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J.S. Held publie ses perspectives sur les risques et les opportunités qui devraient avoir un impact sur les organisations en 2025
En savoir plusL'objet de ce livre blanc est de servir de vue d'ensemble initiale et d'évaluation des défaillances de fiabilité du système électrique subies lors de situations extrêmes intervenues au niveau de l'interconnexion de l'Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) du 14 février 2021 au 18 février 2021. Que les régions du sud-ouest, du Midwest et du nord-est ont subi un événement météorologique hivernal extrême en février 2021. La zone de service d'ERCOT a subi un épisode hivernal extrême du 14 au 18 février 2021, avec des records de froid pour la majorité de l'État du Texas. Ces pics de froid ont généré des contraintes et des réductions majeures au niveau des équipements opérationnels, systèmes électriques (réseau) et carburants, notamment le gaz naturel liquide et des ruptures du marché (tarifs). Au total, 356 unités de production, soit environ 50 % du total des actifs de production, ont été mises hors ligne pendant l'événement dans la zone de service ERCOT. La fréquence a finalement été affectée et enregistrée sous le seuil de 59,4 Hz pendant plus de quatre minutes. Le délestage a commencé le 15 février et a atteint un pic d'environ 20 000 MW. Le délestage a été imposé pendant plus de 70 heures avant que la charge complète du système puisse être restaurée.
Plusieurs éléments sont probablement à l'origine du nombre de coupures liées à la vague de froid mais en général, ils semblent pouvoir être classés en deux catégories principales. Ces catégories sont 1) l'incapacité d'une unité à lancer ou préserver le statut opérationnel lié à la protection contre les intempéries, notamment pour les installations fonctionnant avec une énergie fossile ou renouvelable (principalement l'éolien) et 2) la réduction ou la perte de la réaffectation prioritaire du gaz naturel pour les installations alimentées au gaz. Il convient de noter qu'une attention particulière a été portée sur les actifs éoliens, mais les faits indiquent que toutes les ressources ont été substantiellement touchées, aucune catégorie n'étant nécessairement plus affectée que les autres.
Il y a vraisemblablement d'autres événements liés au gel des réseaux de transport et/ou de distribution qui peuvent avoir contribué à une perte de service/à des interruptions de courant éventuelles, mais ils sortent du cadre de ce document.
ERCOT est l'un des neuf opérateurs système indépendants (ISO) aux États-Unis et une entreprise à but non lucratif 501(c)(4) fonctionnant par adhésion, régie par un conseil d'administration et soumise au contrôle de la Public Utility Commission du Texas et la Législature du Texas. La Législature du Texas a adopté des lois régissant toutes les activités d'ERCOT conformément à Public Utilities Regulatory Act (PURA) Section 39.151. ERCOT collabore avec la Texas Reliability Entity (Texas RE), entité régionale approuvée par la commission régulatrice de l'énergie fédérale (FERC) pour la région ERCOT. De plus, Texas RE a été autorisé par la Public Utility Commission of Texas (PUCT) et la North American Electric Reliability Corporation (NERC) à enquêter sur la conformité des protocoles et guides opérationnels d'ERCOT, en collaboration avec le personnel de PUCT concernant d'éventuelles violations des protocoles.
L'objectif de cet article est d'évaluer l'événement sur la base des rapports initiaux, d'identifier les processus et procédures actuels en place pour soutenir la fiabilité du système, identifier les vulnérabilités à partir des rapports et données initiaux, et examiner quelles actions immédiates, le cas échéant, pourraient être appropriées pour accélérer les améliorations et atténuer les risques lors de futurs événements. Cette structure narrative utilise une approche comparable au processus classique de cause profonde, afin d'évaluer les difficultés et manquements dans la réponse que le système électrique d'ERCOT a apportée lors de l'épisode de froid de février 2021. Cet article n'a pas vocation à constituer une analyse des causes d'origine formelle, exhaustive et/ou définitive qui engloberait une évaluation plus détaillée de l'équipement et de la performance opérationnelle du système ERCOT.
