaux non officiels, atteignant plus de 78 000 MW, alors que les grandes villes du Texas ont vu des températures au milieu des années 20 et de l’adolescence. C’est seulement environ 9 % de moins que le record historique de la demande ERCOT établi en août 2023.

Dans une présentation à la Commission des services publics de l’État la semaine dernière, Woody Rickerson, directeur de l’exploitation d’ERCOT, a déclaré que les centrales thermiques – celles qui fonctionnent au charbon, au gaz ou à l’énergie nucléaire – ont fourni la majeure partie de l’énergie pendant les trois pics de demande. Cela, a-t-il ajouté, est un « témoignage de la qualité et de la nécessité de ces centrales thermiques ».

Michele Richmond, directrice exécutive de Texas Competitive Power Advocates, a déclaré dans un e-mail que la flotte thermique « s’est exceptionnellement bien comportée tout au long du froid, qui a duré plus longtemps que la tempête hivernale Elliott ».

Même si certains problèmes opérationnels sont à prévoir lors d’événements météorologiques extrêmes, la flotte thermique/répartitable a vu ses performances s’améliorer d’année en année », a déclaré Richmond, dont le groupe représente les producteurs d’électricité du Texas. « Cela est dû en grande partie aux mesures qui ont été mises en œuvre après Uri, telles qu’une meilleure protection contre les intempéries et des sources de carburant secondaires. »

Les énergies renouvelables ont également joué un rôle crucial, l’énergie solaire ayant établi un record de production au cours d’un après-midi de la récente tempête hivernale, représentant environ 20 pour cent de toute l’énergie à ce moment-là. L’énergie éolienne s’est également maintenue pendant les températures froides, contribuant parfois jusqu’à 30 % de l’énergie.

Pourtant, Elliott et Heather ont été beaucoup moins intenses qu’Uri – ce qui signifie qu’il est difficile de savoir comment les réformes de protection contre les intempéries renforceraient le secteur électrique face à une tempête avec des températures, de la glace et de la neige plus extrêmes.

« Nous voulons faire attention à ne pas trop en dire », a déclaré Doug Lewin, président de Stoic Energy Consulting et expert du réseau texan qui soutient l’utilisation des énergies renouvelables et les efforts d’efficacité énergétique. « Cela étant dit, même par rapport à Elliott, il y a eu des choses très encourageantes. »

Le réseau peut-il répondre à la demande ?

Les données suggèrent que le Texas peut produire suffisamment d’électricité pour maintenir les lumières allumées – si les prévisions ERCOT sont correctes et que les conditions météorologiques ne sont pas trop extrêmes.

La demande record pendant Heather est survenue après des avertissements l’automne dernier selon lesquels le réseau était confronté à une probabilité d’environ 20 pour cent d’une urgence du réseau en hiver – qui pourrait inclure des pannes d’électricité périodiques – dans des conditions glaciales. En fait, ERCOT a demandé aux fournisseurs d’électricité de remettre en service certaines centrales hors service en guise de réserve d’urgence, bien qu’il ait abandonné ce projet en raison d’un manque d’intérêt.

La région d’ERCOT a également battu des records de demande estivale pendant les vagues de chaleur, avec 10 records de demande sans précédent établis rien qu’en 2023. Une population croissante, une électrification accrue des logements et une demande industrielle ont tous fait grimper la demande.

Il est possible que la demande ait été plus élevée à Uri, mais ERCOT n’avait pas suffisamment de production pour y répondre. Des estimations indépendantes de la Texas A&M University fixent la demande à 82 000 MW, bien qu’ERCOT ait déclaré que ses propres estimations étaient inférieures.

La montée en flèche des chiffres de la demande a suscité des inquiétudes de la part des régulateurs quant à la demande dépassant l’offre, en particulier lorsque l’énergie solaire ou éolienne est diminuée par les conditions météorologiques. Les législateurs de l’État ont adopté l’année dernière un plan visant à inciter davantage de centrales au gaz naturel à se connecter au réseau, avec une nouvelle conception du marché et un ensemble de prêts à faible taux d’intérêt garantis par l’État pour les constructeurs de nouvelles centrales au gaz, qui a été approuvé par les électeurs à l’automne. .

« Alors que la demande d’électricité continue de croître, nous sommes impatients de travailler avec la Commission des services publics du Texas pour chercher à équilibrer le besoin d’une production plus répartie avec des ressources intermittentes croissantes et un stockage sur batterie », a déclaré Todd Staples, président de Texas Oil. & Gas Association, dans un communiqué publié un jour après la fin de la tempête. « L’amélioration continue du mix de production nécessaire et des outils de prévision contribuera à répondre aux futurs besoins énergétiques du Texas et bénéficiera aux consommateurs avec une électricité abordable et fiable.

Les critiques ont toutefois déclaré que cela pourrait rendre l’État trop dépendant du gaz, en particulier lorsque l’État pourrait faire davantage pour encourager l’efficacité énergétique afin de réduire la demande.

Et si les conditions empirent ?

Des conditions inférieures à zéro sont revenues au Texas ce mois-ci, mais pas avec la même profondeur et la même durée qu’en février 2021.

Les experts disent que ce n’est qu’une question de temps avant qu’une autre tempête hivernale ne frappe.

