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Le 17 novembre 2022, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) a émis deux ordonnances et publié un avis de proposition de réglementation (Notice of Proposed Rulemaking) concernant les préoccupations relatives aux écarts de fiabilité associés aux ressources basées sur les onduleurs (IBR). [1] La FERC reconnaît que les IBR [2], sous la forme de ressources éoliennes, solaires et de batteries à l'échelle du service public connectées au réseau de production-transport de l'électricité, ont des répercussions directes sur la fiabilité de l'ensemble du réseau de production-transport de l'électricité (BSP). [3] [4] La North American Electric Reliability Corporation (NERC) a enquêté sur une série de « perturbations » qui impliquent la baisse généralisée (c'est-à-dire la perte de production) des IBR pour identifier les problèmes de fiabilité systémiques. [5]. Le rapport conjoint 2022 du NERC et du personnel de Texas RE sur la perturbation d'Odessa a mis en lumière le risque important pour la fiabilité du BPS, a lancé des appels à l'action immédiats pour améliorer les normes du NERC pour les IBR et a incité à l'application de la norme de fiabilité du NERC. [6]
L'Amérique du Nord a la chance de bénéficier d'une direction forte par l'intermédiaire de l'Electric Reliability Organization (ERO) Enterprise, composée de la NERC et de six entités régionales, pour assurer une alimentation électrique hautement fiable, résiliente et sûre pour plus de 400 millions de personnes aux États-Unis et au Canada. Comme mentionné ci-dessus, la NERC et ses partenaires suivent et évaluent activement les risques du système. Cet article s'attache aux risques sévères identifiés par la NERC concernant la transition énergitique des IBR. Le risque de fiabilité exige des investissements supplémentaires pour atténuer ce risque. Cet article évalue des questions telles que : quelles mesures doivent être mises en place pour atténuer ce risque ? Quels sont les coûts associés à ces efforts ? Comment le secteur de la production électrique prévoit-il un budget approprié pour les efforts nécessaires afin de garantir la fiabilité ?
La NERC est l'autorité réglementaire chargée de superviser la fiabilité des réseaux de production-transport de l'électricité qui fournissent de l'électricité sur le territoire continental des États-Unis, au Canada et dans la partie nord de la Basse-Californie, au Mexique. Elle est soumise à la surveillance de la FERC et des autorités gouvernementales au Canada. La mission de la NERC est de s'assurer de la réduction efficace et effective des risques portant sur la fiabilité et la sécurité du réseau électrique.
Pour ce faire, la NERC élabore et applique des normes de fiabilité, évalue chaque année la fiabilité saisonnière et à long terme, surveille le réseau de production-transport d'électricité en sensibilisant les personnes à ce système et éduque, forme et habilite le personnel du secteur. [7] Les normes de fiabilité de la NERC définissent les exigences de fiabilité pour la planification et l'exploitation du réseau nord-américain de production-transport d'électricité. Ces exigences s'appliquent aux IRB et, par l'entremise de la réglementation proposée, elles s'étendront en aval à des installations de production d'électricité de plus en plus petites.
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. La FERC définit la résilience comme « la capacité de résister et de réduire l'ampleur et/ou la durée d'événements perturbateurs, ce qui comprend la capacité d'anticiper, d'absorber, de s'adapter et/ou de récupérer rapidement après un tel événement. » [8] Le début d'une interruption durable est le point de transition entre le domaine de la résilience et celui de la fiabilité. [9] Certains peuvent contester ces définitions et, de fait, certains de ces arguments peuvent être valables, mais pour les besoins de cet article, nous jugeons ces définitions de la résilience et de la fiabilité appropriées. [10]
Le défi de la transition énergétique consiste à toujours conserver le bon mélange de production à base de combustibles avec des IBR qui auront à la fois la capacité et la durée nécessaires pour répondre aux exigences de la charge dans divers scénarios de demande. Au sein de ce processus de transition sont associés plusieurs défis pour le système, mais quelques-uns des principaux impacts sont 1) la perte d'inertie ou d'élan du système, provoquée par la mise hors service et le retrait du réseau de gros moteurs conventionnels tels que les générateurs à turbine et 2) la puissance réactive, également connue sous le nom de voltampère réactif, qui est nécessaire au fonctionnement du réseau.
