Le stockage d'énergie et son impact potentiel sur les risques opérationnels

Introduction

Ce rapport fait suite aux précédents étude et bilan sur les enjeux concernant la fiabilité des systèmes d'énergie durant l'épisode de grand froid de février 2021, événement météorologique qui a impacté la zone terrestre comprenant le gestionnaire de réseau Electric Reliability Council of Texas (ERCOT). La tempête hivernale Uri a eu un impact substantiel sur le réseau électrique existant, en particulier au Texas, et a servi d’important point de référence pour évaluer la résilience et la fiabilité du réseau. Cet article examine comment le processus de transition énergétique en cours peut affecter la fiabilité globale du système et comment le stockage de l'énergie sous ses différentes formes peut affecter non seulement la résilience et la fiabilité du système, mais aussi les coûts pour les consommateurs, les propriétaires, les actionnaires et ceux qui gèrent les risques, c'est-à-dire les assureurs et les gestionnaires de risques.

La résilience du réseau électrique est la capacité d'un système à résister à des événements indésirables et sa capacité à s'adapter à de tels événements sans que les opérations soient mises en péril. En termes simples, la résilience d'un système électrique est sa capacité à résister à des événements indésirables sans coupures prolongées du service aux clients. La résilience traite en grande partie de ce qui n'arrive pas au réseau ou aux consommateurs d'électricité. 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 entre le domaine de la résilience et le domaine de la fiabilité.[1] Ces définitions peuvent être contestées et, en fait, certains des arguments peuvent être valables, mais pour les besoins de cet article, nous considérerons ces définitions de la résilience et de la fiabilité comme appropriées.

Cet article examine comment le stockage d'énergie à l'échelle du réseau peut avoir un impact sur la résilience et la fiabilité, et comment la transition actuelle d'un système de production à base de carbone vers un système de production sans carbone (ou à faible teneur en carbone) au sein d'un réseau peut influencer les risques commerciaux. Les informations suivantes peuvent renseigner les gestionnaires de risques, les experts en assurance et leur personnel d'assistance juridique sur l'évolution des risques associés au stockage de l'énergie pendant et après la transition énergétique.

Objectifs de la transition énergétique

Avant de pouvoir considérer le stockage de l'énergie, ses impacts sur la résilience et la fiabilité, et comment ces impacts affectent les risques commerciaux et la prise de décision associée, nous devons comprendre ce qu’est la transition énergétique. La transition énergétique est le processus par lequel toutes les formes d'énergie prennent des mesures pour parvenir à la décarbonation, et l'une des considérations les plus importantes lors de la planification de la décarbonation est de déterminer l'objectif final. Comment la mesure-t-on ? La décarbonisation est-elle obtenue par la neutralité carbone (équilibrage de la quantité totale d'émissions de carbone à l'aide de compensations) ou zéro émission nette de carbone (c'est-à-dire zéro émission nette de carbone dans l'atmosphère lorsqu'une activité particulière ne nécessite aucune compensation ?) Malheureusement, les conversations concernant les objectifs globaux et spécifiques de la décarbonation tendent à mélanger ces termes. Nous pouvons dire d'un commun accord que la transition énergétique est un processus et non un résultat, mais plutôt un moyen pour atteindre un objectif.

La transition est « un changement ou un passage d'un état, d'un sujet, d'un lieu, etc. à un autre » ou « une période ou une phase au cours de laquelle un tel changement ou un tel passage se produit ».[2] En plus de répondre à l'objectif global de la transition énergétique , nous devons également définir - dans des limites raisonnables - la durée de la période de transition, quand elle sera considérée comme achevée, comment et où elle se produira, et comment nous saurons quand elle aura été réalisée. À l'échelle mondiale, nous participons actuellement à une « phase » de transition, mais nous n'avons peut-être pas pleinement identifié comment ce changement affectera notre système de distribution d'énergie électrique. Il ne faut pas oublier que la transition énergétique n’affecte pas seulement le réseau électrique mais toutes les formes d'énergie. Il faut se souvenir que la notion de portée de la transition énergétique est essentielle car les différentes formes d'énergie sont interdépendantes. Par exemple, les changements dans le secteur du pétrole et du gaz affecteront très certainement le marché de l'énergie électrique. Nous constatons déjà cet effet sur la transition énergétique à travers le système de produits de consommation courante faisant appel au jeu de l'offre et de la demande.

