Neil Etter, opérateur de salle de contrôle à la centrale électrique H. Wilson Sundt de Tucson Power.
Tucson Power a déclaré disposer de suffisamment d'électricité pour répondre aux pics de demande plus élevés prévus et assurer le bon fonctionnement des climatiseurs cet été.
Mais avec le passage des centrales au charbon aux ressources solaires et éoliennes, des températures estivales plus extrêmes et un marché de l'électricité plus tendu dans l'ouest, les plans visant à éviter les pannes deviennent plus complexes, ont déclaré TEP et d'autres services publics aux régulateurs de l'État la semaine dernière.
Selon une nouvelle étude commanditée par TEP et d'autres services publics du Sud-Ouest, si tous les projets d'énergie renouvelable prévus dans le Sud-Ouest ne sont pas achevés à temps d'ici 2025, ils seront incapables 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 sa 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 de pointe estivale qui devrait dépasser les niveaux de 2021.
« Nous disposons d'un approvisionnement énergétique suffisant et nous nous sentons bien préparés pour les fortes chaleurs estivales et la forte demande en énergie », a déclaré Joe Barrios, porte-parole de TEP. « Toutefois, nous suivrons de près les conditions météorologiques et le marché régional de l'énergie, et nous avons des plans d'urgence en cas de besoin. »
Arizona Public Service, le plus grand fournisseur d'électricité de l'État, le Salt River Project, organisme autonome, et Arizona Electric Cooperative, qui alimente les coopératives électriques rurales de l'État, ont également indiqué aux autorités de régulation qu'ils disposaient de suffisamment d'électricité pour répondre à la demande estivale prévue.
La fiabilité du réseau électrique estival est une préoccupation majeure depuis août 2020, lorsque les pénuries d'électricité survenues pendant la vague de chaleur historique qui a frappé l'Ouest américain ont incité les gestionnaires du réseau de transport d'électricité californien à mettre en œuvre des coupures de courant tournantes afin d'éviter un effondrement total du système.
L'Arizona a réussi à éviter les coupures de courant, notamment grâce à des programmes de gestion de la demande et à des mesures de protection des consommateurs, mais ce sont les contribuables de l'État qui ont supporté le coût de la flambée des prix de l'électricité dans la région 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.
Selon Alter, la société de services publics abordera l'été avec une marge de réserve brute (générant plus que la demande prévue) de 16 % en se basant sur une demande reflétant les températures estivales moyennes.
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 entreprises de services publics une protection contre une demande plus élevée que prévu en raison de conditions météorologiques extrêmes et de perturbations de l'approvisionnement, telles que des arrêts imprévus de centrales électriques ou des dommages causés aux lignes de transport par des incendies de forêt.
Le Western Electric Power Coordinating Board a déclaré qu'une marge de réserve annuelle de 16 % est nécessaire pour maintenir des ressources adéquates dans le sud-ouest désertique, y compris en Arizona, jusqu'en 2021.
Arizona Public Service Co. prévoit une augmentation de la demande de pointe de près de 4 % pour atteindre 7 881 mégawatts et prévoit de maintenir une marge de réserve d’environ 15 %.
Ort a déclaré qu'il était difficile de trouver suffisamment de sources d'énergie complémentaires, telles que des contrats à prix fixe pour le transport futur d'électricité, pour accroître les marges de réserve dans un contexte de marchés de l'électricité tendus en Occident.
« Auparavant, la région disposait de capacités suffisantes pour que, si vous en vouliez davantage, vous puissiez en acheter davantage, mais le marché s'est considérablement resserré », a déclaré Alter au comité des entreprises.
Alter a également souligné les inquiétudes croissantes quant au fait qu'une sécheresse prolongée dans le bassin du fleuve Colorado pourrait interrompre la production d'hydroélectricité au barrage de Glen Canyon ou au barrage Hoover, tandis que le gestionnaire du réseau californien poursuit une politique adoptée l'année dernière visant à limiter les exportations 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 que la perte de ces ressources entraînerait une diminution de la capacité de production d'électricité disponible dans la région et accentuerait la pénurie et la hausse des prix.
Du côté positif, TEP a commencé la semaine dernière à participer au Western Energy Imbalance Market, un marché de gros d'électricité en temps réel pour une vingtaine de services publics géré par le California Independent System Operator.
Sans pour autant augmenter 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 entreprises de services publics ont indiqué la semaine dernière aux autorités de régulation de l'État que les plans visant à éviter les pannes devenaient plus complexes en raison du passage des centrales au charbon aux ressources solaires et éoliennes, des températures estivales plus extrêmes et d'un marché de l'énergie tendu dans l'Ouest.