L'inertie du système implique des changements soudains de la fréquence du système provoqués par les fluctuations de la demande électrique. Aux États-Unis, cette fréquence est 60 Hz, et de petites déviations de la tension et de la fréquence du BPS peuvent potentiellement entraîner des impacts importants sur le système. L'inertie se conduit un peu comme les amortisseurs de la suspension d'une voiture, qui atténuent l'effet d'un cahot soudain sur la route et permettent à la voiture de rester stable et de continuer à avancer. [11]
Quant à la puissance réactive, les systèmes d'alimentation en courant alternatif dépendent des champs magnétiques pour fonctionner. Un transformateur, un moteur ou un générateur ne peut pas fonctionner sans champs magnétiques. Le principe de fonctionnement de ces appareils est totalement dépendant de ces champs magnétiques. Ces champs magnétiques sont issus du passage du courant. La puissance électrique apparente, généralement appelée mégavolt-ampère (MVA), comprend la puissance réelle et la puissance réactive. Comme la tension est identique pour les deux, nous pouvons nous concentrer sur le courant. Une partie du courant total est destinée aux mégawatts. Le courant supplémentaire est le courant nécessaire pour créer les champs magnétiques (VAR). Les générateurs délivrent aussi le VAR. Quand la puissance réactive diminue, la tension chute, ce qui peut provoquer la défaillance d'un circuit.
Tous ces effets sont particulièrement difficiles à gérer pour les opérateurs des systèmes lors d'événements climatiques extrêmes, et ces impacts affectent à la fois la fiabilité et la résilience du système. [12]
Le Lawrence Berkeley National Laboratory a préparé un document intitulé « Utility Investments in Resilience of Electric Systems » (Investissements des services publics dans la résilience des systèmes électriques) [13] auquel ont contribué l'Organization des États MISO, la National Rural Electric Cooperative Association, l'Edison Electric Institute et la National Association of State Utility Consumer Advocates. L'article suggère que la résilience a longtemps été prise en compte au sein de la fiabilité et il attribue à trois développements récents le rôle de moteur de la « dissociation » de la fiabilité et de la résilience :
Ces événements à fort impact et à faible fréquence, décrits aussi comme des « événements d'un ciel noir », se placent à l'extrémité du spectre de la production : un interruption totale et durable du service.
![Figure 1 - Fiabilité par rapport au « événements d'un ciel noir. » [15]](https://fr.jsheld.com/img/jsheld/FR_31006.png)
Néanmoins, il a été prouvé que les événements historiquement classés comme des événements à faible fréquence deviennent de plus en plus courants. En janvier 2021, l'Electric Power Research Institute (EPRI) a publié une mise à jour technique intitulée « Étude de l'impact des événements extrêmes, du gaz naturel et d'autres imprévus sur l'adéquation des ressources » [16], qui présente notamment les conclusions suivantes :
Les méthodologies de l'industrie pour calculer le niveau de ressources adéquat présument que les pannes et les réductions de production sont indépendantes et non corrélées. La dépendance accrue aux technologies renouvelables, associée à la reconnaissance des événements de type commun qui affectent plusieurs générateurs, montre clairement que l'idée d'indépendance n'est peut-être plus valable. [17]
Les découvertes de l'ERP valident le travail actuellement entrepris par la FERC. Au fur et à mesure que le concept fiabilité-résilience se formalise, des mesures et des méthodologies distinctes pour la fiabilité et la résilience pourraient être disponibles. Ces développements sont nécessaires et doivent prendre en compte les événements du ciel noir mentionnés ci-dessus.
L'instabilité du système peut se produire, par exemple, lorsque la demande de la charge dépasse l'offre disponible et que la correction n'est pas disponible, c'est-à-dire qu'il existe une pénurie d'électricité. Cela peut déclencher un processus en cascade comportant au départ des fluctuations de fréquence et des surtensions, qui se traduit par des déclenchements imprévisibles ou des dommages aux équipements, y compris aux moyens de production et de transmission, et qui aboutit finalement à des pannes générales. [18]. Pour éviter les coupures générales, il est nécessaire de réduire la charge du système de manière ordonnée ; c'est ce qu'on appelle le « délestage. » Le délestage est, à toutes fins pratiques, une coupure de courant organisée pour protéger le système de production-transport de l'électricité (BES ou, dans ce document, « réseau ») en réduisant la demande d'électricité par le retrait de clients dans un effort global pour protéger le système des dommages physiques et le protéger d'une panne complète.