Stockage de l'énergie

Le courant alternatif (CA) est le format utilisé pour livrer l'énergie électrique aux États-Unis depuis des ressources, telles qu’un générateur de force motrice comme une turbine attachée à un générateur, vers la charge (les clients). Le système électrique aux États-Unis fonctionne à une fréquence de 60 Hz, ce qui signifie que le courant alternatif change de polarité 60 fois par seconde. L'inversion de polarité (positive et négative) à chaque cycle permet d'augmenter/diminuer plus facilement la tension alternative, ce qui permet une transmission et une distribution plus efficaces de l'énergie depuis les ressources vers la charge électrique, et ceci sur de longues distances. Ainsi, dans la majeure partie du monde le système électrique utilise le courant alternatif, et avec ce système, l'offre et la demande doivent être continuellement équilibrées en temps quasi réel. Le système ERCOT a failli s'effondrer dans son intégralité à cause d'un déséquilibre du système lié à la fréquence électrique.

Étant donné que les systèmes électriques à l'échelle du réseau fonctionnent sur la base du courant alternatif (CA), le stockage de l'énergie a généralement été réalisé en stockant le combustible avant qu’un générateur de force motrice, c'est-à-dire une turbine ou un système d'entraînement connecté à un générateur, ne transforme l'énergie mécanique en énergie électrique. Ces combustibles stockés seront notamment l'eau derrière un barrage, des tas de charbon, du gaz naturel dans un pipeline ou de la matière fossile dans un réacteur. Aujourd'hui, quand on pense stockage d'énergie on pense plutôt à différents types de batteries à l'échelle du réseau, qui permettent de stocker l'énergie provenant de certaines sources (c'est-à-dire l’éolien et le solaire) sous une forme pouvant être plus tard rapidement injectée dans le système au fur et à mesure que le besoin s'en fait sentir.

Il est bon de remarquer que les systèmes de stockage de batterie utilisent le courant continu (CC) et sont connectés au réseau CA via des systèmes d'onduleurs électroniques. L'électricité CC fournie par une batterie maintient une polarité continue et n'alterne pas, car une batterie a deux pôles ou électrodes - un négatif et un positif - et le courant circule dans une direction constante. Une batterie ne stocke pas directement de l'électricité, mais stocke de l'énergie chimique produite par l'électricité, qu'elle restitue sous forme d'électricité par réaction entre les deux électrodes de compositions chimiques différentes.

En 2020, les États-Unis disposaient de plus de 24 GW (24 000 MW) de capacité de stockage d'énergie, contre 1 124 GW (1 124 000 MW) de capacité de production installée totale.[3] La capacité d'énergie stockée ne représente que 2 % de la capacité totale du système américain. De ces 2 %, 96 % existent sous forme de stockage par pompage hydroélectrique. Sur la base de ce seul chiffre, les batteries à l'échelle du réseau et toutes les autres formes de stockage d'énergie représentent moins de 0,1 % de la capacité de production des États-Unis.

En 2019, le Texas disposait en été d'une capacité totale de 125 117 MW dans l'ensemble de ses centrales électriques[4], dont 20 à 25 % des sources d’énergie utilisées actuelles étant l’éolien et le solaire. Le facteur de capacité pour l'éolien, qui est défini comme la disponibilité de la ressource tant en quantité qu'en qualité sur une période d'application, est, en moyenne, d'environ 30 à 40 %.[5] Le facteur de capacité mesure l'utilisation globale d'une installation de production d’énergie ou d'un parc de générateurs.[6] Considérant ce facteur de capacité relativement faible, il devient évident que rien d’autre que le stockage par pompage hydroélectrique ne peut fournir au fil du temps un soutien opérationnel similaire à la production à base d’énergie fossile qu'il remplace ou déplace.

