5 plans de réseau pour réduire la dépendance aux combustibles fossiles

Le remplacement des combustibles fossiles par des énergies renouvelables d’origine éolienne et solaire dépendra de la mise à niveau du réseau électrique, actuellement en proie à des retards de planification et à des embouteillages. Pour résoudre ces problèmes, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC), qui supervise la planification des entreprises de services publics et des opérateurs de réseau, est en train de proposer de nouvelles règles de planification du transport. Bien que ces réformes soient ouvertes à la discussion, il serait utile d’examiner de près les pratiques récentes des cinq gestionnaires de réseau régionaux américains pour voir ce que la FERC devrait inclure dans ses nouvelles règles.

Les gestionnaires de réseau ont besoin de plans de transport qui tiennent compte de l’ancienne installation départs à la retraite et intégrer de nouvelles politiques qui stimulent la construction de parcs éoliens et de centrales solaires. Le scénario de base de la planification n’est pas un cas de non-intervention, et les scénarios de bon sens qui répondent au rythme et à l’ampleur attendus du changement devraient prévaloir.

Les efforts récents de deux opérateurs de réseau, le Midcontinent Independent System Operator (MISO) et le California Independent System Operator, montrent ce qui peut être accompli avec la planification du réseau. La planification pour ces deux régions s’appuie sur une pratique répétée consistant à envisager davantage d’énergies renouvelables dans le bouquet d’approvisionnement et moins d’énergie fossile en raison des fermetures d’usines.

Le Midwest (en quelque sorte) perpétue une fière tradition

Le plan d’expansion de la transmission actuel de MISO prévoit plus de 3 milliards de dollars de mises à niveau, réparties sur une région de 42 millions d’habitants. La planification de MISO a eu du mal à suivre le rythme du changement depuis que de grandes quantités d’énergie éolienne sont devenues disponibles à partir de 1999. Ces dernières années, MISO a travaillé avec des scénarios qui reconnaissent que « le système de transmission ne dessert plus les mêmes ressources pour lesquelles il était conçu, et des mises à niveau de transmission sont nécessaires pour permettre l’intégration de nouvelles ressources. ”

MISO obtient notre soutien en reconnaissance de sa récente demande que la FERC approuve le partage des coûts permettant un ensemble de transmission supplémentaire prévu de 10 milliards de dollars avec des avantages économiques 2,6 fois supérieurs au coût. Avec de tels efforts de planification et de répartition des coûts réglementaires, aussi imparfaits soient-ils, MISO démontre la persistance et la résolution de problèmes nécessaires pour aller de l’avant avec la supervision actuelle légère de la FERC des investissements dans le transport des services publics et le cas persistant du comportement monopolistique d’Entergy.

Plans de grille. Paysage de montagnes désertiques, de nuages ​​et d’arc-en-ciel avec des panneaux solaires au premier plan L’utilitaire californien de Sempra Energy, San Diego Gas & Electric Co. (SDG & E) et NREL ont collaboré pour établir le premier micro-réseau communautaire appartenant à un service public du pays à Borrego Springs, en Californie. Photo publiée avec l’aimable autorisation de Sempra Energy.

La Californie travaille avec Scénarios de planification

Les plans ISO de Californie, à la fois son plan de transmission annuel et ses premières perspectives de transmission sur 20 ans, s’appuient sur la politique de l’État et les efforts d’approvisionnement. La Californie a depuis longtemps mis en place une politique affectant les départs à la retraite et l’approvisionnement en nouveaux approvisionnements. Le plan de transport reflète les entrées et les hypothèses sur les changements d’une année à l’autre induits par l’État.

L’ISO de Californie a poussé la planification à un nouveau niveau avec son projet de perspectives de transmission sur 20 ans. Le travail politique de la Californie a des années d’avance sur les autres régions du réseau en ce qui concerne la décarbonisation du réseau, l’électrification des transports, l’intégration de l’énergie solaire et la gestion des fermetures d’usines. Selon les termes de l’ISO de Californie : “Les perspectives de transmission sur 20 ans fournissent un plan conceptuel à long terme du réseau de transmission dans 20 ans, répondant aux besoins en ressources et en charge électrique alignés sur les contributions de l’agence d’État sur la prévision de charge intégrée et la planification des ressources, comme base pour poursuivre le dialogue. »

PJM se penche sur la planification des énergies renouvelables

En novembre, PJM – l’opérateur de réseau pour 13 États du New Jersey à la Caroline du Nord et de l’ouest au nord de l’Illinois – a publié un rapport de transmission décrivant les approvisionnements renouvelables pour répondre aux normes d’électricité renouvelable de la région et aux plans éoliens offshore. PJM a travaillé avec les cinq États côtiers via des réunions individuelles pour déterminer les scénarios de planification pertinents.

PJM n’a considéré que récemment les politiques énergétiques des États comme pertinentes pour son rôle autorisé par la FERC en tant que planificateur de transport pour sa région. Lorsque PJM a publié le rapport sur la transmission, il a surpris les parties prenantes par son approche et ses résultats, car la planification de PJM ne repose actuellement que sur les engagements contraignants déjà annoncés des propriétaires de centrales électriques de fermer ou d’ouvrir des centrales électriques. Cette approche à court terme limite les informations prises en compte par PJM et ses plans sont extrêmement modestes. Avec ce nouveau rapport et la reconnaissance des politiques de l’État, PJM ne fait que commencer les discussions avec les parties prenantes sur la réforme de son processus de planification.