Le rapport de la FERC et de la NERC sert d’avertissement au cas où le réseau connaîtrait une répétition de l’incident d’Uri, qui a laissé des millions de personnes sans électricité pendant des jours. Les chercheurs ont examiné les ressources dites de démarrage noir, qui peuvent démarrer sans tirer d’électricité du réseau et sont cruciales pour rétablir l’électricité après une panne d’un système électrique.

À Uri, ERCOT disposait de 28 ressources de ce type, qui utilisaient toutes le gaz naturel comme combustible principal, selon un rapport ERCOT de 2021. Près de trois ans plus tard, selon le rapport fédéral, l’ERCOT dispose toujours d’une « diversité de combustibles limitée » et « dépend fortement du gaz naturel » pour ces ressources.

Étant donné que le gel profond de 2021 a considérablement interrompu l’approvisionnement en gaz et causé des problèmes de démarrage des usines à gaz, la dépendance au gaz pourrait rendre difficile le redémarrage du réseau, a déclaré Jacobs de l’Union of Concerned Scientists.

« Les (types) d’usines qui sont tombées en panne sont précisément celles sur lesquelles nous allons compter pour rallumer la lumière », a déclaré Jacobs. « Ce que je constate, c’est que dans le pire des cas, rien n’indique qu’il existe une coordination en matière de gaz et d’électricité pour pouvoir rallumer les lumières. »

Il y a moins de problèmes d’intempéries en été, même si les centrales à gaz ont également montré des difficultés lors de vagues de chaleur de plus en plus intenses qui ont mis à rude épreuve le réseau.

Les auteurs du rapport estiment qu’au-delà de la diversification des ressources, les régulateurs pourraient faire davantage pour aligner les industries de l’électricité et du gaz sur un plan de restauration. Le manque de coordination entre les deux secteurs est un problème national – y compris dans le Nord-Est à l’époque d’Elliott – et une préoccupation des responsables de la FERC.

ERCOT n’a pas répondu aux questions spécifiques sur le rapport black-start.

Lewin a déclaré que le rapport illustre que le réseau a intérêt à se diversifier, en particulier avec la contribution importante des énergies renouvelables pendant les tempêtes hivernales.

« Il y a des gens qui examinent le rôle des centrales thermiques et disent que nous devrions utiliser davantage de gaz. La conclusion devrait être le contraire », a-t-il déclaré. « S’il y a un problème dans le système de gaz, vous vous retrouvez avec d’énormes problèmes. Une plus grande diversité de ressources vous donne un système plus solide. Mettre l’accent sur le gaz augmente involontairement votre risque.

Les batteries peuvent-elles sauver la situation ?

Même si le nombre de stockages d’énergie reste faible, la capacité d’acheminer les batteries aux heures de pointe prend une importance croissante au Texas.

Les pannes d’Uri ont provoqué une forte augmentation des investissements dans les batteries, les propriétaires et les entreprises recherchant une police d’assurance au cas où le réseau tomberait à nouveau en panne.

Selon l’Energy Information Administration des États-Unis, le Texas possède la deuxième capacité de batteries installée, avec près de 3 200 MW sur le réseau en novembre dernier.

Cette capacité a joué un rôle clé sur le réseau, quoique relativement petit, lors du récent gel hivernal. Selon Rickerson d’ERCOT, les batteries ont fourni environ 1,5 pour cent de l’énergie totale nécessaire lors des événements de pointe au cours des trois jours de temps froid.

Rickerson a déclaré que les batteries semblaient se charger pendant les heures creuses, puis se décharger lorsque la demande était plus élevée – ou « ce à quoi vous vous attendez ».

Ces batteries pourraient également jouer un rôle de ressources de démarrage noir. Selon le rapport fédéral, les batteries pourraient fournir un soutien précoce en tant que source d’énergie ainsi que pour maintenir la fréquence et la tension à mesure que davantage de ressources arrivent sur le réseau. Cependant, ERCOT n’inclut pas encore les batteries comme ressource de démarrage noir.

La croissance attendue des batteries pour accompagner les énergies renouvelables pourrait être menacée par une politique proposée par ERCOT qui aurait pénalisé les opérateurs de batteries s’ils ne détenaient pas suffisamment de charge.

Les responsables d’ERCOT avertissent depuis des mois que les exploitants de batteries doivent répondre à des exigences de responsabilité et respecter des exigences réglementaires, sinon le réseau risque de manquer d’énergie au moment où on en a le plus besoin.

Plus précisément, ERCOT a déclaré que lors de deux jours de forte demande l’année dernière, les systèmes de stockage par batterie manquaient de charge jusqu’à 113 MW.

La PUC a toutefois rejeté les aspects les plus punitifs de la proposition d’ERCOT au début du mois, votant contre les sanctions pour les batteries et autorisant plutôt le gestionnaire du réseau à recueillir davantage de données sur le fonctionnement des batteries.

En fait, le commissaire de la PUC, James Glotfelty, a expliqué son vote en faisant écho aux inquiétudes concernant les risques d’approvisionnement, affirmant que « chaque ressource échoue ».

« Discriminer les fournisseurs de services auxiliaires de stockage sur batterie est discriminatoire », a-t-il déclaré. « Les usines à gaz échouent. Les centrales nucléaires tombent en panne. Les centrales au charbon échouent.