Coupures d’électricité en Californie : quels apprentissages pour la transition énergétique en Europe ?

Le soir du 14 août 2020, une hausse de la demande d’électrique induite par la canicule a fortement dégradé les marges de capacité, obligeant CAISO – l’opérateur indépendant du réseau électrique de l’État de Californie – à activer le niveau 3 d’état urgence électrique et à déclencher des coupures d’électricité contrôlées (ou « rolling blackouts ») de quelques heures, qui ont impacté environ 250 000 clients¹. Afin de comprendre les raisons qui ont amené CAISO à prendre cette décision drastique, une analyse de l’évolution du mix électrique californien au cours des dernières années ainsi que de cette séquence d’événements est nécessaire.

Un réseau sous pression du fait de la montée rapide du solaire photovoltaïque

En matière d’émissions de gaz à effet de serre, la Californie vise la neutralité carbone en 2045. Depuis 2006, l’État a initié à cette fin une transformation majeure de son système électrique en s’appuyant sur le développement massif des énergies renouvelables, et principalement du solaire photovoltaïque, dont la capacité installée a doublé ces 5 dernières années. En 2018, les énergies renouvelables (solaire et éolien) représentaient ainsi 20 % de l’électricité produite sur le territoire ; le reste étant essentiellement fourni par du gaz (47 %), les barrages hydrauliques(14 %) et du nucléaire. À noter que la production d’électricité à base de charbon a été pratiquement abandonnée.

Un tel développement du solaire n’a pas tardé à avoir un impact direct sur l’ampleur et la dynamique de la demande nette à satisfaire par le réseau pendant la journée (c’est-à-dire la différence entre la demande totale et la production prévue des moyens variables). Pendant les heures d’ensoleillement, la demande nette chute pour ensuite remonter et atteindre son maximum au coucher du soleil ; phénomène nommé « duck curve » par les experts en raison de forme de la courbe qui rappelle celle d’un canard (voir figure en bas). Plus la production d’électricité solaire augmente, plus cet effet est exacerbé. Des capacités de production flexibles doivent être alors déployées pour pallier aux variations rapides et importantes de la demande nette. D’après les estimations de CAISO, des rampes de 13 GW en 3 heures (soit environ 35 % de la capacité installée en gaz en 2018²) devraient suffire pour équilibrer le réseau en 2020³. Ce phénomène étant prévisible, il ne devrait pas poser de problème une fois le besoin identifié.

Cependant, la capacité électrique pilotable en Californie a diminué au cours des dernières années. La centrale nucléaire de San Onofre, d’une capacité totale de 2,2 GW, a été définitivement fermée en 2012. Une analyse de ressources menée par CAISO avait identifié une nouvelle diminution des moyens pilotables d’environ 2 GW entre juin 2019 et juin 2020. Même si un total de 3,4 nouveaux GW ont été connectés au réseau sur la même période, les centrales pilotables comptent seulement pour 1,7 GW. CAISO avait aussi alerté la California Public Utilities Commission (CPUC⁴) d’un possible manque de capacité de 4,7 GW en 2022. Pour prévenir ce problème, la CPUC avait donné un avis positif à l’ajout de 3,3GW en 2023, décision jugée tardive et inadéquate par CAISO⁵. En parallèle, la North American Electric Reliability Corporation avait jugé les marges de sécurité d’approvisionnement de la Californie suffisantes pour l’été 2020, mais soulevait des risques associés à une disponibilité réduite de l’hydroélectricité et à des importations contractées en cas de demande élevée⁶.