Cela ne veut pas dire que les énergies renouvelables intermittentes étaient responsables de la panne du système ERCOT lors de la tempête hivernale Uri en février 2021. Les données disponibles indiquent qu'une grande partie de la perte de production dans la zone ERCOT concernait tous les types de combustibles. Le consensus de nombreux examens approfondis de l'événement météorologique extrême sans précédent du Texas indique que le manque d’efficacité des prix du marché et l'incapacité des régulateurs et des propriétaires à adopter des mesures appropriées de protection contre les intempéries pour la livraison de combustibles ont largement contribué à la panne.[8][9]

L'énergie électrique est stockée soit chimiquement (batteries Lithium-ion, sodium-ion, plomb-acide, etc.), soit électriquement (condensateurs, etc.), soit mécaniquement (volants d'inertie, par pompage, air comprimé, etc.). Le déploiement de la technologie des batteries a connu une croissance notable ces dernières années. Selon certains, la raison en est que « les énergies renouvelables combinées au stockage par batterie sont déjà, pour les pointes de consommation, une alternative économiquement viable à la construction de nouvelles centrales à turbine à gaz à cycle simple ».[10] Le stockage fonctionne particulièrement bien avec l'énergie solaire, qui suit généralement un schéma quotidien prévisible. Aux États-Unis, les coûts ont également été soutenus par le crédit d'impôt fédéral à l'investissement, pouvant aller jusqu'à 30 % de réduction d'impôt pour les nouvelles installations solaires. Le prix et le coût du stockage ont certainement diminué et devraient continuer à diminuer à mesure que la technologie s'améliore. »[11]

Les partisans du stockage par batterie à l'échelle du réseau affirment que « le déploiement massif du stockage pourrait surmonter l'un des plus grands obstacles à l'énergie renouvelable – sa fluctuation entre l'offre excédentaire lorsque le soleil brille ou que le vent souffle et la pénurie lorsque le soleil se couche ou que le vent tombe ». [12] L’image 1 compare plusieurs des différentes technologies de stockage d'énergie en termes de plage de capacité (axe X) et, en ordre croissant, de temps de décharge (axe Y). L’image 2 compare diverses technologies de stockage et les aligne en termes de plage de capacité (axe X) et de coût en capital existant (axe Y).

Malgré l'existence/la contribution de sources nettes zéro et/ou neutres en carbone pour une capacité de production disponible, la production mondiale actuelle d'énergie électrique est encore à 60 % basée sur le carbone, principalement le charbon, le gaz naturel et un peu de pétrole. Ce taux est similaire dans une grande partie des États-Unis, même après 40 ans de transition énergétique. Dans certaines parties du monde, la production d'électricité à base de carbone représente plus de 90 % des sources d’énergie utilisées. Le professeur Vaclav Smil, de la Faculté de l'environnement, de la terre et des ressources de l'Université du Manitoba et expert renommé sur la transition énergétique, a déclaré que « Même une transition fortement accélérée vers les énergies renouvelables ne pourrait pas de sitôt reléguer les énergies fossiles à un rôle de contributeurs minoritaires à l'approvisionnement énergétique mondial, certainement pas d'ici 2050. » Ce qu’il faut retenir du commentaire du professeur Smil est qu'il considère notre dépendance à l'égard d'une grande partie des produits que nous utilisons aujourd'hui, qui dépendent entièrement des énergies à base de carbone, comme ayant davantage à voir avec un retard dans la transition énergétique plutôt qu'avec l’utilisation directe de combustibles associés à la production d'électricité. Ce qu’il veut dire c’est que même avec des avancées significatives pour convertir le système de production électrique à base de carbone actuel en un système sans carbone, si on veut parvenir à une neutralité carbone effective ou à zéro émission de carbone, il faudra répondre aux défis notables associés à la fabrication de biens quotidiens qui dépendent également de combustibles à base de carbone.

