L’expansion de la transmission, les technologies avancées de réseau et la réponse aux tempêtes sont des priorités critiques pour la nouvelle année.
Le réseau électrique américain fait face à une pression croissante pour s’adapter aux charges d’énergie renouvelable, aux avancées technologiques et aux perturbations causées par des événements météorologiques extrêmes. En même temps, l’expansion des infrastructures de transmission et de distribution est essentielle pour répondre à la demande énergétique croissante d’ici 2025 et au-delà.
Ces questions sont à l’origine des tendances clés qui façonnent l’infrastructure du réseau cette année.
Un technicien travaille à restaurer une ligne électrique en Floride après l’ouragan Milton. Image utilisée avec l’aimable autorisation de Duke Energy
Croissance de la capacité et expansion de la transmission en 2025
La croissance des énergies renouvelables restera une tendance critique en 2025. L’Administration américaine de l’information sur l’énergie prévoit que la production solaire augmentera de 31%, dépassant pour la première fois la production hydroélectrique. Les systèmes de stockage par batterie s’étendent également pour aider à équilibrer l’offre et la demande.
Prévisions de capacité de génération aux États-Unis. Image utilisée avec l’aimable autorisation de l’EIA
Une expansion significative de l’infrastructure de transmission accompagnera cette croissance. Le Département de l’énergie (DOE) a récemment attribué 1,5 milliard de dollars à des projets ajoutant 7,1 GW de capacité et près de 1 000 miles de lignes électriques à travers plusieurs États. Ce financement permettra de connecter l’énergie éolienne du Nouveau-Angleterre et du Sud-Ouest et d’améliorer l’infrastructure reliant le Texas aux États voisins.
Compte tenu des besoins futurs en matière de demande et de fiabilité, le système de transmission américain devra doubler de taille entre 2020 et 2050, selon le DOE. La transmission interrégionale devrait croître de 1,9 à 3,5 fois. Plusieurs organisations régionales de transmission et opérateurs de systèmes indépendants prévoient d’ajouter de nouvelles capacités ou de moderniser les infrastructures existantes.
L’Opérateur de système indépendant de Californie (CAISO) a reçu plusieurs propositions de reconduction, de mises à niveau de bus, de soutien à la tension et d’ajouts de transformateurs, ainsi que de remplacements de lignes proposés par les plus grandes entreprises de services publics de l’État. Sa mise à jour de la perspective de transmission sur 20 ans recommande plusieurs projets pour reconduire des lignes de 230 kV, construire de nouveaux postes de transformation de 500 kV et ajouter un réacteur en série pour une ligne de 230 kV. L’évaluation des besoins en capacité flexible de CAISO pour 2025 prévoit également une augmentation notable des ressources co-localisées et hybrides entre 2024 et 2027.
CAISO prépare également la connexion des premiers projets éoliens offshore de l’État, nécessitant une capacité de transmission supplémentaire. La Commission de l’énergie de Californie prévoit d’ajouter jusqu’à 25 GW d’énergie éolienne offshore sur les côtes de Californie d’ici 2045. CAISO aura besoin de câbles de transmission supplémentaires pour servir les projets éoliens le long de la Côte Nord, qui ne dispose actuellement pratiquement d’aucune infrastructure pour livrer l’énergie offshore aux centres de charge.
PJM Interconnection, qui gère la transmission dans 13 États du Mid-Atlantic, prévoit 26 mises à niveau programmées d’ici 2028. Celles-ci incluent la reconstruction de miles de lignes électriques, le remplacement de disjoncteurs, la mise à niveau de commutateurs et l’augmentation des capacités des lignes existantes. Les opérateurs de réseau adoptent des évaluations dynamiques de ligne pour maximiser la capacité existante sans construire de nouvelles lignes.
PJM s’attend à libérer environ 100 GW de ressources pour la connexion d’ici la fin de 2025, une augmentation significative par rapport aux 62 GW approuvés l’année dernière. Les nouvelles demandes de connexion au réseau sont presque exclusivement des renouvelables et du stockage par batterie. L’énergie solaire représente environ 40 % des 186 GW de projets demandant une interconnexion. Le stockage représente un autre 28 %.
Reconstruire l’infrastructure de transmission après Hélène et Milton
Les ouragans Milton et Hélène ont endommagé d’innombrables lignes de transmission et sous-stations à travers le système d’énergie de base du Sud-Est. Selon l’évaluation hivernale 2024-2025 de la Commission fédérale de réglementation de l’énergie, plus de 50 000 équipes de services publics ont travaillé pour rétablir rapidement l’électricité après le passage des tempêtes.
Hélène a endommagé les lignes électriques de Duke Energy en Caroline du Nord. Jaune : zone de réparation complexe. Rouge : zone de reconstruction post-catastrophe. Image utilisée avec l’aimable autorisation de Duke Energy
Cependant, les dommages étendus aux routes signifient que certains clients sont complètement coupés de l’électricité, et la reconstruction prendra probablement des mois. Duke Energy a rétabli l’électricité pour 1,1 million de clients dans les 48 heures suivant l’impact d’Hélène dans le sud de la Caroline du Sud et l’ouest de la Caroline du Nord. Néanmoins, sa récupération nécessite une reconstruction complète dans certaines zones.
L’ouragan Milton a considérablement impacté le système électrique de la Floride. Tampa Electric a rapporté qu’il avait causé plus de dégâts de transmission que toute autre tempête récente. Florida Power & Light a déclaré qu’Hélène, Milton et deux autres ouragans avaient causé 3 millions de pannes au cours des 14 derniers mois. La restauration a été la plus longue pour Hélène (trois jours) et Milton (cinq jours).
La centrale solaire de Lake Placid de 45 MW en Floride a été endommagée par une tornade lors de l’ouragan Milton en octobre 2024. Avant la tempête, elle alimentait 12 000 foyers à sa production maximale. Images utilisées avec l’aimable autorisation de Duke Energy
Technologies avancées de réseau et renforcement face aux tempêtes
Les services publics déploient des technologies améliorant le réseau, telles que des capteurs à distance pour la surveillance en temps réel, des systèmes d’optimisation de la tension pour améliorer la qualité de l’énergie, et des systèmes de communication et de contrôle avancés pour soutenir la performance et l’efficacité du réseau. De plus en plus de réseaux adoptent également un flux d’énergie bidirectionnel dynamique pour accommoder des technologies décentralisées telles que l’énergie solaire, le stockage par batterie, et la recharge de véhicules électriques.
Ces mises à niveau apportent déjà des résultats tangibles. La technologie de réseau intelligent de Florida Power & Light a évité 900 000 pannes pendant les ouragans Hélène, Milton et Debby en 2024, ainsi qu’Idalia en 2023. La technologie d’auto-réparation de Duke Energy, qui identifie les sites de panne et redirige l’énergie, a empêché 300 000 pannes et 300 millions de minutes d’interruption en Floride après Hélène et Milton. Elle a également réduit le nombre de clients affectés de jusqu’à 75 % et a souvent rétabli l’électricité en moins d’une minute.
Le renforcement face aux tempêtes et les activités d’enfouissement sont une autre priorité critique pour 2025, en particulier dans les États vulnérables aux ouragans. Duke Energy Florida, qui possède 12,3 GW de capacité et sert 2 millions de clients, rapporte qu’environ la moitié de ses lignes électriques principales sont actuellement enterrées. Cependant, elle continuera à installer des infrastructures souterraines dans des zones pratiques. Plus de 40 000 poteaux ont été renforcés au cours des trois dernières années, et elle prévoit de cibler encore 15 000 poteaux et structures chaque année à l’avenir.