Le 14 février 2021, un épisode de froid extrême a touché la zone de service ERCOT. Cet événement s'est terminé le 18 février 2021. La production totale disponible avant l'événement était de 107 514 MW. À la date du lundi 15 février 2021, le système ERCOT a délesté 20 000 MW de charge. Le pic de perte de production a atteint 52 277 MW ou 48, 6 % de la production totale disponible. Le dimanche 15 février, la demande en électricité a atteint un nouveau pic pour la zone de service ERCOT à 7:06 PM en atteignant 69 222 MW. Pour la période allant plus ou moins du lundi 15 février au mardi 16 février, la disponibilité de la production a peu évolué. À la date du mercredi 17 février, une légère progression de la production nette a été relevée avec l'augmentation des températures, des opérations normales et une capacité de production retrouvée le vendredi 19. Il convient de noter que les opérations normales d'ERCOT ne prévoient pas forcément la restauration complète de la production au point de livraison ou au niveau de l'utilisateur final. Dit simplement, les opérations normales du réseau électrique de l'ERCOT ne veut pas dire que tous les utilisateurs industriels, commerciaux ou du commerce retrouvent le service électrique à ce moment-là, mais plutôt que les capacités de génération et de transmission ont retrouvé le niveau précédant les événements.
Résilience et fiabilité du système
Il existe généralement deux composants associés à l'architecture du réseau qui ont été impactés par l'événement météorologique sévère : la résilience et la fiabilité. La résilience du réseau est la capacité de résister à des événements de stress du réseau sans subir de compromis opérationnels ou pouvoir s'adapter à cette tension. Il s'agit en grande partie de ce qui n'arrive pas au réseau ou aux consommateurs d'électricité. Dit simplement, la résilience est la capacité du système électrique à subir une surcharge sans interruption prolongée.
La fiabilité, à l'inverse, est la mesure du comportement une fois que la résilience est rompue. Le début d'une coupure prolongée est le point de transition du domaine de résilience au domaine de fiabilité.
Au cours de cet épisode de grand froid, ERCOT a géré le système pour répondre aux paramètres de fiabilité dans le cadre des contraintes réglementaires, opérationnelles et de marché d'ERCOT au moment de cet épisode météorologique extrême, afin d'éviter un effondrement total du système. Le système d'urgence mesure le délestage de charge, pour éviter un compromis total du système électrique. Même si des mesures d'urgence ont été nécessaires pour éviter une rupture totale du système, la principale question est de savoir si les paramètres de fiabilité étaient cohérents. La perte d'alimentation électrique pour plus de 4 millions de clients dans la zone de service ERCOT lors d'un épisode de froid qui, même s'il ne constitue pas un précédent, est tout à fait exceptionnel, lève la question de la manière dont les paramètres de fiabilité ont été établis pour un tel événement et dans quelle mesure les effets auraient pu être anticipés.
L'une des principales composantes de la fiabilité du réseau est la disponibilité des réserves de ressources qui peuvent être déployées sur le réseau lors d'une coupure prolongée des ressources d'électricité. Pour cet événement, la production en ligne et les ressources en réserve, y compris les ressources de production en attente et de sauvegarde, ont été affectées par les températures extrêmes et n'étaient pas disponibles pour répondre à la demande de charge. Ensuite, cela a requis un délestage pour maintenir en temps réel l'équilibre entre fourniture et demande.
Préparation du système
Avant cet événement, le territoire du service ERCOT a connu des épisodes de froid extrême comparables au cours de la première semaine de février 2011 et aussi en 1983, 1989, 2003, 2006, 2008 et 2010. Les points suivants ont été résumés dans le Récapitulatif exécutif du rapport 2011 du personnel FERC :
« Lors de la tempête de 2011 ni ERCOT ni les autres entités électriques qui ont déclenché des pannes de courant pendant l'événement ne s'attendaient à avoir un problème pour répondre à la demande des clients. Ils avaient tous des marges de réserve adaptées, basées sur la disponibilité anticipée du générateur. Mais ces réserves s'avèrent insuffisantes si l'on considère le volume de capacité extraordinaire perdu à cause des voyages, des déclassements et des échecs de démarrage.