Les décideurs politiques et les régulateurs en général, et certainement plus récemment, ont imposé des exigences en matière de combustibles sans carbone dans l'espoir que cela accélérera les nouveaux développements technologiques avec une réduction des coûts des systèmes de distribution d'énergie renouvelable. Jusqu'à un certain point, cela a été le cas. Cependant, on n'a pas complètement évité les impacts négatifs sur la fiabilité et la résilience des systèmes de distribution énergétique. Le défi de la transition continue d'être le développement de la bonne combinaison de sources de production non carbonées qui auront à la fois la capacité et la durée nécessaires pour répondre aux besoins en charge dans diverses situations de demande. Le stockage de l'énergie est la clé d'une transition énergétique réussie. Cependant, il reste aujourd'hui le maillon le plus faible de la transition énergétique. Plus récemment, les problèmes de capacité ont été en partie surmontés grâce à des réductions du coût par unité d'énergie fournie. La durée pendant laquelle l'énergie stockée est disponible continue d'être un obstacle majeur pour le stockage de l'énergie. À part le stockage par pompage hydraulique, la plupart des formes de stockage d'énergie ne peuvent pas économiquement fournir la durée nécessaire pour répondre aux exigences de fiabilité et de résilience du système. Tant qu’on ne pourra augmenter, à un coût raisonnable, la durée du stockage de l'énergie, la fiabilité du système peut être dégradée pendant la transition. Les fournisseurs d’électricité se retrouvent coincés entre des devoirs de réduction des émissions de CO2 et des exigences réglementées de fonctionnement pour répondre à des normes de livraison et de service spécifiques. Surmonter le dilemme du stockage de l'énergie sera probablement la clé qui déverrouillera les phases finales du processus de transition énergétique.

Fiabilité et résilience du système

Les impacts sur la fiabilité et la résilience du système électrique peuvent nuire à la fois à la continuité des activités et aux risques économiques. Un changement de risque signifie un changement des coûts de gestion des risques pour les entreprises et pour ceux qui soutiennent les entreprises, y compris les clients, les actionnaires et ceux qui assurent ou garantissent les opérations commerciales. En février 2021, la tempête hivernale Uri a eu un impact substantiel sur le réseau électrique existant, en particulier au Texas, et a servi d’important point de référence pour évaluer la résilience et la fiabilité du réseau. Cet événement ayant été si important et si récent, ce rapport examinera comment le stockage d'énergie peut ou non avoir affecté les performances du système. Des opérations commerciales ont été impactées de façon notable par la tempête hivernale Uri, principalement par des interruptions d'activité.

Dans le cas d'Uri, les données disponibles semblent indiquer que les coupures chez les consommateurs faisaient partie d'un plan d’urgence plus large du système pour répondre à la demande en électricité, ce qui a entraîné des coupures forcées du courant dans une grande partie de l'État du Texas et au-delà. Il convient de noter qu'il n'y a aucune preuve spécifique que le stockage d'énergie ou son absence ait joué un rôle crucial dans ce déficit ou qu'il aurait pu complètement empêcher ce qui s’est passé. On notera également que les marges de réserve de production avant la tempête avaient été considérablement surestimées et que le manque de réserve disponible, que ce soit sous la forme de réserve de production de secours ou de ressources de stockage d'énergie, aurait pu réduire considérablement l'impact final de cette tempête.

