Au milieu d'un changement massif d'énergie propre aux États-Unis, les opérateurs de réseau jouent au catch

Nov 21, 2023

Le parc éolien GE-Alstom Block Island à New Shoreham, Rhode Island. (Scott Eisen/Getty Images)

Pendant la majeure partie du siècle dernier, le système d'alimentation électrique américain a évolué autour de grandes centrales électriques, principalement à combustibles fossiles, fournissant de l'électricité aux résidences, aux entreprises et à l'industrie via un réseau de fils de transmission et de distribution qui sont collectivement appelés le réseau électrique.

Mais alors que la menace du changement climatique entraînée par la pollution par le carbone devient plus grave et que les progrès technologiques font du stockage éolien, solaire et des batteries des options toujours moins chères pour alimenter les maisons et les entreprises, les États, les entreprises et les électeurs poussent de plus en plus à décarboner agressivement le réseau.

La production d'électricité a entraîné plus de 1,7 milliard de tonnes d'émissions de dioxyde de carbone en 2020, selon l'US Energy Information Administration, et a représenté environ un quart de toutes les émissions de carbone aux États-Unis. Les transports contribuent à 27 % supplémentaires, et les politiques visant à accélérer l'adoption des véhicules électriques, y compris dans la loi sur la réduction de l'inflation récemment adoptée, reposent sur l'électricité nécessaire pour recharger toutes ces voitures à batterie produites proprement.

Trente États et Washington, DC, ont des besoins actifs en énergie renouvelable ou propre, et trois autres États ont des objectifs volontaires en matière d'énergie renouvelable, selon la Conférence nationale des législatures d'État. Et les grandes entreprises – d'Amazon, Target et Microsoft à Boeing et Google – deviennent également de plus en plus de grands consommateurs d'énergie verte.

Cet élan collectif a conduit à un flot de développement des énergies renouvelables - des milliers de projets, des milliards de dollars en capital et des milliers d'emplois - mais acheminer cette électricité aux clients est plus compliqué que de simplement construire des panneaux solaires et des éoliennes.

Des millions de clients électriques américains se trouvent dans des territoires gérés par des entités appelées organisations régionales de transport ou gestionnaires de réseau indépendants, qui sont chargées de gérer le flux d'électricité sur le réseau, de gérer les marchés électriques, d'assurer la fiabilité et de superviser les nouvelles interconnexions.

Et tandis que les opérateurs de réseau disent qu'ils font de leur mieux pour gérer la transition vers les énergies renouvelables tout en garantissant la fiabilité et en maintenant des coûts stables, les critiques affirment qu'ils ont été pris au dépourvu et qu'ils ne font que maintenant face aux nouvelles exigences d'un système électrique en mutation sur leurs marchés et les files d'attente d'interconnexion. Cela crée un goulot d'étranglement qui bloque des milliers de projets qui pourraient aider à créer un réseau plus propre et plus résistant et qui fait trébucher les objectifs d'énergie propre de l'État.

La Commission fédérale de réglementation de l'énergie a créé des normes pour les organismes de transport régionaux dans une ordonnance de 1999, en partie pour stimuler une meilleure gestion du réseau régional et des marchés de gros de l'électricité plus compétitifs.

À l'heure actuelle, sept organismes de transport régionaux ou gestionnaires de réseau indépendants opèrent aux États-Unis. Le plus grand, PJM, est l'un des plus grands marchés de gros de l'électricité au monde et coordonne le mouvement de l'électricité dans tout ou partie de 13 États et de Washington, DC, un territoire qui compte 65 millions d'habitants. Environ les deux tiers des clients électriques américains vivent dans une zone où le service est géré par une organisation de transmission régionale (RTO) ou un opérateur de système indépendant (ISO), selon l'Agence américaine de protection de l'environnement.

Dans l'Ouest et le Sud-Est, les clients sont généralement desservis par des services publics traditionnels qui sont généralement intégrés verticalement (ce qui signifie qu'ils sont responsables de la production, de la transmission et de la distribution d'électricité à leurs clients) qui font leur propre planification et échangent de l'énergie entre eux, mais pas dans le cadre d'un marché organisé comme dans un RTO, a déclaré Seth Blumsack, professeur de politique énergétique et d'économie à Penn State.

Les différences entre un RTO et un ISO sont en grande partie techniques, la FERC définissant des exigences spécifiques pour les RTO.

"Ils font fonctionnellement la même chose de nos jours", a déclaré Jeff Dennis, directeur général et avocat général d'Advanced Energy Economy, un groupe commercial qui représente plus de 100 entreprises travaillant dans les domaines de l'efficacité énergétique, de la réponse à la demande, du stockage de l'énergie, du solaire, de l'éolien, de l'hydroélectricité, du nucléaire, des véhicules électriques, des biocarburants et des technologies de réseau intelligent.