Ce que PJM a vu dans son premier regard

Le rapport de PJM a développé cinq scénarios pour la construction afin de répondre aux exigences de l’État. En planifiant un ensemble de changements, plutôt que de prendre chaque changement progressivement sans prévoyance, le rapport a estimé des coûts allant de 627 millions de dollars à court terme à entre 2,16 milliards de dollars et 3,21 milliards de dollars pour les scénarios à long terme. À la mi-mars, j’ai écrit que PJM et l’Illinois devaient travailler sur des modifications du réseau et de l’alimentation électrique pour atteindre les objectifs de réduction des émissions de carbone de l’Illinois Climate and Equitable Jobs Act. La loi de 2021 autorise, mais n’oblige pas, PJM à planifier à l’avance car diverses centrales à combustibles fossiles doivent réduire puis cesser leurs émissions à une date précise.

Ce que la Nouvelle-Angleterre voit

Les marchés de PJM et d’ISO-Nouvelle-Angleterre (ISO-NE) partagent des origines et une croyance erronée selon laquelle la planification du changement compromettra la rentabilité des centrales électriques existantes. Ces deux opérateurs de réseau ont également pris du retard sur les autres en matière d’hébergement éolien et solaire malgré la pression généralisée pour une électricité plus propre dans leurs régions. Cela a conduit les États de la Nouvelle-Angleterre à inciter ISO-NE à commencer à réformer la planification. En décembre, la FERC a approuvé un processus supplémentaire de planification de la transmission ISO-NE pour une analyse basée sur des scénarios demandée par l’État afin d’aider les décideurs, les services publics et les parties prenantes à comprendre les besoins du réseau pour remplacer les combustibles fossiles par une énergie propre. ISO-NE dévoile actuellement une estimation des investissements de transmission nécessaires pour permettre les efforts de décarbonation pour 2035, 2040 et 2050.

SPP & MISO Show “Vous ne le saurez pas tant que vous n’aurez pas essayé”

La dernière de ces initiatives récentes démontre une première tentative de résolution des problèmes de réseau qui traversent la frontière entre le Southwest Power Pool (SPP) et le MISO. À la fin de 2020, ces deux opérateurs de réseau ont mis de côté leur propre réticence de longue date à s’engager dans un processus de planification conjointe et ont identifié, comme l’ont dit les PDG des deux, “la transmission nécessaire pour remédier aux défis historiques auxquels sont confrontés les générateurs à proximité des frontières partagées”. entre nos deux organisations régionales de transport (RTO). Ces défis ont entraîné l’abandon de projets du processus d’étude car des mises à niveau coûteuses du réseau sont déclenchées. ”

Ce processus conjoint est inhabituel car il examine les avantages de la transmission liée à l’interconnexion, et pendant longtemps, les RTO n’ont pas été en mesure de surmonter les obstacles liés à la comparaison de leurs données et hypothèses. Maintenant, les défis sont toujours là, mais l’ingénierie est faite. La leçon est ici pour tous les gestionnaires de réseau : ils ont commencé le travail nécessaire sans avoir de réponses à toutes les questions difficiles, mais ont trouvé des moyens d’aller de l’avant.

À la recherche de la FERC pour planifier des réformes

La transmission a toujours été un monopole avec des réglementations destinées à garantir que les coûts et les services sont raisonnables et non discriminatoires. J’ai examiné ces nouveaux plans pour voir ce qui est possible et où certaines pratiques exemplaires pourraient être appliquées aux régions qui sont moins engagées dans la planification.

Les clients du transport, à la fois pour l’offre et la demande, bénéficient de MISO compte tenu des avantages élargis de son plan multivaleur, de la fourniture de transport ISO californienne pour répondre aux exigences de l’État et de l’effort conjoint de SPP et de MISO. Dans d’autres régions, les gestionnaires de réseau n’ont pas élaboré de nouveaux plans de transport pouvant être mis en œuvre, ou pire, ont ignoré les avantages de cette planification.

Lorsque la FERC s’est renseignée sur les pratiques actuelles de planification du transport, elle a reçu plus de 170 ensembles de commentaires de clients et de l’industrie réclamant des réformes de planification. Bon nombre de ces commentaires ont soulevé des problèmes que beaucoup supposaient à tort avoir été résolus par les réformes antérieures de la FERC en matière de planification du transport des services publics, et tous les problèmes de planification ont des impacts réels sur le système d’alimentation électrique.

Les réformes antérieures de la FERC s’attendaient à ce que la collaboration des opérateurs de réseau et le partage d’informations répondent aux besoins du public et aux intérêts des consommateurs. En pratique, la sélection des critères de planification, des hypothèses et des scénarios par les gestionnaires de réseau détermine en fin de compte ce qui est construit, quand et qui paie. Les règles actuelles de la FERC autorisent des pratiques inappropriées des opérateurs de réseau et offrent des possibilités d’abus et de discrimination, et les résultats brouillent la compréhension des coûts de consommation pour le transport et l’énergie.

Pour parvenir à la planification cohérente et généralisée à laquelle font allusion les exemples décrits ici, la FERC et les gouvernements des États doivent apporter des changements. À l’intérieur et à l’extérieur des organisations de réseau régionales, la modernisation du réseau ne peut pas attendre l’intérêt personnel des entreprises dans un contexte de monopole. Les pratiques au sein d’un service public et au-delà des limites du service public ne doivent pas exclure et discriminer pour protéger les actifs obsolètes et les fiefs du service public. La planification est essentielle et les régulateurs doivent élargir la portée des besoins, des solutions et des avantages mesurés que les planificateurs comptent pour moderniser le réseau.

Publié à l’origine par l’Union of Concerned Scientists, The Equation. Par Mike Jacobs.


 

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