Le délestage se définit par deux types de réduction de la charge électrique. Les réductions volontaires de la demande électrique de certains clients grâce à une programmation préalable ou à la demande sont communément appelées charge interruptible. Les utilisateurs qui signent avec une clause d'énergie interruptible le font pour bénéficier d'un tarif électrique réduit ou d'un paiement en échange. L'autre type de réduction de la charge électrique est appelé délestage involontaire. C'est une réduction ou un arrêt de la distribution d'électricité dans la zone de couverture par un fournisseur d'électricité pendant une courte période ; ce type de délestage est communément appelé « coupure tournante. » [19]
Lorsqu'un délestage involontaire est ordonné par l'Organisation de transmission régionale (RTO) ou par l'Opérateur de systèmes indépendants (ISO), il est effectué en dernier recours pour protéger le système de production-transport de l'électricité (BES) d'une panne complète et catastrophique Une fois l'ordre donné, les différents fournisseurs de transport et de distribution d'électricité disposent d'une liste prédéterminée de circuits identifiés comme critiques, c'est-à-dire ceux qui sont reliés aux hôpitaux, aux premiers secours, etc. et qui ne sont pas inclus dans le délestage. Ces coupures tournantes excluent généralement les gros clients de transmission et d'autres installations critiques directement associées à l'approvisionnement en combustible. Tous les circuits restants sont ensuite inclus dans le processus de coupures tournantes. En général, ces circuits sont interrompus et tournent pendant des périodes de 15 minutes à une heure jusqu'à ce que le BES global soit rétabli. Dans le cas de la tempête hivernale Uri au Texas, les températures extrêmes et la durée de la tempête ont provoqué des interruptions qui ont duré des jours plutôt que des heures.
Les exploitants de réseau conçoivent des procédures pour déconnecter la charge et répartir la réduction de l'énergie entre les clients dans le cadre du délestage. Les commissions ou conseils des services publics sont les autorités réglementaires qui approuvent la conception de ces systèmes et prennent en compte de nombreux facteurs, notamment les droits contractuels d'interruption, les réductions volontaires et les perturbations de tension et de fréquence. En dernière instance, même si les considérations techniques influencent le processus décisionnel, le délestage est une question de politique.
Un exemple du type d'analyse de données utilisé par les opérateurs de systèmes et les autorités de régulation repose sur les modèles de probabilité de perte de charge (LOLP). Le modèle LOLP représente la probabilité que la charge du système dépasse la capacité de production d'énergie dans une période de temps donnée, une heure par exemple. Pour une heure donnée, le modèle LOLP représente la probabilité qu'il n'y ait pas assez de puissance pour répondre à la charge électrique de l'heure en question, et donc une réduction de la charge, soit par une interruption volontaire ou involontaire, pour équilibrer le système au cours de cette heure. Comme il y a une possibilité certaine que le système soit « limité » à n'importe quelle heure, les LOLP horaires sont agrégés annuellement pour produire une mesure d'estimation de perte de charge (LOLE) qui pourrait être facilement comparée entre différents systèmes électriques.
Par le biais de la planification des ressources et des processus réglementaires, la plupart des pays occidentaux imposent le calibrage des LOLE de leur marché de l'électricité pendant 0,1 jours par an (ou 1 jour pendant 10 ans). C'est une petite quantité de temps d'arrêt prévu, mais elle reflète la gravité et le sérieux avec lesquels la fiabilité de l'électricité est traitée et combien la société moderne en dépend. LOLE n'est qu'une des mesures de fiabilité couramment utilisées dans l'adéquation des ressources, car de nombreux autres facteurs et mesures sont pris en compte lors de l'analyse de la fiabilité du réseau électrique.
Pour définir la puissance requise pour produire à partir d'un système donné, la capacité, c'est-à-dire la quantité de production pouvant être produite à plein régime, est un facteur essentiel. La capacité d'une centrale électrique est communément décrite comme la capacité de production nominale, c'est-à-dire la quantité d'énergie que le fabricant déclare pouvoir produire. D'autres mesures de la capacité électrique comprennent la capacité de production nette en été et en hiver. [20] Diverses contraintes ont un impact sur la capacité et diminuent la capacité réelle par rapport à la capacité nominale. Le facteur de capacité d'une unité de production donnée est le rapport entre l'énergie électrique produite par une unité de production pendant la période considérée et l'énergie électrique qui aurait pu être produite en fonctionnement continu à pleine puissance pendant la même période. Le facteur de capacité peut être considéré comme la fréquence à laquelle une centrale fonctionne à sa puissance maximale. L'Energy Information Administration des États-Unis (EIA) a fourni des facteurs de capacité par source d'énergie pour 2021 comme indiqué ci-dessous.
Au fur et à mesure que la transition énergétique se produit et que les IBR se répandent, les normes de fiabilité du NERC doivent être réévaluées.
