Le Texas, région clé pour l’énergie aux États-Unis, a récemment traversé des perturbations majeures sur ses marchés électriques et gaziers. Les conditions climatiques extrêmes, combinant vents violents et températures glaciales, ont engendré des variations inédites des prix de l’énergie, allant de -10,98 $ à 82,75 $ par mégawattheure (MWh).
Les données de l’Administration américaine de l’énergie montrent que le parc éolien texan, géré par le Conseil de fiabilité électrique du Texas (ERCOT), a produit 537,7 GWh d’électricité le 5 janvier, plus du double de la moyenne sur cinq ans. Cependant, cette surproduction a entraîné une chute des prix en temps réel dans des valeurs négatives pendant 17 heures.
Impact des températures glaciales
La situation a rapidement changé avec l’arrivée d’une vague de froid intense le 6 janvier. Les températures moyennes dans la région ERCOT ont chuté à 23,1 degrés Fahrenheit, contre une moyenne historique de 39,1 degrés. Cette baisse brutale a fortement accru la demande énergétique, avec un pic estimé à 73,5 GW le 7 janvier, une augmentation de plus de 50 % par rapport à la moyenne saisonnière.
Conséquemment, les prix ont bondi, atteignant une moyenne de 44,50 $/MWh le 6 janvier, après être tombés à 9,46 $/MWh la veille. Les prévisions de prix pour la période allant jusqu’au 10 janvier s’établissent à 82,75 $/MWh, soulignant l’impact des conditions climatiques sur le marché.
Rebond du gaz naturel
Cette hausse de la demande d’électricité a aussi stimulé la consommation de gaz naturel. La production électrique utilisant le gaz a dépassé 6,3 milliards de pieds cubes (Bcf) le 6 janvier, une augmentation de 80 % par rapport à la moyenne des cinq dernières années. Les prix ont également suivi cette tendance haussière.
Le hub Houston Ship Channel a vu ses tarifs passer de 2,99 $ à 3,82 $ par million de British Thermal Units (MMBtu) pour les livraisons du 7 janvier. Cette dynamique reflète une pression accrue sur l’approvisionnement en gaz dans tout le Sud des États-Unis.
Répercussions dans les régions voisines
Les systèmes voisins, comme le Southwest Power Pool (SPP) et le Midcontinent Independent System Operator (MISO), ont également ressenti ces impacts. Le SPP a émis des alertes météo prolongées et observé une augmentation de sa charge moyenne, atteignant 42,5 GW entre le 6 et le 8 janvier.
Dans la région MISO, les températures extrêmes ont provoqué une hausse de la demande électrique, estimée à 94,2 GW pour la période du 6 au 9 janvier, soit 10 % de plus que les prévisions habituelles. Ces fluctuations illustrent la résilience nécessaire pour gérer des conditions imprévisibles.
Un défi croissant pour les gestionnaires de réseau
Les variations de prix et de production soulignent les défis posés par le climat sur les infrastructures énergétiques. ERCOT a activé un suivi renforcé pour maintenir la fiabilité du réseau et anticiper les éventuelles pénuries.
Ces événements mettent en lumière l’importance d’une planification stratégique, notamment en matière de transition énergétique et de diversification des sources d’énergie, pour faire face aux risques climatiques et économiques.
