La North American Electric Reliability Corporation (NERC) a publié son évaluation de la fiabilité pour l’été 2025 , soulignant les régions où les services publics devraient concentrer leurs efforts afin de renforcer la résilience opérationnelle en prévision d’une demande accrue d’électricité pendant la saison chaude.
Selon The Washington Post, une hausse prévue de 10 GW de la demande de pointe estivale — soit le double de l’augmentation observée l’an dernier — pourrait correspondre à la consommation d’environ 10 millions de foyers. L’évaluation du NERC vise à guider les services publics vers une meilleure préparation régionale du réseau.
Examinons les détails.
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Table des matières
- Où la préparation du réseau est la plus essentielle
- Pressions du côté de la demande : météo, chaleur et intelligence artificielle
- Facteurs du côté de l’offre : maintenance, stockage et chaînes d’approvisionnement
- Recommandations pour les décideurs des services publics
- Thermostats intelligents et réponse à la demande : une solution évolutive
- Perspectives d’avenir
1. Où la préparation du réseau est la plus essentielle
Les prévisions du NERC identifient les régions qui nécessitent une vigilance accrue et une planification proactive en cas de fortes charges :
- Le Texas et le système ERCOT
- Les régions du Midwest et du centre des États-Unis
- La Nouvelle-Angleterre
- Le centre du Canada, y compris la Saskatchewan.
Ces zones pourraient exiger une coordination supplémentaire afin de maintenir la flexibilité opérationnelle si les températures dépassent les normales saisonnières ou si la demande grimpe de façon imprévue.
2. Pressions du côté de la demande : météo, chaleur et intelligence artificielle
Plusieurs tendances convergentes du côté de la demande exercent une pression croissante sur la planification estivale :
- Des températures supérieures à la moyenne et des précipitations inférieures à la normale, accompagnées d’un risque accru de feux de forêt à l’Ouest
- Des coupures préventives de circuits dans les zones à risque élevé d’incendie
- Une hausse importante de la consommation électrique commerciale, alimentée notamment par les centres de données et les charges liées à l’intelligence artificielle (IA)
Ces dynamiques exigent une planification anticipée et un alignement de l’infrastructure pour préserver les performances du réseau pendant les périodes de forte demande.
3. Facteurs du côté de l’offre : maintenance, stockage et chaînes d’approvisionnement
Les services publics doivent également composer avec des facteurs d’offre complexes :
- Des installations de production vieillissantes nécessitent un entretien plus fréquent
- Des infrastructures datant de plus de 60 ans, particulièrement dans le sud-ouest des États-Unis
- Des apports croissants en énergies renouvelables (solaire et éolien), bien que la capacité réellement disponible varie selon les conditions météorologiques
- Des ressources basées sur des onduleurs (IBR) — comme les systèmes solaires, éoliens et de batteries — qui nécessitent une calibration fine pour réagir aux événements du réseau
- Des retards dans la chaîne d’approvisionnement, notamment pour les transformateurs de puissance, avec des délais moyens allant de 80 à 210 semaines
Une planification conservatrice et une coordination anticipée positionneront les services publics pour assurer une prestation continue.
4. Recommandations pour les décideurs des services publics
Le NERC encourage les gestionnaires et exploitants de réseau à adopter une approche axée sur la résilience, incluant :
- Des stratégies de communication robustes en cas de contraintes d’approvisionnement
- Une coordination proactive des calendriers d’entretien
- Des investissements accrus dans les outils de flexibilité de la demande
- Une collaboration avec les gouvernements provinciaux, étatiques et régionaux pour renforcer la préparation aux urgences
- Le déploiement de systèmes de stockage par batterie (BESS) afin de consolider la capacité de production pilotable
5. Thermostats intelligents et réponse à la demande : une solution évolutive
Les thermostats intelligents de Mysa se révèlent des outils efficaces et adaptables pour aider les services publics à équilibrer la charge réseau pendant les périodes de pointe.
Avantages clés :
- Modération de la demande en temps réel avec un impact minimal sur le confort des occupants
- Flexibilité d’adhésion des clients avec structures d’incitation intégrées
- Intégration harmonieuse dans les stratégies de modernisation du réseau
Les thermostats intelligents Mysa pour plinthes électriques sont déjà utilisés dans plusieurs programmes de réponse à la demande en hiver à travers l’Amérique du Nord. Mysa prévoit également l’intégration de son thermostat pour thermopompes et climatiseurs de fenêtre et portables dans les programmes DR existants et à venir, afin de stimuler l’adoption résidentielle.
Mysa collabore avec plusieurs partenaires de services publics, notamment :
Avec une feuille de route éprouvée en matière de programmes DR et de résilience du réseau, Mysa travaille avec les services publics pour faire évoluer leurs stratégies de gestion de la demande tout en générant de la valeur pour le réseau et leurs clients.6. Perspectives d’avenir
Face à la hausse des températures, au vieillissement des infrastructures et à l’évolution des profils de consommation, la résilience et la réactivité opérationnelle s’imposent comme des priorités absolues pour les services publics cet été.
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