Le rapport poursuit en expliquant :
« Les actions des entités appelant et menant à des coupures de courant ont été grandement efficaces et opportunes. Malgré cela, l'énorme quantité de défaillances de générateurs soulève la question de savoir s'il aurait été utile d'augmenter les niveaux de réserve pour faire face à l'événement. Cette action aurait pu permettre d'avoir plus d'unités en ligne plus tôt, aurait pu prévenir certains des problèmes de gel rencontrés par les générateurs et aurait pu mettre en évidence les problèmes opérationnels en temps voulu pour apporter des corrections avant que les unités soient sollicitées pour répondre à la demande des clients. »
Les conclusions de ce rapport sembleraient globalement s'aligner avec les résultats de l'épisode hivernal de froid extrême de 2021. Les suggestions de ce rapport englobent 26 recommandations visant à améliorer la performance de fiabilité pendant un événement météorologique extrême. Une exigence spécifique, mise en évidence dans la recommandation 11, indiquait que « la NERC a conclu qu'il serait avantageux en termes de fiabilité de modifier les normes pour obliger les propriétaires/opérateurs de générateurs à élaborer, entretenir et mettre en œuvre des plans d'aménagement des centrales et des unités pour l'hiver avant l'arrivée du grand froid, et ce, afin d'optimiser la puissance et la disponibilité du générateur. »
Suivi des événements hivernaux de froid extrême précédents
Le timing (février) et le type d'intempérie (extrême) en 2011 et 2021 sont comparables. Néanmoins, en 2021, il y a eu une perte de production beaucoup plus grande en raison de coupures forcées et du nombre total d'unités indisponibles en raison de ces coupures forcées. Les écarts de fréquence, résultant d'une demande supérieure à l'offre, sont devenus plus critiques lors de l'événement de 2021. Étant donné que des recommandations ont été élaborées à la suite de l'événement de 2011, la question demeure de savoir pourquoi des événements similaires produiraient des résultats similaires, mais il convient de noter que l'événement de 2021 était plus « extrême » en termes de basses températures.
Un examen du statut des recommandations de la réunion d'urgence du 24 février 2021 d'ERCOT, indique que, même si de nombreuses mesures ont été adoptées, le volet d'application visant à vérifier que les propriétaires de production ont protégé leurs installations des intempéries semble avoir été insuffisant. Il existe environ 680 unités de production dans la zone ERCOT. Selon ERCOT, il est possible de contrôler environ 80 unités par an. C'est un peu plus de 10 % par an pour le nombre total d'unités. L'une des possibles vulnérabilités est le besoin d'une aide pour l'inspection/l'évaluation pour réaliser des contrôles ponctuels et un suivi si nécessaire, afin de s'assurer que les bonnes mesures de protection contre les intempéries sont appliquées conformément aux recommandations FERC/NERC 2011.
Autorité d'application
Selon la diapositive 17 de la présentation de la réunion d'urgence ERCOT :
« Les propriétaires et opérateurs des outils de production ne sont pas tenus de mettre en œuvre une norme minimale de vieillissement climatique ou de procéder à un examen exhaustif de la vulnérabilité par temps froid. Aucune entité, PU ou ERCOT y compris, n'a de règles pour appliquer la conformité de programmes de protection contre les intempéries ou d'appliquer un minimum de normes de protection contre les intempéries. »
Comme évoqué plus tôt, l'ERCOT effectue des visites de site pour vérifier la conformité des programmes de protection contre les intempéries. Cependant, selon l'ERCOT, « la seule entité capable de confirmer qu'une centrale est protégée des intempéries au regard d'une norme, quelle qu'elle soit, est l'entité qui possède la centrale. »
Un examen des autres systèmes Opérateur de systèmes indépendants/Organisation de transmission régionale (ISO/RTO) comme PJM Interconnection, LLC montre qu'il existe des règles formelles en cas de froid, ainsi qu'une liste de contrôle des exigences. PJM Manual 14D: Generator Operational Requirements, l'annexe N, fournit une liste de contrôle précise, notamment sur la sécurité et les règles de formation annuelle. La liste inclut la préparation et les besoins de formation du personnel et la préparation des équipements. L'application de la conformité inclut des pénalités si certaines mesures ne sont pas en place dans les délais prescrits.