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 demande et la mise hors service des ressources créent un besoin important et urgent de nouvelles ressources dans le Sud-Ouest », indique 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 suffisamment rapidement de nouvelles ressources pour répondre à cette demande croissante et à accélérer le 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, avec les ressources existantes et les centrales actuellement en 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 accrue et s'engage à ajouter environ 5 gigawatts de nouvelle puissance, avec un projet d'ajout de 14,4 gigawatts supplémentaires d'ici 2025, selon le rapport.
Mais le rapport d'E3 indique que tout retard dans les plans de construction de la compagnie d'électricité pourrait entraîner de futures pénuries d'énergie, augmentant potentiellement les risques pour la fiabilité du système pendant une décennie, voire plus.
« Bien que ce risque puisse paraître faible en temps normal, les perturbations des chaînes d’approvisionnement, les pénuries de matériaux et la tension sur le marché du travail ont eu un impact sur les échéanciers 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 commanditée par TEP et d'autres services publics du Sud-Ouest, si tous les projets d'énergie renouvelable prévus dans le Sud-Ouest ne sont pas achevés à temps d'ici 2025, ils seront incapables 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 ouvert à toutes les sources pour une capacité allant jusqu'à 250 mégawatts d'énergies renouvelables et de ressources d'efficacité énergétique, notamment solaires et éoliennes, ainsi qu'un programme de gestion de la demande visant à 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 fournissant au moins quatre heures d'énergie par jour en été, ou des plans de gestion de la demande.
UES a lancé des appels d'offres pour un maximum de 170 MW de ressources en énergies renouvelables et en 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.
Salle des turbines et générateurs de la centrale électrique H. Wilson Sundt située au 3950 E. Irvington Road en 2017.
Face à la fermeture imminente des centrales électriques au charbon, TEP doit agir rapidement, notamment en procédant à l'arrêt prévu en juin de 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 autorités de réglementation qu'elle ne disposait d'aucun dépôt de réserve de capacité en juillet ou en août.
En février, New Mexico Public Service a décidé de maintenir en service jusqu'en septembre une autre unité de production d'électricité au charbon restante à San Juan, soit 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 le cadre duquel les clients autorisent les fournisseurs d'électricité à réduire leur consommation pendant les périodes de pointe afin d'éviter les pénuries, a déclaré Barrios.
La compagnie d'électricité peut désormais collaborer 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 locataires d'appartements de recevoir un crédit trimestriel de 10 $ sur leur facture pour réduire la demande. Leur consommation d'eau chaude est inférieure à la demande de pointe.
La compagnie des eaux s'est également associée à Tucson Water pour une nouvelle campagne intitulée « Éviter les pics de consommation » afin d'inciter les clients à réduire leur consommation d'énergie pendant les heures de pointe, qui se situent généralement entre 15 h et 19 h 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 afin de réduire leur consommation aux heures de pointe, a-t-il déclaré.
Un coucher de soleil ensoleillé sur la rivière Rillito, le 1er septembre 2021 à Santa Cruz, au lendemain du passage de la tempête tropicale Nora qui a provoqué des heures de pluie à Tucson, en Arizona. Près du confluent de la rivière Santa Cruz, celle-ci coule presque sur une seule rive.
Jeff Bartsch place un sac de sable sur une camionnette près du stade Hi Corbett Field à Tucson, en Arizona, le 30 août 2021. Bartsch, qui habite près de Craycroft Road et de la 22e rue, a déclaré que le bureau de sa femme, également connu sous le nom de garage, avait été inondé à deux reprises. La tempête tropicale Nora devrait apporter de fortes pluies et provoquer de nouvelles inondations.
Des piétons passent devant le Capitole et l'intersection 6 détrempés alors que les restes de la tempête tropicale Nora s'abattent sur Tucson, en Arizona, le 31 août 2021.
Des personnes remplissent des sacs de sable au stade Hi Corbett Field alors que les nuages s'amoncellent au-dessus de Tucson, en Arizona, le 30 août 2021. La tempête tropicale Nora devrait apporter de fortes pluies et provoquer de nouvelles inondations.
Elaine Gomez. Sa belle-sœur, Lucyann Trujillo, l'aide à remplir un sac de sable près du stade Hi Corbett Field à Tucson, en Arizona, le 30 août 2021. Mme Gomez, qui habite près de l'intersection de la 19e Rue et de Claycroft Road, a déclaré que sa maison avait été inondée il y a quelques semaines. La tempête tropicale Nora devrait apporter de fortes pluies et provoquer de nouvelles inondations.
Des personnes remplissent des sacs de sable au stade Hi Corbett Field alors que les nuages s'amoncellent au-dessus de Tucson, en Arizona, le 30 août 2021. La tempête tropicale Nora devrait apporter de fortes pluies et provoquer de nouvelles inondations.
Date de publication : 7 mai 2022