Forte demande, indisponibilité de capacités pilotables et importations limitées

Les premiers délestages⁷ ont été déclenchés le 14 août 2020 entre 18 et 20 heures lorsque CAISO a observé, au moment de la rampe de puissance du soir (Figure 3), la déconnexion soudaine de 500 MW de gaz naturel suivi de 750 MW qui sont restés hors service de façon inattendue. Le samedi 15 août, 470 MW supplémentaires de gaz étaient aussi indisponibles, ainsi qu’1 GW d’éolien, ce qui a contraint CAISO à poursuivre les délestages. Au même temps, les hautes températures induites par la canicule ont persisté après le coucher du soleil et ont donc contribué à étaler le pic de demande nette dans le temps, en grande partie à cause de la consommation électrique due à la climatisation. À noter aussi que les périodes de canicule diminuent le rendement des cycles thermodynamiques des centrales, ce qui a retiré également quelques MW additionnels du système. De plus, la capacité à importer de l’électricité des États voisins pour équilibrer le réseau, un élément de plus en plus important dans le système californien⁸⁹, s’est fortement dégradée dans la mesure où l’épisode caniculaire a également touché des états limitrophes de la Californie comme l’Arizona et le Nevada. Afin de limiter ces impacts, CAISO a appelé à la population¹⁰ à diminuer la consommation électrique¹¹, ce qui a permis de garder la situation sous contrôle pendant la semaine.

CAISO mène actuellement une analyse ex-post afin d’identifier les causes des coupures d’électricité¹² dont les premiers résultats indiquent que le problème résulte de la combinaison d’une demande élevée avec la perte inattendue de certaines unités de génération et d’une dégradation de la capacité à importer des États américains voisins. Le pic de demande nette a été nettement inférieur à ceux observés en 2006 ou 2017, mais le problème réside plutôt dans la gestion du pic de demande nette lorsque le soleil se couche et que la production solaire baisse rapidement. Le régulateur insiste donc sur le fait que les énergies renouvelables ne sont pas au cœur du problème et que l’enjeu relève bien plutôt de la planification énergétique californienne, qui a conduit à une réduction des capacité pilotables disponibles et, surtout, à un recours excessif aux importations d’électricité allochtone. Il est à noter que l’État de Californie, contrairement à d’autres régions aux États-Unis, n’a pas de marché de capacité ni de système d’effacement de la demande très développés. Les marges de capacité s’apprêtent à être davantage dégradées dans les prochaines années avec 1) la fermeture supplémentaire de centrales au gaz suite à l’introduction d’une nouvelle réglementation sur les écosystèmes marins ; et 2) la fermeture de la centrale nucléaire de Diablo Canyon en 2025. Une coordination plus étroite entre CAISO et la CPUC sera nécessaire pour assurer la construction des capacités idoines et ainsi éviter de nouveaux épisodes de ce type.

Quels apprentissages pour la transition énergétique en Europe ?

Progresser dans la transition énergétique au détriment de la sécurité approvisionnement électrique n’est donc pas une démarche durable. Les épisodes de Californie sont un exemple clair des risques associés au développement des énergies renouvelables sans planification, et de leurs externalités sur le système, notamment la gestion de leur intermittence pour assurer la sécurité d’approvisionnement même dans les situations les plus extrêmes.

Le contexte de ces coupures est important, car elles interviennent au cœur de la crise du COVID-19 durant laquelle l’électricité joue un rôle essentiel pour garantir la continuité des activités économiques. De plus, des incertitudes demeurent (tant techniques qu’économiques, voire relevant de considérations d’acceptabilité sociale) concernant le développement des différentes sources de flexibilité (stockage, interconnexions, effacement de la demande, etc.)¹³ nécessaires pour l’intégration de plus de sources variables à un coût abordable. Ces principes doivent en effet guider toute planification énergétique à chaque étape, de la modélisation du système électrique bas-carbone (hypothèses, optimisation, etc.) à sa construction en passant par son pilotage concret (contraintes techniques, aléas, etc.) Si ces éléments ne sont pas intégrés dans la planification et traités avec pragmatisme, la transition énergétique pourrait avoir moins de chances de réussir et devenir plus coûteuse.

