Les consommateurs et l’environnement vont payer pour les problèmes du plus grand réseau électrique du pays

Les prix ont grimpé en flèche la semaine dernière lors d’une vente aux enchères organisée par PJM Interconnection, reflétant un arriéré d’approbation pour les projets d’énergie renouvelable.

Un processus conçu pour garantir qu’une partie du pays dispose d’un approvisionnement en électricité fiable est devenu un exemple de la façon dont il ne faut pas gérer un système complexe en période de changement rapide.

PJM Interconnection, l'organisation qui supervise la plus grande région de réseau du pays, a organisé la semaine dernière sa vente aux enchères annuelle de « capacité » pour garantir les ressources nécessaires pour répondre à la demande d'électricité prévue en 2025-26.

Cela a entraîné une flambée des prix, avec un coût prévu de 14 milliards de dollars, contre 2,2 milliards de dollars lors de la précédente vente aux enchères, pour 2024-25.

Les enchères ont pour but de garantir à PJM qu'il y aura suffisamment d'électricité disponible pour répondre à la demande de pointe. Les centrales électriques proposent les prix qu'elles souhaitent obtenir en échange de leur engagement à être disponibles en cas de besoin. Lorsque les ressources sont limitées par rapport à la demande, les prix augmentent, comme cela s'est produit la semaine dernière.

Les gagnants sont tous ceux qui exploitent une centrale au charbon, au gaz naturel ou nucléaire et qui ont du mal à rester à flot financièrement. Ces ressources constituent la grande majorité des sources d'énergie qui seront payées, tandis que l'éolien et le solaire ne représentent chacun qu'un pour cent des sources.

« Cela montre à quel point la planification est mauvaise », a déclaré Ric O'Connell, directeur exécutif de GridLab, une organisation à but non lucratif qui effectue des analyses techniques pour les régulateurs et les défenseurs des énergies renouvelables. Il a déclaré qu'il était « déprimant » que l'éolien et le solaire ne représentent qu'une part si minime du mix.

Les consommateurs du territoire de PJM, qui s'étend de Chicago à la Caroline du Nord, qui paient indirectement ces coûts via leurs factures d'électricité, sont perdants lorsque les prix augmentent.

Parmi les autres perdants figurent le climat, l’environnement et la transition énergétique, qui semblent être en bas de la liste des priorités du PJM.

Je comprends que la principale responsabilité d'un opérateur de réseau régional est de maintenir l'alimentation électrique et que PJM souhaite être considéré comme un acteur neutre dans un marché complexe. Mais il est difficile de considérer les résultats de la semaine dernière et de croire que PJM est en mesure de devenir un leader dans la transition vers le réseau du futur.

PJM est confronté à des facteurs concurrents :

• La demande d’électricité devrait augmenter en raison de la croissance globale et de la construction de centres de données et d’usines.
• De nombreuses centrales électriques au charbon sur le territoire de PJM ont fermé en raison de problèmes de pollution et de coûts d'exploitation élevés, et il n'y a pas eu suffisamment de nouvelles centrales mises en service pour remplacer l'énergie perdue.
• PJM dispose d'un processus lent et fastidieux pour approuver les raccordements au réseau de nouvelles centrales électriques, ce qui signifie que des milliers de projets – la plupart d'entre eux des fermes solaires ou des systèmes de stockage sur batterie – doivent attendre dans l'équivalent d'un embouteillage avant de pouvoir être mis en ligne.
• Les récentes tempêtes hivernales ont montré que certaines ressources, notamment les centrales au gaz naturel, ne fonctionnent pas au niveau attendu. En conséquence, PJM a ajusté ses prévisions pour diverses sources d’énergie et doit ajouter des ressources pour compenser la différence.

Les clients vont payer plus cher, mais il est difficile de dire combien. Pour donner une idée, les paiements effectués à la suite de l'enchère de capacité représentaient environ 8 % du prix de gros moyen de l'électricité sur le territoire de PJM l'année dernière. Exelon, une société de services publics dont les clients sont présents sur tout le territoire de PJM, a déclaré que l'enchère allait probablement entraîner des augmentations de tarifs d'au moins 10 %.

Voici quelques calculs approximatifs : une hypothétique centrale à charbon de 1 000 mégawatts sur le territoire de PJM rapporterait plus de 80 millions de dollars pour la période couverte par l'enchère, ce qui fait partie des 14,4 milliards de dollars de coûts prévus. Ce revenu est environ 10 fois supérieur à ce qu'il aurait été aux prix de l'enchère précédente.

Une centrale électrique tire généralement la majeure partie de ses revenus de la vente d’électricité au réseau, mais les paiements provenant des enchères PJM peuvent constituer une source secondaire de revenus importante. Pour une centrale sur le point de fermer face à la concurrence, une augmentation des paiements PJM peut être une bouée de sauvetage.

Idéalement, le processus d'enchères devrait envoyer un signal au marché indiquant que la région a besoin de plus de centrales électriques et que les promoteurs commenceraient à en construire. Mais cela ne fonctionne pas de cette façon, et cela n'a pas fonctionné de cette façon au cours de la décennie et plus pendant laquelle j'ai écrit sur l'énergie dans la région PJM.

Une augmentation des paiements pendant un an ne fera pas beaucoup de différence pour quelqu'un qui décide d'investir des milliards de dollars dans des actifs qui fonctionneront pendant des décennies.