La question principale lors de l'évaluation de la fiabilité du réseau est : « Quel est le risque acceptable de défaillance du système ? » En termes de fiabilité du BES, comment définir la fiabilité, qu'est-ce qui est « acceptable » et comment atteindre cette norme révisée ? Les concepteurs, les exploitants et les organismes de réglementation possèdent chacun des hypothèses internes reposant sur leurs antécédents individuels pour prendre ces décisions. L'emplacement de l'installation de production, les données historiques sur les conditions météorologiques et d'autres éléments de données entrent tous en ligne de compte dans l'analyse. Comme les sources de l'analyse évoluent constamment, il est essentiel de développer un système d'analyse dynamique tenant compte de la nature fluctuante de la production, de l'emplacement de la production, de la capacité de stockage et de nombreux autres facteurs.
Malgré la longueur de ces événements, la fiabilité est généralement évaluée en minutes ou en heures, comme le montre le graphique ci-dessous du National Renewable Energy Laboratory. [21]
L'adéquation des ressources et la planification du portefeuille deviennent des questions de premier ordre dans notre société sur le chemin de la décarbonisation. Un rapport récent de l'Energy Systems Integration Group suggère de dépasser l'approche actuelle de l'adéquation des ressources et de la planification du portefeuille. [22] Selon ce rapport, « l'augmentation rapide des niveaux d'énergie éolienne, solaire, de stockage et de flexibilité de la charge oblige l'industrie à repenser la planification de la fiabilité et les méthodes d'adéquation des ressources pour les systèmes électriques modernes. Les périodes présentant un risque de pénurie ne coïncident souvent plus avec les pics de demande - les risques de fiabilité sont moins liés aux pics de charge et plus au coucher quotidien du soleil, à la couverture nuageuse étendue, à la vitesse du vent, aux vagues de froid et de chaleur. » [23] Dans le passé, la météo affectait principalement la demande qui, à son tour, avait un impact sur l'adéquation des ressources. Avec des IBR principalement influencés par les éléments atmosphériques, les événements extrêmes météorologiques ont désormais un impact à la fois sur la demande et sur la disponibilité de la production (c'est-à-dire les ressources intermittentes).
Ainsi, alors que l'adéquation des ressources et les procédures de planification continuent d'évoluer dans le contexte de la décarbonisation, il sera toujours primordial de conserver les trois piliers de la planification du réseau électrique : accessibilité financière, durabilité et fiabilité. [24] L'accessibilité financière était autrefois simple : quel est le prix payé par le client pour l'électricité fournie, fixé par l'organisme de réglementation des services publics de l'État, en tenant compte des intrants traditionnels ? Aujourd'hui, l'accessibilité relève de l'évolution de la discussion sur la décarbonisation et comprend toujours les intrants traditionnels, mais elle doit également tenir compte d'une variété de facteurs nouvellement injectés, certains causés par les IBR, pour fixer le coût final pour le consommateur.
La NERC définit ainsi la fiabilité du réseau :
• Adéquation, ou capacité du système électrique à répondre à la demande globale d'électricité et aux besoins en énergie des utilisateurs finaux à tout moment, en tenant compte des interruptions programmées et raisonnablement prévues des éléments du système.
• Fiabilité opérationnelle (anciennement appelée sécurité), ou capacité du système électrique à résister à des perturbations soudaines telles que des courts-circuits électriques ou des pertes imprévues d'éléments du système. [25]
Suite aux problèmes décrits ici, le NERC et la FERC travaillent activement sur la fiabilité et la résilience. Par l'entremise de son comité directeur sur les questions de fiabilité, la NERC a élaboré un cadre de résilience axé sur la robustesse, l'ingéniosité, la récupération rapide et l'adaptabilité. [26]
Le risque de rupture de production peut être compensé en renforçant les investissements dans la production, c'est-à-dire en ajoutant plus de mégawatts (MW). Toutefois, ces investissements accrus se traduisent par un coût accru pour le consommateur ou simplement en termes d'accessibilité financière. Cela se produit parce que le risque, sous la forme d'énergie non fournie prévue, qui se produit à la marge extérieure de la demande de production, doit être planifié sous la forme d'une production non à risque. Dans le cas de l'énergie solaire et de l'énergie éolienne, le risque est lié à l'intermittence de la performance et doit être compensé par la certitude d'une performance élevée (disponibilité de l'énergie sous forme de stockage du combustible), c'est-à-dire par le charbon, la géothermie, l'hydroélectricité ou le nucléaire.
L'acceptabilité d'une mesure de fiabilité ne dépend pas des demandes quotidiennes du système, mais plutôt de la capacité du système à conserver la connectivité tout au long d'un événement extrême tel que les événements de plusieurs jours mentionnés ci-dessus. Un aspect majeur de la fiabilité d'un système, en plus de son fonctionnement tout au long d'un événement extrême, est sa capacité à rebondir après cet événement, c'est ce que l'on appelle généralement la résilience du système.