Selon les normes de PJM relatives à l'application obligatoire, la Section 215 du Federal Power Act impose à l'Electric Reliability Organization (ERO) de développer des normes de fiabilité obligatoires et applicables, soumises à l'examen et à l'approbation du FERC. Les normes de fiabilité approuvées par la Commission deviennent obligatoires et applicables aux États-Unis selon le plan de mise en œuvre de la NERC associé à la norme de fiabilité, tel qu'approuvé par la Commission. Conformément à l'Energy Policy Act of 2005 (EPAct 2005), le Congrès a étendu le rôle et la juridiction du FERC dans le cadre du Federal Power Act (FPA) en ajoutant une section 215 en lien avec la fiabilité du réseau électrique. La section 215(e) du FPA autorise la Commission ou une Organisation de fiabilité électrique (soumise à l'examen de la FERC) à infliger une pénalité à un utilisateur, propriétaire ou opérateur d'un système électrique en vrac en cas de violation d'une norme de fiabilité.
Étant donné que le réseau de transport administré par le gestionnaire de réseau indépendant ERCOT est situé uniquement dans l'État du Texas et n'est pas synchronisé avec le reste des États-Unis, le transport d'énergie électrique se déroulant entièrement au sein d'ERCOT n'est pas soumis à la compétence de la Commission en vertu de certaines sections du Federal Power Act. La fiabilité du système électrique en vrac a été déléguée par un accord de délégation de pouvoir entre la NERC et Texas RE qui attribue le pouvoir de conformité et d'application à Texas RE afin de garantir le maintien des normes de fiabilité de la NERC pour le système électrique en vrac. Pour déterminer si Texas RE a des pouvoirs de conformité et d'application concernant la protection contre les intempéries des installations de production, il faudrait une évaluation plus détaillée des déclarations contenues dans l'accord ERO entre la NERC et Texas RE.
ERCOT est un système à « énergie seule » sans marché de capacité. Quel est le besoin et quel avantage peut avoir une capacité de marché ? Une bonne analogie est fournie par PJM à travers sa description d'un marché de capacité :
« La capacité représente un engagement en termes de ressources disponibles sur demande, notamment en cas d'urgence sur le réseau. Un centre commercial, par exemple, fournit un nombre de places de parking suffisant pour les périodes de pointe, comme le Black Friday. Les espaces sont là en cas de besoin, mais peuvent ne pas être utilisés toute l'année. Si elle fait référence à l'électricité, la capacité désigne le fait que le réseau dispose des ressources suffisantes garantissant que la demande d'électricité puisse à tout moment être satisfaite. »
Un marché de capacité a été suggéré comme pouvant potentiellement générer des actifs de production supplémentaires qui pourraient servir de production de secours dans des circonstances inhabituelles comme un événement météorologique extrême. L'État du Texas n'a pas mis en œuvre un marché de capacité dans la zone ERCOT. Il se repose plutôt sur des règles de marché pour encourager la disponibilité d'actifs de capacités supplémentaires.
