L'opérateur du réseau électrique californien a accepté 89 millions de dollars dans les mises à niveau de fiabilité de Sonoma, Napa

Oct 15, 2023

Les planificateurs du réseau électrique californien ont prévu jusqu'à 88,6 millions de dollars pour les mises à niveau nécessaires des lignes de transmission et des équipements dans les comtés de Sonoma et de Napa afin d'éviter les surcharges prévues dans certains segments dans les années à venir.

Le conseil des gouverneurs de l'opérateur de système indépendant de Californie a approuvé jeudi à l'unanimité ces projets de North Bay au milieu d'une liste "historique" de mises à niveau du système de transmission totalisant 45 projets et un coût estimé à 7,13 milliards de dollars.

Les projets locaux comprennent entre 37 et 74 millions de dollars pour remplacer les lignes de 115 000 volts entre les sous-stations Fulton et Lakeville dans le nord de Santa Rosa et le sud de Petaluma, et entre 7,3 et 14,6 millions de dollars pour remplacer les lignes de 60 000 volts et certains équipements entre les sous-stations de Tulucay et Basalt dans le sud de Napa Valley.

S'ils sont approuvés, les projets feront l'objet d'appels d'offres de construction concurrentiels et la California Public Utilities Commission coordonnera les sites et les tracés des lignes, selon le porte-parole de l'opérateur du réseau.

Ces projets font partie de deux douzaines d'efforts axés sur la fiabilité à l'échelle de l'État dans le plan de transmission 2022-23 de l'agence, mis à jour le 10 mai, pour un coût estimé à 1,76 milliard de dollars. Le gestionnaire de réseau analyse annuellement l'adéquation du réseau de lignes à haute tension qui relient les fournisseurs tels que les centrales électriques aux points où l'alimentation est réduite pour la distribution aux utilisateurs commerciaux et résidentiels.

Mais l'accent mis sur la fiabilité dans le cycle actuel de planification de la transmission a été renforcé en décembre par la commission des services publics, qui a déclaré que l'accent devait être mis sur la préparation du réseau pour l'électrification des transports et des bâtiments.

L'évaluation du plan de transmission actuel de la fiabilité des lignes North Coast et North Bay de Pacific Gas & Electric Co. a révélé des "éventualités" non divulguées qui, à partir de l'année prochaine, entraîneraient des surcharges entre les sous-stations de Corona et Lakeville dans les sous-stations de Petaluma, Santa Rosa et Corona, et les sous-stations de Fulton et Santa Rosa. Les détails sur ces problèmes se trouvent dans une section confidentielle du plan.

Le remplacement des lignes Santa Rosa-Petaluma, appelé reconductoring, résoudrait le problème potentiel de surcharge en 2028, lorsque les nouvelles lignes devraient être en service, selon le plan.

Pour faire face aux surcharges locales, l'opérateur du réseau avait envisagé de mettre en œuvre ce qu'on appelle un programme d'action corrective, actuellement utilisé dans le sud de la Californie pour équilibrer la production et la demande d'électricité dans une zone donnée. Mais l'agence a déclaré dans le plan que ce n'était "pas faisable" car le nombre de systèmes à surveiller était supérieur à ce que ses normes permettent.

PG&E a déclaré que la capacité de transmission du comté de Sonoma n'aurait pas d'incidence sur les interconnexions de nouvelles maisons ou entreprises avec le réseau.

"Les problèmes identifiés dans le plan de transmission CAISO à l'heure actuelle ne devraient pas affecter les nouvelles connexions électriques des clients à Santa Rosa, Petaluma ou dans les environs", a déclaré la société dans un communiqué. "PG&E continue de surveiller l'évolution réelle de la demande dans la région et d'élaborer des plans d'atténuation provisoires au besoin jusqu'à ce que les projets nouvellement identifiés deviennent opérationnels."

Cela est conforme aux "plans d'action opérationnels" non spécifiés que le projet de plan de transmission du gestionnaire de réseau a déclaré être une mesure provisoire jusqu'en 2028.

La capacité du réseau est devenue un problème local et national ces derniers mois.

Comme l'a rapporté le Business Journal en décembre et mars, quelques projets d'entrepôts dans la zone industrielle de l'aéroport du comté de Sonoma ont été avisés par PG&E que l'interconnexion des nouveaux bâtiments au réseau pourrait être retardée jusqu'à la fin de 2025. Le service public a déclaré que c'était en raison des mises à niveau nécessaires des lignes de distribution de la sous-station de Fulton.

Le responsable du bâtiment de Santa Rosa, Jesse, a déclaré que seuls quelques projets dans la ville avaient été affectés par des retards d'interconnexion électrique.

Quant au projet de ligne de transmission de Napa Valley, il s'ajoute à un projet de 5 à 10 millions de dollars que l'opérateur de réseau a approuvé en 2020 pour faire face aux projections au moment des surcharges à partir de 2024. Les nouveaux commutateurs et cavaliers, qui devraient entrer en ligne d'ici la fin de 2025, devraient repousser le problème de surcharge à 2032. Les nouvelles lignes de transmission, qui devraient entrer en ligne en 2028, devraient faire face aux surcharges à cette date ultérieure.

Plus loin à l'horizon, la planification du déplacement de l'électricité dans l'État nécessitait des mises à niveau pour gérer le projet éolien offshore au large de Humboldt Bay et les projets d'innovation envisagés pour le champ géothermique The Geysers le long des frontières des comtés de Sonoma, Mendocino et Lake.

Sonoma Clean Power, un fournisseur d'énergie pour les comtés de Sonoma et de Mendocino, fait la promotion d'une zone d'opportunité géothermique, ou GeoZone, pour créer 85 % d'électricité en plus dans la région des Geysers en utilisant des technologies de pointe à faible consommation d'eau et à faible chaleur.

En mars, l'agence de l'énergie a voté pour aller de l'avant avec jusqu'à 60 mégawatts de projets géothermiques de démonstration de Cyrq Energy, Eavor et Chevron New Energies, pouvant atteindre jusqu'à 600 mégawatts si les technologies s'avèrent économiquement viables.

L'agence a également demandé le plan de l'opérateur de réseau pour l'énergie géothermique à venir, et 79 mégawatts ont été pris en compte dans le plan de transmission actuel.

"Nous avons constaté qu'il fallait investir des ressources dans la planification à long terme en croyant qu'ils étudieraient les besoins de transmission", a déclaré Geof Syphers, PDG de Sonoma Clean Power.

Il a dit que c'est similaire à la façon dont l'opérateur du réseau a inclus dans le plan de transmission 4 400 mégawatts du projet éolien offshore Humboldt, après que l'analyse ait révélé une production potentielle supérieure aux 80 mégawatts de production d'électricité initialement envisagés.

Jeff Quackenbush couvre le vin, la construction et l'immobilier. Contactez-le à [email protected] ou 707-521-4256.

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Cette histoire a été mise à jour pour refléter que l'opérateur du système indépendant de Californie a approuvé le 18 mai le plan de transmission 2022-2023 par un vote de 5 contre 0.