Neil Etter, opérateur de la salle de contrôle de 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 attendus et maintenir les climatiseurs en marche 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 pour éviter les pannes deviennent plus délicats, ont déclaré la semaine dernière TEP et d'autres services publics aux régulateurs de l'État..
Selon une nouvelle étude parrainée 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 à l'été de l'Arizona Corporation Commission la semaine dernière, des responsables de TEP et du service public rural sœur 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 adéquat et nous nous sentons bien préparés à la chaleur estivale et à la forte demande énergétique", a déclaré le porte-parole du TEP, Joe Barrios."Cependant, nous surveillerons de près la météo et le marché régional de l'énergie, nous avons des plans d'urgence en cas d'urgence."
L'Arizona Public Service, le plus grand service public d'électricité de l'État, le projet autonome de Salt River et l'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 de Californie à mettre en œuvre des pannes d'électricité progressives 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 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 abordera 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 10 moteurs à combustion interne alternatifs de TEP.
Les marges de réserve fournissent aux 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 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 cent pour atteindre 7 881 mégawatts et prévoit de conserver une marge de réserve d'environ 15 pour cent.
Ort a déclaré qu'il était difficile de trouver suffisamment de sources d'énergie supplémentaires, telles que des contrats fixes pour le futur transport d'électricité, pour accroître les marges de réserve dans un contexte de tensions sur les marchés de l'électricité en Occident.
"Dans le passé, il y avait suffisamment de capacité dans la région pour que si vous en vouliez plus, vous alliez acheter plus, 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 californien poursuit une politique adoptée l'année dernière pour limiter les exportations d'électricité de secours.
Barrios a déclaré que TEP et UES ne dépendent pas des barrages du fleuve Colorado pour leur énergie hydroélectrique, mais que la perte de ces ressources entraînerait une diminution de la capacité électrique disponible dans la région et entraînerait une hausse de la rareté 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 géré par le California Independent System Operator.
Sans ajouter de 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 des États que les plans visant à éviter les pannes devenaient de plus en plus difficiles en raison du passage des centrales au charbon aux ressources solaires et éoliennes, des températures estivales plus extrêmes et d'un marché électrique occidental tendu.
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 abandonnent 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 York. Société de service public du Mexique.
"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 nécessitera 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 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 énergie, avec l'intention d'ajouter 14,4 gigawatts supplémentaires d'ici 2025, indique le rapport.
Mais le rapport de l'E3 indique que tout retard dans les plans de construction du service public 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 éloigné 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 à travers 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 parrainée 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 jusqu'à 250 mégawatts d'énergies renouvelables et de ressources d'efficacité énergétique, y compris l'énergie solaire et éolienne, ainsi qu'un programme de réponse à la demande visant à réduire l'utilisation pendant les périodes de forte demande. recherchant des ressources à « capacité fixe » allant jusqu’à 300 MW, y compris des systèmes de stockage d’énergie fournissant au moins quatre heures par jour en été, ou des plans de réponse à la demande.
UES a lancé des appels d'offres pour jusqu'à 170 MW de ressources d'énergie renouvelable et d'efficacité énergétique et jusqu'à 150 MW de ressources de capacité d'entreprise.
TEP et UES s'attendent à ce que la nouvelle ressource soit opérationnelle de préférence d'ici mai 2024, mais au plus tard en mai 2025.
Plancher de générateur à turbine à la centrale électrique H. Wilson Sundt au 3950 E. Irvington Road en 2017.
Face au retrait imminent 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 a toujours été un problème, mais que TEP s'en sort mieux que certains de ses voisins régionaux.
Il a cité la Société de service public du Nouveau-Mexique, qui a déclaré aux régulateurs qu'elle ne disposait d'aucun dépôt de réserve de capacité en juillet ou en août.
La fonction publique du Nouveau-Mexique a décidé en février de maintenir en service une autre unité de production au charbon à San Juan jusqu'en septembre, trois mois après la date prévue de sa mise hors service, afin d'augmenter sa marge de réserve d'été.
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 afin d'éviter les pénuries, a déclaré Barrios.
Le service public peut désormais travailler avec des 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. l'utilisation est à partir du pic.
Le service public s'associe également à Tucson Water dans le cadre d'une nouvelle campagne « Beat the Peak » visant à inciter les clients à réduire leur consommation d'énergie pendant les heures de pointe, qui se situent généralement entre 15 heures et 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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Heure de publication : 07 mai 2022