Neil Etter, opérateur de salle de contrôle à la centrale électrique H. Wilson Sundt de Tucson Power.
Tucson Power a déclaré qu'elle disposait de suffisamment d'énergie pour répondre aux pics de demande plus élevés prévus et maintenir les climatiseurs en marche cet été.
Mais avec le passage des centrales à charbon aux ressources solaires et éoliennes, des températures estivales plus extrêmes et un marché de l'électricité plus tendu dans l'ouest, les plans pour éviter les pannes deviennent plus délicats, ont déclaré TEP et d'autres services publics aux régulateurs de l'État la semaine dernière.
Selon une nouvelle étude sponsorisée par TEP et d'autres services publics du Sud-Ouest, d'ici 2025, si tous les projets d'énergie renouvelable prévus dans le Sud-Ouest ne sont pas achevés à temps, ils ne seront pas en mesure de répondre à la demande croissante d'électricité.
Lors de l'atelier annuel de préparation estivale de la Commission des sociétés de l'Arizona la semaine dernière, les responsables de TEP et de la société sœur de services publics ruraux UniSource Energy Services ont déclaré qu'ils disposaient d'une capacité de production suffisante pour répondre à la demande estivale de pointe qui devrait dépasser les niveaux de 2021.
« Nous disposons d'un approvisionnement énergétique suffisant et nous sommes bien préparés à affronter la chaleur estivale et la forte demande énergétique », a déclaré Joe Barrios, porte-parole du TEP. « Cependant, nous surveillerons de près la météo et le marché régional de l'énergie. Nous avons des plans d'urgence en cas d'urgence. »
Arizona Public Service, le plus grand service public d'électricité de l'État, le projet autonome Salt River et Arizona Electric Cooperative, qui alimente les coopératives électriques rurales de l'État, ont également déclaré aux régulateurs qu'ils disposaient de suffisamment d'électricité pour répondre à la demande estivale prévue.
La fiabilité estivale est une préoccupation majeure depuis août 2020, lorsque les pénuries d'électricité pendant la vague de chaleur historique de l'Ouest ont incité les gestionnaires du réseau de transport californien à mettre en œuvre des coupures de courant tournantes pour éviter un effondrement complet du système.
L'Arizona a réussi à éviter les pannes en partie grâce à des programmes de réponse à la demande et à des efforts de protection des clients, mais les contribuables de l'État ont supporté le coût de la flambée des prix régionaux de l'électricité pendant la crise.
Dans toute la région, la planification des ressources est devenue plus difficile en raison des températures estivales extrêmes et de la sécheresse, des restrictions sur les importations d'électricité de la Californie, des chaînes d'approvisionnement et d'autres facteurs affectant les projets solaires et de stockage, a déclaré Lee Alter, directeur de la planification des ressources pour TEP et UES, aux régulateurs.
Sur la base d'une demande qui reflète les températures estivales moyennes, le service public entrera dans l'été avec une marge de réserve brute (générant plus que la demande prévue) de 16 %, a déclaré Alter.
Le technicien Darrell Neil travaille dans l'un des halls de la centrale électrique H. Wilson Sundt à Tucson, qui abrite cinq des dix moteurs à combustion interne alternatifs de TEP.
Les marges de réserve offrent aux services publics une protection contre une demande plus élevée que prévu due à des conditions météorologiques extrêmes et à des perturbations de l’approvisionnement, telles que des fermetures imprévues de centrales électriques ou des dommages causés par des incendies de forêt aux lignes de transmission.
Le Western Electric Power Coordinating Board a déclaré qu'une marge de réserve annuelle de 16 % était nécessaire pour maintenir des ressources adéquates dans le désert du sud-ouest, y compris l'Arizona, jusqu'en 2021.
Arizona Public Service Co. s'attend à ce que la demande de pointe augmente de près de 4 % pour atteindre 7 881 mégawatts et prévoit de conserver une marge de réserve d'environ 15 %.
Ort a déclaré qu'il était difficile de trouver suffisamment de sources d'énergie supplémentaires, telles que des contrats fixes pour la transmission future de l'électricité, pour élargir les marges de réserve dans un contexte de marchés de l'électricité tendus en Occident.
« Dans le passé, il y avait suffisamment de capacité dans la région pour que si vous en vouliez plus, vous alliez en acheter davantage, mais le marché s'est vraiment resserré », a déclaré Alter au comité des entreprises.
Alter a également souligné les inquiétudes croissantes selon lesquelles une sécheresse prolongée dans le bassin du fleuve Colorado pourrait arrêter la production d'hydroélectricité au barrage de Glen Canyon ou au barrage Hoover, tandis que l'opérateur du réseau électrique de Californie poursuit une politique adoptée l'année dernière pour limiter l'exportation d'électricité d'urgence.
Barrios a déclaré que TEP et UES ne dépendent pas des barrages du fleuve Colorado pour leur production d'énergie hydroélectrique, mais la perte de ces ressources signifierait une diminution de la capacité énergétique disponible dans la région et entraînerait une hausse de la pénurie et des prix.
Du côté positif, TEP a commencé la semaine dernière à participer au Western Energy Imbalance Market, un marché de gros de l'électricité en temps réel pour environ 20 services publics gérés par le California Independent System Operator.
Bien que n'augmentant pas la capacité de production d'électricité, le marché aidera TEP à équilibrer les ressources intermittentes telles que l'énergie solaire et éolienne, à prévenir l'instabilité du réseau et à améliorer la fiabilité du système, a déclaré Alter.
Tucson Power et d'autres services publics ont déclaré la semaine dernière aux régulateurs de l'État que les plans visant à éviter les pannes devenaient plus difficiles dans un contexte de transition des centrales au charbon vers les ressources solaires et éoliennes, de températures estivales plus extrêmes et d'un marché de l'énergie occidental restreint.