Les principaux bénéficiaires sont les propriétaires des centrales déjà construites. Les principaux acteurs sont les services publics et certains producteurs d'électricité indépendants.

« La gouvernance et la contribution des parties prenantes aux règles du marché sont encore, en grande partie, assez dominées par les acteurs du marché et les opérateurs historiques », a déclaré Brendan Pierpont, directeur de la modélisation de l'électricité pour le groupe de réflexion Energy Innovation.

Le résultat, selon lui, est une « inertie institutionnelle ».

Alors que les centrales électriques existantes seront payées pour leur fonctionnement, les développeurs ont proposé des milliers de projets sur le territoire de PJM qui ne seront pas opérationnels d'ici 2025-26 parce que l'opérateur du réseau traite les demandes d'interconnexion à un rythme glacial.

Selon le Lawrence Berkeley National Laboratory, à la fin de l'année dernière, PJM comptait 3 309 projets en attente de raccordement. La grande majorité de ces projets sont des fermes solaires ou des systèmes de stockage sur batterie. (Aucune autre région du réseau ne se rapproche de PJM en termes de nombre de projets en attente de raccordement, ce qui n'est pas surprenant puisque PJM est la plus grande en termes de nombre de clients desservis.)

Les projets en attente n'ont pas encore été réalisés et beaucoup d'entre eux sont de nature spéculative, sans permis ni financement. Mais un grand nombre de projets sont viables et le principal facteur qui retarde leur construction est que PJM n'avance pas assez vite.

Si davantage de ces projets d’énergie solaire et de stockage étaient sur le point d’être mis en service d’ici 2025, les enchères auraient probablement généré des prix plus bas pour les consommateurs.

J'ai contacté PJM pour avoir une idée de la façon dont ils perçoivent les résultats et de la façon dont ils répondent aux critiques.

Le porte-parole Daniel Lockwood a expliqué les prix élevés en énumérant des facteurs similaires à ceux que j'ai mentionnés dans mes points ci-dessus. Il a déclaré que PJM continue de mettre en œuvre un plan de réforme et d'accélération de l'approbation des demandes d'interconnexion, avec l'espoir que 72 000 mégawatts de nouvelles centrales électriques seront traités en 2024 et 2025.

Il a noté que certains des problèmes liés au déploiement de nouvelles centrales électriques échappent au contrôle de PJM, notamment environ 38 000 mégawatts de ressources qui ont reçu l'approbation pour l'interconnexion mais qui sont confrontées à des retards en raison de problèmes de financement, de permis ou d'autres problèmes.

« PJM reste préoccupé par la lenteur de la construction de nouvelle génération et étudie les moyens d'accélérer ceux qui peuvent surmonter avec succès ces défis et construire », a-t-il déclaré.

Voyons voir ce qui va se passer. Pour l’instant, le temps presse et l’élan de la transition énergétique est sapé par un processus coûteux et inefficace.

Autres histoires sur la transition énergétique à retenir cette semaine :

Des projets de transmission innovants dans 18 États reçoivent 2,2 milliards de dollars de l'administration Biden : Le ministère de l'Énergie a accordé 2,2 milliards de dollars à des projets qui pourraient accroître la capacité du réseau d'environ 13 gigawatts, comme le rapporte Ethan Howland pour Utility Dive. Les projets comprennent environ 600 miles de nouvelles lignes de transmission et 400 miles de lignes existantes qui bénéficient d'améliorations comprenant l'installation de câbles plus gros.

SunPower, une icône solaire autrefois évaluée à des milliards, dépose le bilan : SunPower a déposé le bilan, marquant l'effondrement d'un ancien leader du solaire américain, comme le rapporte Eric Wesoff pour Utility Dive. L'entreprise va vendre une partie de ses actifs à une société d'installation solaire récemment créée, Complete Solaria. SunPower a survécu à l'effondrement du marché du début des années 2010, mais elle a été abattue par la concurrence des low cost de la Chine et par ses propres erreurs stratégiques.

Les défenseurs du climat se rallient à Walz comme vice-président choisi par Harris : Les défenseurs du climat et des énergies propres ont de bonnes raisons de se réjouir de la sélection du gouverneur du Minnesota, Tim Walz, comme colistier de la candidate démocrate à la présidence Kamala Harris, comme le rapporte mon collègue Kristoffer Tigue. Walz a notamment signé une mesure qui appelle son État à passer à une électricité 100 % sans carbone d'ici 2040.

Les agriculteurs du Midwest qui disent oui à l'énergie solaire font face à la colère de leurs voisins : Le Michigan a adopté une nouvelle loi qui limite la capacité des gouvernements locaux à stopper les projets d'énergie renouvelable. En conséquence, les projets ont beaucoup plus de chances d'avancer, mais les propriétaires fonciers qui louent leurs propriétés à des promoteurs continuent de se heurter à l'amertume de leurs voisins, comme le rapportent Drew Hutchinson et Daniel Moore pour Bloomberg.

Voici les prochaines voitures électriques pour 2024, 2025 et 2026 : La gamme de véhicules électriques est sur le point de s'élargir considérablement. Ty Duffy d'InsideEvs a dressé un aperçu des modèles qui seront sur le marché plus tard cette année et en 2025 et 2026.

Au cœur de l'énergie propre est le bulletin hebdomadaire d'informations et d'analyses de l'ICN sur la transition énergétique. Envoyez vos conseils et questions d'actualité à (courriel protégé).