Un résultat de fiabilité acceptable pour les systèmes électriques de production-transport est la capacité de plier mais pas de rompre - la résilience est la capacité du système à revenir à un fonctionnement normal. La tempête hivernale Uri a mis en évidence le fait que l'impact de la performance du système en termes de température était considérablement amplifié par la durée de l'événement. Cette combinaison d'ampleur et de durée a eu un impact considérable sur la fiabilité et, à mesure que les impacts se sont multipliés, la capacité du système à rebondir a été remise en question, en évitant finalement de justesse une défaillance grâce à un important délestage.
Il est évident que la transition énergétique en cours pour la production qui est dépendante des éléments atmosphériques - solaire et éolien - affecte et déforme de manière significative les analyses de fiabilité. Le Texas possède en ce moment plus de 35 000 MW de production éolienne. Si c'était un pays à lui seul, il serait le leader mondial de l'énergie éolienne. Cette quantité représente environ un tiers de sa capacité totale de production d'électricité. Cela signifie aussi qu'un bon tiers de sa capacité peut être indisponible pour répondre à la demande de charge électrique lors d'un événement météorologique extrême, comme ce fut le cas avec la tempête hivernale Uri. Il y a 4 5 millions de Texans, soit environ 17 % de l'ensemble de la clientèle de l'ERCOT, qui connaissent de première main ses impacts réels, ce qui permet de dresser des priorités dans la façon dont la fiabilité est évaluée et dont elle est tarifée pour assurer la performance pendant ces périodes extrêmes.
Dans le cas de l'Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), le risque d'une panne générale du système a été évité pendant la tempête hivernale Uri avec seulement 4 minutes et 37 secondes d'avance. Pourtant, les données montrent visiblement qu'une fois que les températures sont remontées, la production a immédiatement augmenté, ainsi que la résilience et le rebond. Quand un système franchit ses limites de fiabilité, la seule possibilité est le délestage forcé pour éviter l'effondrement total du système. L'impact d'un effondrement total du système par rapport aux inconvénients des coupures tournantes - aussi importantes qu'elles l'aient été pour cette tempête hivernale - serait catastrophique. Le rétablissement du réseau après un effondrement total pourrait prendre beaucoup plus de temps, et les impacts et coûts qui en résulteraient pour des périodes prolongées de millions de consommateurs sans électricité seraient désastreux. Des examens judiciaires récents de ce qui s'est passé pendant la tempête hivernale Uri indiquent que, même si le Texas possède une bonne diversité de types d'actifs de production, une grande partie du système repose sur deux formes principales de production qui ont été considérablement affectées par les conditions météorologiques : le vent et le gaz naturel. La production éolienne a été affectée et directement touchée lorsque les équipements ont gelé, ce qui a provoqué une perte de production. Les installations de production de gaz naturel ont été touché, non seulement par le gel des équipements mais aussi par la pénurie de carburant. Le gel au niveau des têtes de puits de production a entraîné des réductions majeures du gaz naturel disponible. La réduction du combustible a entraîné des ruptures et des pannes dans les installations de production qui ont ensuite provoqué la perte du support électrique pour l'équipement de production de gaz naturel. Ceci a provoqué une perte supplémentaire de capacité de combustible qui a entraîné une boucle de rétroaction négative sur la capacité de production qui a continué de renforcer le problème. Comme en témoigne cet événement, le lien inextricable entre les deux sources d'énergie a aggravé les effets sur la fiabilité de l'une ou l'autre pour produire et soutenir leur infrastructure respective. Ce phénomène n'est pris en compte dans aucun des scénarios envisagés ou évalués par ERCOT, car l'évaluation de la fiabilité et la planification de l'adéquation des ressources habituelles ou actuelles tiennent compte des pics de demande plutôt que des opérations chronologiques, ainsi que des impacts coïncidents et corrélés, comme l'a montré le récent événement au Texas.
La production éolienne et la production avec du gaz naturel pourraient être considérées comme une incarnation de deux extrêmes différents de la gamme des politiques actuelles. La production éolienne représente une énergie sans carbone, à faible impact, intermittente et, dans de nombreux cas pendant les conditions météorologiques extrêmes où la performance est essentielle, non acheminable. La production d'électricité à partir de gaz naturel représente une source de carbone, même si elle est considérée comme une combustion propre et identifiée comme un « combustible de transition » dans un monde à zéro émission carbone nette, qui peut servir de charge de base sur laquelle on peut normalement compter pour ancrer la demande électrique et servir de forme de production de pic. À la suite de la tempête hivernale Uri, les deux entreprises ont été l'objet de critiques de taille concernant leur rôle dans la rupture de production. Oui, deux des questions restantes sont en jeu ici. Est-ce la technologie qui a échoué, ou est-ce l'approche actuelle de l'évaluation et de la tarification de la fiabilité ? Comment la transformation énergétique en cours l'affecte-t-elle ? Nous analyserons ces questions dans un autre article.