«Il y a en quelque sorte trois raisons pour lesquelles ils sont importants: les marchés, la transmission et la fiabilité», a déclaré Casey Roberts, avocat principal du Sierra Club qui se concentre sur les organisations de transmission régionales. "Ces marchés et la façon dont ils sont conçus déterminent ce que les générateurs de revenus gagnent et à quelle fréquence ils fonctionnent."

Parce qu'ils sont chargés de gérer le réseau et d'en assurer la fiabilité, les RTO et les ISO supervisent également les nouvelles connexions pour les groupes électrogènes. Et à travers le pays, ils ont été enterrés au cours des dernières années par une avalanche de demandes d'interconnexion, principalement de la part de développeurs éoliens et solaires et, de plus en plus, de stockage de batteries, en partie stimulées par le faible coût de ces sources de production et aussi à la suite des politiques d'énergie propre des États.

"Un certain nombre de ces RTO ont des systèmes de décision qui ont été conçus pour une époque révolue du réseau", a déclaré Blumsack. "Ils ont été en quelque sorte conçus lorsque vos participants au marché étaient des propriétaires de transmission, des propriétaires de grandes générations, des services publics. Comme vous avez des mandats pour les nouvelles technologies et tous ces nouveaux acteurs du marché émergents, il a été difficile pour certains RTO de les intégrer."

L'exemple le plus frappant de cette dynamique a été les files d'attente d'interconnexion, dans lesquelles des milliers de projets, principalement éoliens et solaires, languissent en attendant l'approbation pour se connecter au réseau. Il y a eu peu d'expansion de la transmission régionale et interrégionale au cours de la dernière décennie, a déclaré John Moore, directeur du projet Sustainable FERC du Natural Resources Defense Council. Par exemple, l'énergie éolienne est abondante dans certaines parties du Midwest et de l'Ouest, mais elle a besoin de lignes de transmission à longue portée pour l'acheminer vers les centres de population qui constituent l'essentiel de la charge électrique.

"Avec toutes ces pressions sur le réseau, il était dans une certaine mesure prévisible mais regrettable que nous soyons à ce stade – avec un gros arriéré et des retards pour les projets renouvelables", a déclaré Moore.

Dans de nombreux cas, les développeurs ne peuvent pas non plus obtenir de bonnes informations sur les coûts de cette connexion et sur les mises à niveau de réseau associées qu'ils devront payer avant l'application, selon Roberts et d'autres critiques, ce qui conduit les développeurs à déposer plusieurs projets juste pour trouver le meilleur endroit pour installer un seul panneau solaire, par exemple.

"Habituellement, les développeurs ne commencent pas à mettre de l'acier dans le sol tant qu'ils n'ont pas les résultats de leur étude d'interconnexion", a déclaré Roberts. "Parfois, les coûts d'interconnexion peuvent représenter plus de 50 % du coût du projet."

De nombreux opérateurs de réseau ont du mal à gérer leurs files d'attente d'interconnexion. Par exemple, le Midcontinent Independent System Operator, ou MISO, qui englobe une partie ou la totalité des 15 États s'étendant du Minnesota à la Louisiane, compte des centaines de projets, principalement éoliens et solaires, dans sa file d'attente d'interconnexion, qui représentaient une capacité de plus de 118 000 mégawatts au 19 septembre. Cependant, MISO a obtenu un plan de réforme de l'interconnexion approuvé par la FERC plus tôt cette année qui vise à rationaliser le processus.

Mais nulle part le problème n'a été plus prononcé qu'au sein de PJM, dont le siège social est situé près de Philadelphie.

"Ils existent dans de très nombreux endroits du pays", a déclaré Dennis d'Advanced Energy Economy. "PJM vient d'être le pire exemple de ces dernières années."

Début septembre, PJM avait plus de 2 500 projets en attente avec une capacité totale de plus de 225 000 mégawatts, selon Ken Seiler, vice-président de la planification de PJM. Pour une certaine perspective, c'est plus que la production maximale de toute la production d'électricité dans la région PJM en ce moment (environ 185 000 MW).

"Voici la chose folle à propos de l'arriéré d'interconnexion dans lequel PJM se retrouve", a déclaré Lorig Charkoudian, membre démocrate de la Maryland House of Delegates dont le district est juste à l'extérieur de Washington. "PJM vous dirait que ce qu'ils font, ce dont ils sont fiers, c'est qu'ils prévoient et qu'ils planifient. Ici, nous avons une situation où vous auriez pu absolument prévoir ce moment si vous le vouliez."