Une conclusion préliminaire d'un rapport conjoint de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) et de la North American Electric Reliability Corporation (NERC) « a souligné le besoin urgent de plus de stockage en batterie pour soutenir le réseau de l'État. Les conclusions préliminaires d'une enquête menée conjointement par la FERC et la NERC ont blâmé une fréquence croissante d'événements de froid extrême, ainsi que la désolation causée par la défaillance des centrales au gaz naturel. »[15] Bien que le manque de stockage d'énergie n'ait peut-être pas été un facteur essentiel dans l'impact de la tempête hivernale Uri, cela ne devrait pas diminuer le fait qu’actuellement, 35 % de l'ensemble des sources d’énergie utilisées par le Texas sont des ressources intermittentes (c'est-à-dire éolienne et solaire, pour atteindre de faibles coûts variables et zéro émission), qui ne peuvent pas être distribuées de façon ponctuelle en cas de besoin.[16]

Un article du 11 juin 2021 de l'American Bar Association (ABA) a déclaré : « Du point de vue de la fiabilité du système, la fonction ou la valeur des ressources de production ne sont pas égales. Du point de vue de l'intégrité du système et de l'efficacité opérationnelle, les ressources modulables sont les plus précieuses car ces ressources sont disponibles à la demande, et l'électricité est produite au moment où elle est consommée. » [17] Dans ce même article, l'ABA a déclaré : « Il y a des années, lors de la déréglementation des marchés de l'électricité, le Texas a adopté une structure de marché uniquement énergétique. Alors que théoriquement viable, un marché uniquement énergétique cache des failles induites par des facteurs externes réglementaires/politiques et des avancées technologiques, et ces failles ne sont généralement visibles que dans des circonstances extrêmes. »[18]

En mars 2021, l'électricité produite au Texas provenait à 40 % du gaz naturel, 14,5 % du charbon, 10 % du nucléaire, 0,5 % de l'hydroélectricité et 35 % des énergies renouvelables non hydrauliques, principalement l'éolien et le solaire. Le Texas a plus de capacité éolienne que tout autre État, mais conserve toujours plus de 54 % de production à base de carbone. La pression exercée par les régulateurs et les investisseurs continue d'orienter la croissance future de la production d'électricité et les besoins de remplacement vers des ressources intermittentes non carbonées ; ainsi, la tendance semble être à une expansion des investissements dans les capacités de production éolienne et solaire.

Bien que sans carbone, l'éolien et le solaire sont principalement des formes de production d'électricité intermittentes et non disponibles avec des facteurs de capacité de moitié à deux tiers inférieurs aux ressources modulables actuelles à base de carbone. L’image 3 présente le stockage d'énergie actuel et futur - principalement sous forme de batteries - prévu pour le Texas afin de tenter de compenser l'intermittence du nombre croissant de sources d’énergie. Bien que le stockage de l'énergie puisse quelque peu compenser, certains des problèmes liés aux sources d’énergie non disponibles, la durée de la disponibilité, en particulier pour les batteries, est quelque peu limitée à la fois en termes économiques et technologiques. Depuis octobre 2021, environ 1100 MW de stockage en batterie connecté au réseau ont été mis en service, avec 4 000 MW supplémentaires prévus d'ici mars 2023.[19]

En termes de production en base conventionnelle modulable, et sans carbone, l'énergie nucléaire est la seule ressource actuelle sur le marché. Même si l'énergie nucléaire est sans carbone, modulable et a une capacité dépassant 95 %, son expansion a été entravée par des dépassements importants de coûts d'investissement, des préoccupations concernant les déchets et des problèmes perçus au niveau mondial liés à la sécurité de fonctionnement tels que les catastrophes mondiales très médiatisées à Tchernobyl et Fukushima. Une extension notable du parc nucléaire n’est actuellement pas envisagée aux États-Unis.

Une autre forme potentielle de production d'électricité fiable, neutre en carbone ou sans carbone actuellement en cours d'évaluation est l’utilisation d’une forme d'hydrogène comme carburant. Sa fiabilité serait comparable à d'autres formes de production de base. On accorde une attention particulière à cette technologie puisqu'elle serait à la fois modulable et continue tant que l'hydrogène est disponible. Il existe essentiellement trois formes d'hydrogène actuellement à l'étude : le gris, le bleu et le vert. L'hydrogène gris est créé à partir de combustibles fossiles et le processus libère du dioxyde de carbone qui n'est pas capturé.[21] Environ 98 % de la production actuelle d'hydrogène est grise et provient du vaporeformage et de la gazéification et produit l'équivalent (sinon plus) de CO2 à d'autres formes de combustibles à base de carbone.