Cet article n'a pas vocation à évaluer le processus de planification global pour l'ajout de la génération ferme ou de la génération de secours dans le territoire du service ERCOT. Plusieurs guides et documents justificatifs rentrent dans le cadre de l'extension du système, notamment l'extension de la production dans la zone de service d'ERCOT. Leur identification se trouve dans le Guide de planification ERCOT (guide de planification), daté de janvier 2021. S'il existe un conflit entre le Guide et les protocoles de planification , les Règles de fond de la Public Utility Commission of Texas (PUCT) ou les Normes de fiabilité NERC, alors les règles de fond PUCT, les normes de fiabilité NERC et les protocoles prévaudront. Pour le moment, il est difficile de dire si Texas RE, au nom d'ERCOT, et conformément aux exigences de la NERC, peut ou a mis en œuvre des mesures de conformité liées à ou en prévision de la production pour cet événement ou d'autres épisodes météorologiques extrêmes. La protection contre les intempéries et la production disponible associée pourrait constituer l'un des éléments capables de répondre aux problèmes de performance du réseau en suivant les règles de conformité opérationnelle de la NERC. Il apparaît que les problèmes liés à l'absence de protection contre les intempéries des actifs de production ont contribué à la perte de charge conséquente associée à l'événement de froid extrême de 2021.
La Législature du Texas a fait passer une loi après l'événement météorologique de 2011 imposant 1) un reporting obligatoire des opérations d'urgence et 2) un examen indépendant par la PUCT. Dans le cadre du rapport faisant suite à l'événement météorologique de grand froid de 2011, le personnel de la FERC a recommandé que les pratiques d'hivernage au Texas soient obligatoires et que le législateur accorde au PUCT le pouvoir d'imposer des sanctions en cas de non-conformité et de tenir la haute direction responsable d'un actif de production particulier afin d'examiner et confirmer que leurs plans d'hivernage étaient appropriés.
Norme de diligence
La norme de diligence fait généralement référence au devoir d'un professionnel de fournir des services qui devraient être fournis par des professionnels similaires dans des circonstances équivalentes. De manière plus importante, dans le cas des actifs de production au sein du domaine de service ERCOT, concernant la performance de ces actifs pendant le dernier épisode de froid extrême, il existe un niveau de qualité qu'un propriétaire/opérateur doit raisonnablement respecter pour assurer la disponibilité de son site. Le succès de ces critères reste à déterminer, mais un examen approfondi sera certainement réalisé pour savoir si la norme de diligence a bien été suivie quant à la protection contre les intempéries des actifs de production. D'après toutes les indications actuelles, l'un des maillons faibles de la performance globale au sein d'ERCOT semble être lié à une protection contre les intempéries insuffisante des actifs de production.
Aussi, en termes de protection contre les intempéries, quel niveau de qualité raisonnable lié aux actifs des réseaux électriques, et plus précisément aux actifs de production, faut-il prendre en compte ? Selon les conclusions précédentes du FERC, la norme raisonnable inclut, sans s'y limiter :
De plus, il faut tenir compte de tout changement ou modification au cours du cycle de vie de l'installation, ainsi que de la manière dont ces changements peuvent influer sur la protection contre les intempéries en place ou imposer une protection supplémentaire.
Dans ses conclusions initiales consécutives à l'événement de 2021, ERCOT a établi que les propriétaires et opérateurs de production n'ont pas l'obligation de mettre en place une norme minimale de protection contre les intempéries. Pourtant, cela ne dispense pas les propriétaires/opérateurs de ce qui serait considéré comme une norme de diligence raisonnable, étant donné l'importance du produit fourni et les conséquences potentielles si ce produit n'est pas livré.
Il y aura différentes évaluations détaillées de suivi pour cet épisode de froid afin de déterminer la cause profonde de l'échec du système, la possible interruption d'activité liée, les vulnérabilités du système et les améliorations à apporter pour limiter les risques à l'avenir.
En ce qui concerne les améliorations du système, un audit indépendant et détaillé et une évaluation de la protection contre les intempéries (ce qui a fonctionné, ce qui doit être amélioré, etc.) dans toutes les installations de production serait une première étape importante, en particulier du point de vue des propriétaires et des opérateurs de production. Un examen critique périodique de performance est un indicateur important pour les clients, partenaires et régulateurs qui vérifient que le niveau de qualité est requis est pris en compte et mis à jour si nécessaire. En lançant spontanément un audit détaillé de protection contre les intempéries, les propriétaires/opérateurs précèderont également les examens réglementaires qui suivront certainement ce type d'événements.