Charkoudian, un économiste, cite des exemples tels que les règles de PJM qui ont depuis été révisées mais qui ont initialement pénalisé les sources d'énergie renouvelables essayant de participer au marché de capacité de PJM. Elle a également critiqué les restrictions précédentes de l'opérateur de réseau sur le stockage des batteries comme entravant le Maryland et d'autres États avec des plans agressifs de décarbonisation.

"Vous saviez que ce moment arrivait, vous aviez une structure en place qui était irréalisable.

La prévision est ce que vous faites. Répare le. Et le réparer il y a 10 ans", a-t-elle déclaré.

PJM et d'autres RTO disent qu'ils le sont.

"La file d'attente de planification existante a été conçue pour traiter des ressources de production centralisées plus importantes et beaucoup moins nombreuses", a déclaré Seiler, vice-président de la planification de PJM. "Il n'a pas non plus été conçu pour éliminer les nombreux projets spéculatifs qui pourraient ne pas disposer du financement ou d'autres moyens nécessaires pour mener à bien le projet."

Un nouveau processus d'interconnexion développé par un groupe de travail PJM à partir de 2021 a été déposé pour approbation auprès de la FERC et passera à une "base du premier prêt, premier servi plutôt que du premier arrivé, premier servi". Le nouveau cadre comprend également une approche "cluster" pour étudier les coûts d'interconnexion, réduire le nombre d'études supplémentaires requises lorsque les projets sont modifiés et rationaliser les interconnexions pour les projets "qui ne contribuent pas au besoin de mises à niveau du réseau".

« Parallèlement aux révisions du processus, PJM a étudié plus de projets que tous les autres RTO combinés en 2020, ce qui a conduit à une production de 30 000 MW complétant le processus d'étude et ayant signé les accords finaux en cours. Malgré cela, seulement 1 500 MW de production ont été commercialisés en 2022, car les développeurs sont confrontés à des défis supplémentaires au-delà du processus d'étude d'interconnexion », a déclaré Seiler.

Pour certains développeurs d'énergies renouvelables, défenseurs de l'environnement et politiciens d'État, cependant, c'est une solution imparfaite. D'une part, PJM propose de geler sa file d'attente pendant deux ans pour traiter l'arriéré, créant des retards pour les projets qui n'ont pas encore été déposés. (En comparaison, MISO s'efforce de réduire son processus de demande d'interconnexion à environ un an, sans aucun gel des nouvelles demandes.) À l'avenir, PJM envisage de traiter les nouvelles demandes d'interconnexion dans un délai de deux ans.

Dans des commentaires à la FERC, l'Organisation des États PJM, qui représente les commissions de la fonction publique des États sur le territoire PJM, a qualifié les réformes de "pas dans la bonne direction" et d'"amélioration considérable des processus existants qui entravent la capacité de certains États à atteindre leurs objectifs politiques".

Cependant, alors que le groupe a encouragé la FERC à approuver le plan, il s'est dit "profondément préoccupé par le fait que, même dans le cadre des réformes proposées par PJM, un projet entrant dans la file d'attente aujourd'hui pourrait ne pas être en mesure de réaliser une opération commerciale avant 2030 environ".

Outre les problèmes de file d'attente, les critiques affirment que les marchés de capacité comme celui de PJM, destinés à garantir qu'il y a suffisamment d'électricité disponible pour gérer les pics de charge, sont inclinés vers les générateurs de combustibles fossiles et permettent aux centrales électriques anciennes, inefficaces et polluantes de boiter plutôt que d'être mises à la retraite ainsi que de facturer aux clients électriques la capacité dont ils n'ont pas besoin.

"En termes de rôle, les RTO sont à la fois d'une importance cruciale pour la transition vers une énergie propre, mais aussi, sans réforme de leurs marchés, un obstacle potentiel à la transition vers une énergie propre", a déclaré Dennis.

Les marchés RTO, a déclaré Dennis, ont été conçus il y a 20 à 25 ans autour de la génération de l'époque, principalement des centrales au charbon, au gaz et nucléaires.

"Les ressources sur lesquelles nous compterons à l'avenir ont des caractéristiques techniques et opérationnelles différentes", a-t-il déclaré. "C'est vraiment là où nous en sommes sur un marché comme PJM. Nous essayons de faire évoluer ces règles."

Seiler, le vice-président de PJM, a déclaré que l'organisation est "engagée dans une transition énergétique fiable en facilitant de manière rentable et fiable les politiques de décarbonation de l'État (et d'autres politiques de l'État) grâce à nos marchés concurrentiels, nos opérations et nos processus de planification.