Quelle approche est appropriée pour définir l'hypothèse correcte et raisonnable quant à la frange de temps pour les extrêmes opérationnels ? PJM Interconnection L.L.C. (PJM), une RTO, évalue et attribue les LOLE. Selon le matériel de formation associé au modèle de tarification de la fiabilité de PJM, le critère de fiabilité repose sur l'idée que la LOLE ne doit pas dépasser une occurrence en 10 ans et la ressource requise pour répondre au critère de fiabilité est exprimée sous forme de marge de réserve installée (IRM) en pourcentage de la charge de pointe prévue. [27] Si l'on compare avec ce qui s'est passé au Texas pendant la tempête hivernale Uri, une fréquence de réitérance de un sur 10 semble raisonnable puisqu'un événement similaire s'est produit au Texas en 2011. Statistiquement, il s'agit d'une coïncidence en termes de réitérance, mais pourtant, les faits sont là : les statistiques ne tiennent pas compte de l'événement qui a duré plusieurs jours ni de l'importance de l'événement, c'est-à-dire un événement de type « du ciel noir. »
L'approche d'ERCOT pour évaluer la fiabilité consiste essentiellement à attribuer un pourcentage fixe de la charge de pointe globale prévue pour établir sa marge de réserve prévue. ERCOT et d'autres RTO et ISO gèrent les augmentations marginales de la production électrique pour répondre à la demande prévue assignée de manière complètement divergente. Alors que PJM dispose d'un marché de capacité qui fixe le prix de la capacité supplémentaire de manière à encourager les prescriptions auxiliaires pour une réserve de production accrue, l'ERCOT ne le fait pas. ERCOT a historiquement utilisé un mécanisme de tarification du marché de l'énergie uniquement pour inciter la production supplémentaire à pénétrer sur le marché. ERCOT n'utilise pas la capacité du marché. Ce que cela a potentiellement montré, c'est que, bien que ce type d'arrangement de marché fonctionne généralement pour la livraison d'énergie au quotidien, il semble être mis à mal à la marge lors d'événements climatiques extrêmes de chaleur ou de froid, mais un examen complet de l'adéquation du marché et de la comparaison des performances est en dehors de la portée de ce document. En outre, ERCOT change pour « promouvoir l'offre de production répartissable et développer un service fiable de secours. » [28]
Alors, comment ces questions se répercutent-elles sur la performance réelle en matière de fiabilité au niveau du réseau électrique de production-transport, et comment cette fiabilité est-elle correctement évaluée ? Pourquoi l'état actuel de la technologie et de la compréhension du comportement du système électrique permet-il un délestage de 20 000 MW - de l'une des plus grandes centrales électriques au monde (si ce n'est la plus grande) de l'histoire des États-Unis - qui a duré des jours entiers ? Comment cela a-t-il pu se produire dans un État qui est le premier du pays en termes de capacité totale de production électrique installée, et laisser ainsi plus de 4,5 millions de personnes sans alimentation électrique essentielle pendant un événement météorologique extrême ?
La réponse réside peut-être dans la façon dont le risque de fiabilité du système est établi et dans ce qui est considéré comme acceptable. Indépendamment de la façon dont les ISO et RTO ont historiquement défini le risque acceptable, un événement réel détermine pour nous les indicateurs actuels. Pour le Texas, une semaine de températures en dessous de zéro provoquant un délestage de plusieurs jours et atteignant un pic de 20 000 MW est le niveau de risque actuel de facto pour la fiabilité. Ce qu'il faut se demander à la suite de cet événement, c'est si cela est encore acceptable. Alors, qu'est-ce qui a changé ? Et aussi, ce qui est le plus important, qu'est-ce qui a changé ?