L'autre élément important est l'impact potentiel de cette tempête hivernale sur la performance des critères ESG (environnement, social et gouvernance), perçus ou réels. ESG est utilisé pour mesurer la durabilité et l'impact sociétal d'un investissement dans une société ou entreprise. C'est une mesure particulièrement importante pour les fonds privés et d'autres investisseurs, et elle rencontre un succès grandissant aussi chez les clients.
Les questions prises en compte concernent celles qui cherchent à comprendre comment la performance récente d'un site ou d'un système a affecté :
Toutes ces questions et les réponses associées se retrouvent irrémédiablement au niveau de la performance financière de l'entreprise. Une évaluation de matérialité des programmes ESG et des attributs suivant cet événement météorologique extrême fournirait une mesure de base de l'impact potentiel de la tempête, ainsi qu'une mesure de la progression.
Les évaluations des audits indépendants de protection contre les intempéries et les évaluations de matérialité des programmes et attributs ESG auraient un bénéfice immédiat et mesurable pour les fournisseurs d'énergie, ainsi que leurs clients.
Nous remercions John Dulude, PE, MBA, Paul Banks, PG et Chris Norris, PMP pour les informations et leur expertise qui ont grandement contribué à la réalisation de cette étude.
John Dulude est vice-président principal et dirige les services de transition énergétique au sein du cabinet Environnement, santé et sécurité de J.S. Held. Fort de plus de 40 ans d'expérience au niveau national et international, John a passé la majorité de sa carrière au sein du secteur de l'énergie. Son expertise englobe la génération d'électricité hydroélectrique, fossile, nucléaire, éolienne et solaire, ainsi que les sites de transmission, la fiabilité des systèmes, l'évaluation des investissements, l'analyse de la génération, la finance, la sélection de l'équipement et les profils de charge. Il a géré des projets en Amérique du Nord, en Afrique, en Chine, au Vietnam et au Kazakhstan.
Vous pouvez contacter John à l'adresse [e-mail protégé] ou au +1 843 977 1441.
Paul Banks est vice-président directeur principal et responsable de la division Sciences et technologies au sein du cabinet Environnement, santé et sécurité de J.S. Held.Paul a plus de 30 ans d'expérience dans les services environnementaux, notamment à travers divers postes de direction au sein de cabinets internationaux. Son expérience en matière de services environnementaux comprend le développement et la direction d'organisations dans divers cabinets, la conception de systèmes de conformité et de gestion, la gestion des risques, l'évaluation et la remédiation de sites complexes et l'assistance aux litiges. Au cours de sa carrière, Paul a participé à des projets nationaux et internationaux auprès de clients de l'industrie manufacturière, chimique, électrique, dans le secteur public, du pétrole et du gaz.
Vous pouvez contacter Paul à l'adresse [e-mail protégé] ou au +1 704 228 8184.
Chris Norris est vice-président du département environnement, santé et sécurité de J.S. Held. Chris est un expert en turbine de combustion à cycle simple ou combiné ainsi qu'en installations au charbon, IGCC ou transformation de gaz de décharge en énergie. Chris a géré des projets complexes depuis la construction, la mise en service et le démarrage de plusieurs installations, les révisions d'usine, la gestion des pannes et les révisions d'équipements majeurs. Il a développé, mis en place et géré des programmes d'usines et de flotte, dont des programmes d'audit et d'évaluation d'usines (opérations, entretien, pratiques commerciales), la maintenance axée sur la fiabilité, la norme ISO 9000, la maintenance à long terme et la planification d'interruption d'activités, ainsi que d'autres programmes de gestion des actifs.
Chris peut être contacté à l’adresse [e-mail protégé] ou au +1 463 333 3610.
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