"C'est au cœur de presque tout ce que nous faisons aujourd'hui."

Cependant, pour les développeurs et les défenseurs des énergies renouvelables, il y a des signes que les RTO travaillent mieux avec les États pour les aider à atteindre leurs objectifs.

MISO a récemment approuvé plus de 10 milliards de dollars pour 18 projets de transmission comprenant plus de 2 000 miles de lignes de transmission dans le haut Midwest, notamment dans le Michigan, le Wisconsin, l'Illinois, l'Indiana, l'Iowa, le Minnesota, le Missouri et les Dakotas. Le plan "représente l'effort d'étude de transmission le plus complexe de l'histoire de MISO", a déclaré l'opérateur de réseau, et offrira une multitude d'avantages pour le réseau.

"Les objectifs d'énergie propre et sans carbone fixés par les services publics membres de MISO, les politiques des gouvernements des États et des municipalités et les préférences des clients continuent de stimuler la croissance des projets éoliens, solaires, de batteries et hybrides", a déclaré MISO. "Alors que la région est confrontée à la fois à une flotte de ressources en évolution et à une prévalence accrue d'événements météorologiques extrêmes, la capacité de déplacer l'électricité de l'endroit où elle est produite vers l'endroit où elle est le plus nécessaire devient primordiale."

PJM a également conclu un nouvel accord avec le Board of Public Utilities du New Jersey, qui s'est fixé un objectif ambitieux de développement de l'énergie éolienne offshore (7 500 mégawatts d'ici 2035) qui permettra un "processus de transmission concurrentiel unique en son genre" administré par PJM, qui devrait réduire les coûts d'acheminement de cette électricité éolienne vers les clients, tant que le New Jersey gère la facture à l'intérieur de ses propres frontières.

"La disposition permet à un État, ou à un groupe d'États, de proposer un projet pour aider à réaliser les exigences de politique publique de l'État tant que l'État (ou les États) accepte de payer tous les coûts de toute construction sélectionnée par l'État", a déclaré PJM dans un communiqué de presse.

Ensuite, il y a ce que Dennis, d'Advanced Energy Economy, a appelé un "programme agressif" de la FERC elle-même pour aider à faciliter la transition vers les énergies renouvelables pour les opérateurs de réseau et les développeurs.

Une récente ordonnance de la FERC, par exemple, ordonne aux RTO et aux ISO de supprimer les obstacles à la participation au marché de l'électricité pour le stockage de l'énergie, une technologie cruciale pour équilibrer la nature intermittente de l'énergie éolienne et solaire.

Et deux autres règles majeures proposées traitent respectivement de la transmission et de l'interconnexion.

"Qui paie pour la transmission est l'un des plus grands obstacles à la construction de la transmission", a déclaré Dennis. "La FERC essaie de rationaliser cela en déterminant qui sont les bénéficiaires de manière standardisée." L'espoir est que le changement éliminera l'une des objections les plus courantes des États à la nouvelle transmission – que leurs résidents paient pour cela sans en tirer suffisamment d'avantages, a déclaré Dennis.

La règle d'interconnexion proposée vise carrément à accélérer les files d'attente pour connecter la nouvelle génération d'électricité au réseau.

« Fin 2021, il y avait plus de 1 400 gigawatts de production et de stockage en attente dans les files d'attente d'interconnexion dans tout le pays. C'est plus du triple du volume total d'il y a cinq ans à peine. Les projets sont désormais confrontés à un délai moyen de plus de trois ans pour se connecter au réseau », a déclaré la FERC dans un communiqué de juin.

Les composants principaux sont :

"Ils sont certainement tous les deux des pas dans la bonne direction", a déclaré Roberts, l'avocat du Sierra Club. "Il est vraiment important pour la FERC d'établir une base de transmission et d'interconnexion qui fonctionnera mieux pour les consommateurs."

par Robert Zullo, examinateur du Nebraska 26 septembre 2022

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Robert Zullo est un journaliste national sur l'énergie basé dans le sud de l'Illinois, spécialisé dans les énergies renouvelables et le réseau électrique. Robert a rejoint States Newsroom en 2018 en tant que rédacteur en chef fondateur du Virginia Mercury. Avant cela, il a passé 13 ans en tant que journaliste et rédacteur en chef dans des journaux de Virginie, du New Jersey, de Pennsylvanie et de Louisiane. Il est titulaire d'un baccalauréat du College of William and Mary à Williamsburg, en Virginie. Il a grandi à Miami, en Floride, et dans le centre du New Jersey. Il peut être joint à [email protected]