Alors que le rythme de la transition énergétique augmente de façon exponentielle, passant de sources d'énergie électrique basées sur le carbone à des sources d'énergie sans carbone, il est impératif de réévaluer la fiabilité et d'en fixer le prix. Aujourd'hui, l'analyse de la fiabilité reflète un ensemble de circonstances différentes, essentiellement un report des années passées. Les principes de fiabilité ont été conçus lorsque la planification impliquait des changements moins dynamiques - la centrale électrique au charbon était située dans la zone générale de l'industrie qui exigeait un approvisionnement important et les lignes de transport associées étaient planifiées en fonction du lien nécessaire entre les deux. De nos jours, les IBR sont situés où les vents soufflent et où le soleil brille. Les principes de fiabilité appliqués ne tiennent pas compte du fait que la nouvelle génération n'est pas placée de la même manière qu'autrefois. Cela équivaut à tracer des routes vers des villes inexistantes ou de se fier aux mêmes routes qu'il y a 50 ans. Jonathan Schneider et Jonathan Trotta ont suggéré dans leur article intitulé « De quoi parlons-nous quand nous parlons de résilience » que « la diffusion de la responsabilité sur le réseau électrique ainsi que des défis radicalement différents rencontrés dans chaque région du pays, et qui exigent une réponse à multiples facettes et nuancée au défi de la résilience. Ceci en reconnaissant les diverses juridictions en jeu, la nature différente du défi dans les différentes régions ainsi que la portée et les limites substantielles de chacune des autorités potentiellement pertinentes. » [29] Pour résumer leur point de vue, les organismes réglementaires fédéraux, étatiques et locaux doivent s'unir dans leurs efforts pour maintenir une fiabilité et une résilience adéquates du système électrique.
De nombreux enseignements ont été tirés de la tempête hivernale Uri et d'autres événements de force majeure similaires. Nous avons appris que les risques de fiabilité du système électrique de production-transport comportent une myriade de considérations, notamment des impacts imprévus sur la disponibilité du combustible, la pertinence de l'échelle temporelle de la fiabilité et la diversité du combustible, parmi de nombreuses autres variables. Comme nous l'avons vu avec les effets sur la production de gaz naturel, les impacts liés à la disponibilité du combustible pour le réseau local ont été multipliés. Aujourd'hui, nous avons besoin d'une approche de planification dynamique qui change pour refléter les entrées en constante évolution de la matrice de fiabilité.
Enfin, comment l'impact potentiel de la transition énergétique sur la fiabilité affecte-t-il les services qui gèrent les risques liés aux conséquences d'une tempête ? Les secours ? Les assurés et les assureurs ? Qualitativement, ces impacts sont significatifs et doivent s'inscrire dans l'évaluation de la fiabilité. La façon dont nous définissons le risque acceptable en ce qui concerne la fiabilité du réseau doit évoluer au même rythme que les systèmes eux-mêmes, et il faudra revoir à la fois les paramètres et la façon dont les résultats de ces paramètres sont évalués sur le marché. Nous poursuivons notre surveillance du marché et comptons sur la fiabilité d'un monde décarboné.
Nous remercions nos collègues John F. Peiserich, John Dulude, PE, MBA, et Chris Norris, PMP, CMRP pour leur expertise et leur perspicacité qui ont grandement contribué à cette recherche.
John Peiserich est vice-président directeur et responsable de cabinet au sein du département Environnement, santé et sécurité de J.S. Held. Grâce à ses plus de 30 années d’expérience, John fournit des services de conseil et d’expert aux entreprises de l’industrie lourde et du domaine légal dans tout le pays, principalement dans le domaine du pétrole, du gaz, de l’énergie et des services publics, y compris en tant que témoin expert dans des procédures d'arbitrage et devant des juridictions étatiques et fédérales. Il a une vaste expérience dans l’évaluation des risques associés aux obligations de conformité potentielles et quotidiennes. Il développe des stratégies autour de ces obligations et travaille à la mise en œuvre d’une stratégie de conformité axée sur le client. M. Peiserich donne des consultations en tant qu’analyste indépendant dans le cadre du programme Suspension et exclusion de l’EPA (Agence de protection de l'environnement). John apporte un soutien méthodique aux clients en faisant face aux problèmes de réglementation et législatifs dans les litiges relevant de l’énergie, de l’environnement, du pétrole et du gaz.
Vous pouvez contacter John à l'adresse [e-mail protégé] ou au +1 504 360 8373.
John Dulude est vice-président principal et dirige les services de transition énergétique au sein du
Vous pouvez contacter John à l'adresse [e-mail protégé] ou au +1 843 977 1441.
Chris Norris est vice-président au sein du cabinet environnement, santé et sécurité de J.S. Held. Il travaille dans le service de transition énergétique. 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.
[1] 181 FERC ¶ 61,124, 181 FERC ¶ 61,125 et 181 FERC ¶ 61, 126
[2] 181 FERC ¶ 61,124 a utilisé le terme IBR « pour inclure toutes les installations de production qui se connectent au système électrique à l'aide de dispositifs électroniques de puissance qui transforment l'énergie en courant continu (CC) produite par une ressource en énergie en courant alternatif (CA) compatible avec les systèmes de distribution et de transmission. Cette ordonnance ne concerne pas les IBR connectés au système de distribution. » L'avis de proposition de réglementation (NOPR) utilise un langage similaire.