À l’instar de CAISO, en Europe, certains gestionnaires de réseaux de transport ont déjà alerté sur la dégradation des marges de capacité électrique dans les années à venir¹⁴. Certains pays européens projettent ainsi de fermer leurs centrales au charbon et tranches nucléaires en 2025. À l’horizon 2040, en prenant en compte un scénario pessimiste pour les centrales nucléaires en Europe¹⁵, un total de 160 GW de capacités pilotables nucléaires ou à charbon pourraient être supprimées. Par ailleurs, ces décisions sont prises de façon unilatérale en s’appuyant sur des importations des pays voisins¹⁶, situation très similaire à celle observée en Californie. Deux leçons majeures peuvent alors être tirées pour l’Europe. 

• Premièrement, il faudrait reconnaître davantage le rôle clé que peuvent jouer des capacités bas carbone et pilotables dans la transition énergétique, comme l’hydroélectricité et le parc nucléaire existant. Le nucléaire représente aujourd’hui 25 % de l’électricité produite en Europe. La fermeture des centrales nucléaires pourrait a priori être palliée par le développement important de sources de flexibilité mais, en cas de problème, le redémarrage d’une centrale déjà fermée est plus compliqué (voire impossible) et la construction de nouvelles centrales est plus longue et coûteuse.
• Plus importants encore sont la gouvernance de la transition énergétique et les mécanismes de coordination entre pays européens. Suite aux incidents en Californie certains états du Pacific NorthWest ont déjà exprimé leur volonté d’adopter une approche coordonnée au niveau régional pour évaluer leurs ressources¹⁷. Côté Europe, l’Allemagne a aussi initié des discussions avec 11 États pour sortir du charbon de façon coordonnée¹⁸. En effet, dans des systèmes électriques intégrés comme en Europe, une adéquation de ressources partagée à l’échelle continentale serait la voie à privilégier pour garantir la sécurité d’approvisionnement pendant la transition énergétique. Si plusieurs exercices d’évaluation de l’adéquation des ressources ont jusqu’alors cohabité, un exercice unique – l’European Resource Adequacy Assessment (ERAA) – est en cours de paramétrage depuis janvier 2020 et permettra de s’assurer de la capacité du système électrique européen à disposer des moyens de production d’électricité nécessaires à la satisfaction de la demande future – notamment lors d’évènements extrêmes (canicules, vague de froid, etc.)¹⁹.

Ainsi, il apparaît que si les mécanismes institutionnels sont à la disposition des pays, il reste à faire montre d’une volonté politique pour les mettre en oeuvre et les exploiter aux fins adéquates.

Perspectives 

• Les coupures d’électricité observées en Californie ont des causes complexes et nécessitent une analyse de l’évolution du mix au cours des dernières années ainsi que de sa chaîne de causalités. Ces coupures seraient le résultat d’une perte imprévue de capacité pilotable et d’importations contractées dans un contexte de canicule impactant également les États limitrophes de la Californie.
• Une meilleure planification de l’adéquation de ressources pilotables avec le fort développement des énergies variables aurait pu éviter le problème.
• En 2019, plusieurs gestionnaires de réseau ont alerté sur une érosion des marges de sécurité d’approvisionnement en Europe dans les années à venir. Certains pays vont fermer des capacités pilotables de charbon et nucléaire et comptent combler l’écart de capacité avec plus d’importations des pays voisins, allant à rebours de la vulgate énergétique européenne qui voit dans l’indépendance un gage de sécurité stratégique.
• Les événements de Californie interrogent l’importance de sécuriser des moyens de production bas carbone pilotables (hydroélectricité et nucléaire) ainsi que d’avoir une approche coordonnée d’adéquation de ressources entre plusieurs États censés former un ensemble géographique et/ou politique solidaire. Dans un réseau électrique interconnecté comme celui de l’Europe ces éléments de réflexion devraient permettre d’avancer dans la transition énergétique sans mettre en danger la sécurité d’approvisionnement.
• Une fois leur paramétrage achevé, les premières éditions de l’European Resource Adequacy Assessment (ERAA) attendues dès 2021 permettront d’identifier pour chaque État un niveau optimal de sécurité d’approvisionnement et d’évaluer la capacité du système électrique européen à disposer des capacités suffisantes à la préservation de la sécurité d’approvisionnement dans un contexte de transition énergétique et de développement des énergies renouvelables.