L'hydrogène bleu utilise le même processus que le gris, sauf que le carbone est capturé et stocké en cours de route. En théorie, 90 % du CO2 peut être isolé et stocké, mais le défi est la disponibilité d'un stockage à long terme. Cela le rend beaucoup plus respectueux de l'environnement, mais s'accompagne de défis techniques supplémentaires et d'une forte augmentation des coûts.[22] L'hydrogène vert est un combustible zéro carbone par lequel toute l’électricité et le combustible sont produits par des sources sans émissions, c'est-à-dire des énergies renouvelables. Produire de l'hydrogène vert par électrolyse nécessite une quantité importante d'électricité, ce qui signifie une augmentation vertigineuse de la quantité d'énergie éolienne et solaire pour atteindre les objectifs mondiaux. Certaines estimations actuelles prévoient qu'afin d’atteindre la capacité requise, il faudrait installer plus de capacité éolienne offshore qu'au cours des 20 années précédentes - chaque année pendant les 30 prochaines années. Enfin, les coûts sont importants à ce stade.

Conclusion : qualité versus quantité et effets sur les décisions commerciales

Le débat se poursuit sur les raisons des impacts notables et des interruptions d'activité associés à des événements comme la tempête hivernale Uri. Ce qui est devenu évident à la suite de cette tempête, c'est que beaucoup n'ont pas encore pleinement compris ou apprécié les changements notables survenus sur le marché américain de l'énergie électrique en grande quantité. L'exemple utilisé dans cet article, bien que plutôt unique en raison de la configuration du marché de l'énergie au Texas, est un indicateur pour le pays. Quelles que soient les causes des événements météorologiques mettant à l'épreuve les réseaux électriques, il persistera aux États-Unis une transition régulière des sources d’énergie à base de carbone vers des sources moins carbonées ou sans carbone, ainsi que la différence de qualité et de quantité d'énergie disponible associée à cette conversion. Bien qu'il y ait un certain désaccord quant à savoir si les défis rencontrés lors d'événements météorologiques extrêmes naturels comme la tempête Uri ont été amplifiés par le processus de transition énergétique actuel, il est évident que le stockage de l'énergie est un élément clé du processus de transition et, en fin de compte, de l'atteinte de la neutralité carbone ou des émissions net-zéro carbone.

Le plus grand défi de la transition énergétique est peut-être de s'assurer que les formes nouvelles et/ou en développement de stockage d'énergie peuvent soutenir et maintenir les exigences actuelles de fiabilité du système auxquelles la population américaine s'est habituée, et à un prix abordable. Tout impact négatif lié à la tarification de l'énergie sera finalement supporté par le consommateur, mais les risques de coûts intermédiaires pour les entreprises associées au capital du projet ainsi que l'assurance, la sélection des risques et d'autres problèmes liés à la gestion des risques peuvent également être affectés négativement. Un événement comme la tempête hivernale Uri aura-t-il à nouveau un impact sur le marché américain ? Absolument. Pourrait-il produire des résultats similaires en termes de calamités humaines et d'impacts commerciaux ? Probablement. Les gestionnaires de risques doivent examiner attentivement les défis potentiels pour la fiabilité du service de distribution électrique et le potentiel accru d'interruptions d'activité à mesure que nous avançons dans cette période de transition énergétique.

Remerciements

Nous tenons à remercier John C. Dulude, PE, MBA pour ses connaissances et son expertise qui ont grandement participé 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 possède des dizaines d'années d'expérience en gestion et supervision de projets complexes, dont la direction de processus réglementaires, des exigences environnementales et des besoins opérationnels d'un projet ou programme.