[3] Le système de production-transport de l'électricité est défini dans le Federal Power Act (FPA) comme les installations et les systèmes de contrôle nécessaires à l'exploitation d'un réseau interconnecté de transport d'énergie électrique (ou toute partie de celui-ci), et l'énergie électrique provenant des installations de production nécessaires à la préservation de la fiabilité du réseau de transport. Ce terme n'inclut pas les installations utilisées pour la distribution locale de l'énergie électrique. 16 U.S.C. 824o(a)(1).
[4] 181 FERC ¶ 61,124 dans ¶5.
[5] 181 FERC ¶ 61,125, FN 12. Rapports des perturbations de la NERC pour les IBR (1) le feu de Blue Cut (16 août 2016) ; (2) le feu du Canyon 2 (9 octobre 2017) ; (3) forêt Angeles (20 avril 2018) ; (4) Palmdale Roost (11 mai 2018) ; (5) San Fernando (7 juillet 2020) ; (6) le premier événement à Odessa, au Texas (9 mai 2021) ; (7) le deuxième événement à Odessa, au Texas (26 juin 2021) ; (8) Victorville (24 juin 2021) ; (9) Tumbleweed (4 juillet 2021) ; (10) Windhub (28 juillet 2021) ; (11) Lytle Creek (26 août 2021), et (12) perturbations du vent de Panhandle (22 mars 2022).
[6] https://www.nerc.com/comm/RSTC_Reliability_Guidelines/NERC_2022_Odessa_Disturbance_Report%20%281%29.pdf, dernière consultation le 8 décembre 2022.
[7] https://www.nerc.com/AboutNERC/Pages/default.aspx, dernière consultation le 8 décembre 2022.
[8] ordonnance de la FERC sur la résilience du réseau, voir note supra 22, dans P 13. La FERC sollicite des commentaires sur cette définition.
[9] JD Taft, PhD, Electric Grid Resilience and Reliability for Grid Architecture (Novembre 2017).
[10] J.S. Held, Dulude, J.C., livre blanc, Le stockage de l'énergie et son impact potentiel sur les risques commerciaux, 2022.
[11] https://www.nationalgrideso.com/electricity-explained/how-do-we-balance-grid/what-inertia
[13] https://eta-publications.lbl.gov/sites/default/files/feur_11_resilience_final_20190401v2.pdf
[14] Ibid dans 6.
[15] Ibid dans 7.
[16] Analyse des impacts des événements extrêmes, du gaz naturel et d'autres imprévus sur l'adéquation des ressources. EPRI, Palo Alto, CA: 2021. 3002019300.
[17] Ibid dans vii-viii.
[18] La NERC a été créée en réponse de la panne générale de 1965 dans le Nord-Est. Le mardi 9 novembre, 1965, à 5 h 16 pm heure de l'Est, une importante perturbation du système en cascade a entraîné la perte de 20 000 MW de charge, affectant 30 millions de personnes. Cette panne a duré 13 heures et a été la plus importante perturbation de l'approvisionnement en électricité à ce moment-là dans l'histoire de l'industrie électrique. Elle a touché certaines parties de l'Ontario au Canada ainsi que le Connecticut, le Massachusetts, le New Hampshire, le New Jersey, New York, le Rhode Island, la Pennsylvanie et le Vermont aux États-Unis. La coupure générale de 1965 du Nord-Est a été causée par un relais de protection de secours sur l'une des cinq lignes entre une centrale électrique de l'Ontario et Toronto. La redistribution du courant sur les quatre lignes restantes a provoqué le même « déclenchement » qui s'est ensuite propagé en cascade à travers l'Ontario et le Nord-Est des États-Unis. Chaque déclenchement avait essentiellement pour but de prévenir les dommages physiques à divers composants du réseau électrique.
[20] https://www.energy.gov/ne/articles/what-generation-capacity, dernière consultation le 8 décembre 2022.
Rapport technique du [21] National Renewable Energy Laboratory (NREL), NREL/TP-6A20-72578, janvier 2019.
[22] https://www.esig.energy/resource-adequacy-for-modern-power-systems/
[23] Energy Systems Integration Group. 2021. Redéfinir l'adéquation des ressources pour les systèmes électriques modernes. Rapport du groupe de travail pour redéfinir l'adéquation des sources. Reston, Virginie.
[24] Ibid, P.1.
[26] Ibid
[27] RPM 101 Aperçu du modèle de tarification de la fiabilité, PJM State & Member Training Dept., non daté, diapositive 12.
[28] https://interchange.puc.texas.gov/Documents/52373_336_1180125.PDF
[29] Schneider, J., et Trotta, J., De quoi parlons-nous quand nous parlons de résilience, The Energy Bar Association, 14 nov. 2018.
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