Un nouveau rapport du Laboratoire national Lawrence Berkeley du ministère américain de l'Énergie (DoE) montre une expansion majeure des installations solaires et de stockage sur le marché américain des centrales électriques.
Image : Commercial Solar Guy
Extrait du magazine PV USA
Aux États-Unis, les données de l'équipe du marché de l'énergie et de la politique énergétique (EMP) du Laboratoire national Lawrence Berkeley indiquent qu'il existe actuellement 469 centrales électriques hybrides en exploitation aux États-Unis.
Environ 61 % des centrales hybrides, soit 288 installations, sont des projets solaires et de stockage. Ces centrales représentent la majorité de la capacité de stockage d'énergie, avec 7.8 GW et 24.2 GWh d'énergie déployée à l'échelle nationale. En 2023, 66 des 80 nouveaux projets hybrides étaient des systèmes PV et de stockage.
Le rapport « Centrales électriques hybrides : état des centrales en exploitation et proposées, édition 2024 » s'appuie sur les données de l'Energy Information Administration (EIA) du DoE américain, ainsi que sur les rapports annuels sur les files d'attente d'interconnexion du pays.
L'expansion des installations solaires et de stockage a pris de l'ampleur en 2020, initialement portée par des projets de plus petite taille dans le Massachusetts. Cette tendance a été amplifiée par la Californie, le Texas et la Floride, où l'introduction d'installations à plus grande échelle a considérablement augmenté la capacité globale. Le Massachusetts abrite notamment 89 des 288 installations solaires et de stockage du pays, chacune d'une capacité inférieure à 7 MW. Ces installations sont encouragées par le programme SMART de l'État, qui promeut le stockage d'énergie avec des ratios CC/CA avantageux et l'intégration de batteries.
La Californie est l'État qui compte le deuxième plus grand nombre d'installations solaires et de stockage, avec un total de 72. Contrairement au Massachusetts, près de la moitié de ces installations de la côte ouest dépassent les 100 MW de capacité solaire. L'Arizona et la Californie sont en tête du nombre de nouvelles centrales hybrides solaires et de stockage, avec respectivement 15 et 16 nouvelles installations mises en service.
L’utilisation des centrales évolue, à la fois globalement et parfois individuellement. Au niveau national, on assiste à une évolution : d’une utilisation du stockage d’énergie principalement pour la régulation de fréquence, on l’utilise de plus en plus pour l’arbitrage, ce qui s’accompagne d’une réduction croissante des installations solaires. Ce phénomène est particulièrement important dans les centrales solaires où le stockage permet de capter l’énergie qui pourrait autrement être réduite et de stabiliser le profil de production des installations solaires.
Le rapport EMP présente des études de cas de centrales électriques individuelles, notamment Blythe Solar II et Meyersdale Windpower, avec des données de performance détaillées présentées dans les graphiques ci-dessous. Blythe Solar II, une centrale solaire de 131 MW (CA) avec 115 MW/528 MWh de stockage, a ajouté du stockage en 2021 à son infrastructure solaire de 2016. La centrale fait fonctionner ses batteries moins d'une fois par jour, ce qui correspond aux heures de pointe solaire et à la demande du soir pour un arbitrage énergétique qui correspond aux prix de gros de CAISO et au déplacement solaire. Cependant, l'EIA considère la régulation de fréquence comme la fonction principale de la centrale, l'arbitrage étant secondaire.
Meyersdale Windpower, un parc éolien de 30 MW avec une batterie de 18 MW/12.1 MWh ajoutée en 2015, fonctionne différemment de Blythe. Sa batterie effectue des cycles en moyenne six fois par jour, et jusqu'à douze fois dans certaines conditions. L'EIA identifie la régulation de fréquence comme la fonction principale et unique de la batterie de Meyersdale, ce qui correspond à ses cycles fréquents.
À l’avenir, la capacité sera propre et couplée au stockage.
En Californie, le marché de l'énergie solaire à grande échelle s'est transformé en un marché de l'énergie solaire et du stockage, la quasi-totalité des nouveaux projets étant dotés de systèmes hybrides. Le secteur photovoltaïque résidentiel rattrape également son retard, avec un taux de fixation du stockage de 60 %.
Le rapport indique que les files d'attente d'interconnexion nationales évoluent vers le modèle de centrale électrique hybride de Californie. Actuellement, 47 % de la capacité future est prévue sous forme de centrales hybrides, dont 92 % seront des installations solaires et de stockage. Sur les 2.5 TW au total dans la file d'attente, 2 TW sont des configurations solaires et de stockage, autonomes ou hybrides, ce qui indique un avenir dominé par ces technologies.
Les tendances futures en matière de prix du stockage d’énergie, qui ont connu une baisse significative et devraient se poursuivre, sont à l’origine de ces demandes de soumissions dans la file d’attente des interconnexions. En 2024, les investissements dans le solaire devraient dépasser les 500 milliards de dollars, ce qui garantira la croissance des installations solaires et de stockage grâce à des coûts de matériel réduits et à une meilleure efficacité des modules solaires.
Toutefois, à court terme, les prix des installations solaires avec stockage ont connu une légère augmentation.
L’équipe EMP a analysé les données de tarification de 105 contrats d’achat d’électricité solaire et de stockage, représentant 13 GW d’énergie solaire et 7.8 GW/30.9 GWh d’énergie de stockage. Les prix des systèmes hybrides ont augmenté depuis 2020, en partie en raison de capacités de stockage de batteries plus élevées, entraînées par le coût des heures supplémentaires de stockage du lithium. Bien que les variations dans l’utilisation des batteries compliquent l’analyse, l’inflation de la chaîne d’approvisionnement a également probablement contribué à la hausse des prix.
Malgré ces coûts en hausse, le nombre croissant de nouveaux projets de stockage d’énergie montre que le marché reste fort et que les capacités continuent de croître.
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Source à partir de magazine pv
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