Citant une étude récente d'Environmental + Energy Economics (E3), Alter a déclaré que TEP et d'autres services publics du Sud-Ouest sont confrontés à des défis importants pour répondre à la demande de pointe en électricité alors qu'ils passent de la production au charbon dans les années à venir.
« La croissance de la charge et le déclassement des ressources créent un besoin important et urgent de nouvelles ressources dans le Sud-Ouest », a déclaré E3, un rapport commandé par TEP, Arizona Public Service, Salt River Project, Arizona Electric Cooperative, El Paso Power et New Mexico Public Service Corporation.
« Le maintien de la fiabilité régionale dépendra de la capacité des services publics à ajouter de nouvelles ressources suffisamment rapidement pour répondre à cette demande croissante et exiger un rythme de développement sans précédent dans la région », conclut l’étude.
Dans toute la région, les services publics seront confrontés à un déficit de production de près de 4 GW d’ici 2025, les ressources et les centrales existantes étant actuellement en cours de développement. 1 GW ou 1 000 MW de capacité solaire installée suffisent à alimenter environ 200 000 à 250 000 foyers dans la région TEP.
Southwest Utilities se prépare à une demande plus élevée, s'engageant à ajouter environ 5 gigawatts de nouvelle puissance, avec l'intention d'en ajouter 14,4 gigawatts supplémentaires d'ici 2025, selon le rapport.
Mais le rapport E3 indique que tout retard dans les plans de construction de l'entreprise pourrait entraîner de futures pénuries d'électricité, augmentant potentiellement les risques de fiabilité du système pendant une décennie ou plus.
« Bien que ce risque puisse sembler faible dans des circonstances normales, les perturbations de la chaîne d’approvisionnement, les pénuries de matériaux et les marchés du travail tendus ont eu un impact sur les délais des projets dans tout le pays », indique l’étude.
En 2021, TEP a ajouté 449 mégawatts de ressources éoliennes et solaires, permettant à l'entreprise de fournir environ 30 % de son électricité à partir de sources renouvelables.
Selon une nouvelle étude sponsorisée par TEP et d'autres services publics du Sud-Ouest, d'ici 2025, si tous les projets d'énergie renouvelable prévus dans le Sud-Ouest ne sont pas achevés à temps, ils ne seront pas en mesure de répondre à la demande croissante d'électricité.
TEP a un projet solaire en construction, le projet solaire photovoltaïque Raptor Ridge de 15 MW près d'East Valencia Road et de l'Interstate 10, qui devrait être mis en service plus tard cette année, alimenté par le programme d'abonnement solaire client GoSolar Home.
Début avril, TEP a annoncé un appel d'offres toutes sources pour un maximum de 250 mégawatts d'énergie renouvelable et de ressources d'efficacité énergétique, y compris l'énergie solaire et éolienne, et un programme de réponse à la demande pour réduire la consommation pendant les périodes de forte demande. TEP recherche également des ressources de « capacité fixe » allant jusqu'à 300 MW, y compris des systèmes de stockage d'énergie qui fournissent au moins quatre heures par jour en été, ou des plans de réponse à la demande.
L'UES a lancé des appels d'offres pour un maximum de 170 MW d'énergies renouvelables et de ressources d'efficacité énergétique et jusqu'à 150 MW de ressources de capacité d'entreprise.
TEP et UES prévoient que la nouvelle ressource sera opérationnelle de préférence d’ici mai 2024, mais au plus tard en mai 2025.
Plancher du générateur de turbine à la centrale électrique H. Wilson Sundt au 3950 E. Irvington Road en 2017.
Face à la fermeture imminente des centrales électriques au charbon, TEP doit agir rapidement, notamment en arrêtant en juin l'unité 1 de 170 mégawatts de la centrale électrique de San Juan, dans le nord-ouest du Nouveau-Mexique.
Barrios a déclaré que le maintien d'une capacité de production suffisante était toujours un problème, mais que TEP s'en sortait mieux que certains de ses voisins régionaux.
Il a cité la New Mexico Public Service Corporation, qui a déclaré aux régulateurs qu'elle n'avait aucun dépôt de réserve de capacité en juillet ou en août.
En février, New Mexico Public Service a décidé de maintenir en activité une autre unité de production d'électricité au charbon restante à San Juan jusqu'en septembre, trois mois après la date prévue de sa mise hors service, afin d'augmenter sa marge de réserve estivale.
TEP travaille également sur un programme de réponse à la demande dans lequel les clients permettent aux services publics de réduire leur consommation d'électricité pendant les périodes de pointe pour éviter les pénuries, a déclaré Barrios.
Le service public peut désormais travailler avec les clients commerciaux et industriels pour réduire rapidement la demande jusqu'à 40 mégawatts, a déclaré Barrios, et il existe un nouveau programme pilote qui permet à certains habitants d'appartements de recevoir un crédit de facture trimestriel de 10 $ pour réduire la demande. Leur utilisation du chauffe-eau est en période de pointe.
Le service public s'associe également à Tucson Water pour une nouvelle campagne « Beat the Peak » visant à inciter les clients à réduire leur consommation d'énergie pendant les heures de pointe, qui sont généralement de 15 heures à 19 heures en été, a déclaré Barrios.
La campagne comprendra des publications sur les réseaux sociaux et des vidéos invitant les clients à explorer les plans tarifaires et les options d'efficacité énergétique pour aider à réduire la consommation aux heures de pointe, a-t-il déclaré.
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Les gens remplissent des sacs de sable à Hi Corbett Field alors que les nuages roulent sur Tucson, en Arizona, le 30 août 2021. La tempête tropicale Nora devrait apporter de fortes pluies et provoquer davantage d'inondations.
Date de publication : 7 mai 2022