Vous pouvez contacter John à l'adresse [e-mail protégé] ou au +1 843 291 7480.

Références

[1] JD Taft, PhD, Electric Grid Resilience and Reliability for Grid Architecture (Novembre 2017).

[2] Dictionnaire Merriam-Webster.com, s.v. "transition," consulté le 23 décembre 2021, https://www.merriam-webster.com/dictionary/transition

[3] Center for Sustainable Systems, University of Michigan. 2021. Fiche d'information U.S. Energy Storage. Pub. N° CSS15-17, https://css.umich.edu/factsheets/us-grid-energy-storage-factsheet

[4] Net generation for all sectors, Texas, Fuel Type-Check all, Annual, 2001-20. www.eia.gov .

[5] Texas State Profile and Energy Estimates, US Energy Information and Administration, dernière mise à jour 15/4/21, https://www.eia.gov/state/analysis.php?sid=TX

[6] Hughes, N, Agnolucci P. 4.03 - Hydrogen Economics and Policy, Éditeur(s) : Ali Sayigh, Comprehensive Renewable Energy, Elsevier, 2012, 65-95 ans, https://doi.org/10.1016/B978-0-08-087872-0.00417-0 .

[7] Magness, Bill. Review of February 2021 Extreme Cold Weather Event – ERCOT Presentation, ERCOT Public, 2/24/21 (https://www.ercot.com/files/docs/2021/02/24/2.2_REVISED_ERCOT_Presentation.pdf)

[8] J.W. Busby, Et Al., Cascading risks: Understanding the 2021 winter blackout in Texas, Energy Research & Social Science, Volume 77, juillet 2021, 102106.

[9] The February 2021 Cold Weather Outages in Texas and the South Central United States | FERC, NERC and Regional Entity Staff Report, 16 novembre 2021.

[10] Katz, C. In a boost for renewables, grid-scale battery storage is on the rise. Yale Environment 360, 12/25/2020, https://e360.yale.edu/features/in-boost-for-renewables-grid-scale-battery-storage-is-on-the-rise

[11] Ibid.

[12] Ibid.

[13] Center for Sustainable Systems, University of Michigan. 2021. Fiche d'information U.S. Energy Storage. Pub. N° CSS15-17, https://css.umich.edu/factsheets/us-grid-energy-storage-factsheet

[14] Witt, Adam & Chalise, Dol Raj & Hadjerioua, Boualem & Bishop, Norm & Manwaring, Michael. (2016). Development and Implications of a Predictive Cost Methodology for Modular Pumped Storage Hydropower (m-PSH) Projects in the United States. 10.13140/RG.2.2.10441.54881.

[15] Engel, J. Texas adds battery storage to support grid ahead of winter, Renewable Energy World, 11/12/21, https://www.renewableenergyworld.com/storage/texas-adds-battery-storage-to-support-grid-ahead-of-winter/

[16] Allen, T.L. Power failure by design: the Texas energy market. American bar Association, 6/11/21, https://www.americanbar.org/groups/litigation/committees/environmental-energy/articles/2021/summer2021-power-failure-by-design-the-texas-energy-market/

[17] Ibid.

[18] Ibid.

[19] Ibid.

[20] Engel, J. Texas adds battery storage to support grid ahead of winter, Renewable Energy World, 11/12/21,
https://www.renewableenergyworld.com/storage/texas-adds-battery-storage-to-support-grid-ahead-of-winter/ ; ERCOT Resource Adequacy. https://www.ercot.com/files/docs/2021/11/03/Capacity_Changes_by_Fuel_Type_Charts_October_2021_monthly.xlsx , consulté le 23/12/21

[21] Brunel. Blog: What are the 3 Main Types of Hydrogen, 4/14/21, https://www.brunel.net/en/blog/renewable-energy/3-main-types-of-hydrogen

[22] Ibid.