Les causes du boom du solaire + batterie aux États-Unis

Les parcs photovoltaïques adossés à du stockage par batterie étaient rares aux États-Unis en 2015. Ils étaient aussi de très petite taille, la capacité de stockage dépassant rarement 1 MW. Mais le prix de la technologie a baissé. Les projets se multiplient depuis 2018 et vont encore s’accélérer d’ici 2025. De plus, la taille du stockage augmente rapidement : les plus grands projets devraient être de l’ordre du gigawatt en 2025, soit 1000 fois plus que dix ans plus tôt. Il s’agit là des principaux constats d’une conférence en ligne sur le solaire + batteries organisée par la firme de génie DNV GL le 10 novembre.

DNV GL PV + storage getting bigger

Forte croissance du PV depuis 2015

En 2015, on pouvait compter sur les doigts de la main les parcs solaires + batterie d’une capacité d’au moins un mégawatt aux États-Unis. Il en existe actuellement 43 en activité et pas moins de 158 sont en projet ou en construction. Par ailleurs, les projets qui seront livrés en 2023 proposeront en moyenne 23 fois plus de capacité voltaïque que ceux de 2015, de même que 50 fois plus de capacité de stockage dans des batteries.

DNV GL Why solar is gettng bigger

Ceci s’inscrit dans un contexte de croissance rapide de la production photovoltaïque américaine, passée de 411 GWh en 2015 14 893 GWh en 2020. Le marché du PV augmente de 45 % par année en raison non seulement d’incitatifs financiers et réglementaires venus des États, mais aussi de la meilleure qualité des systèmes proposés aux exploitants. Du côté du stockage par batterie, le coût diminue de 6 à 8 % par année. Autre facteur technique, les batteries, qui permettaient une heure seulement d’autonomie en 2015, en procurent actuellement quatre.

DNV GL Solar + PV economies of scale

En plus de gagner en popularité, le stockage par batterie se fait de plus en plus massif. C’est essentiellement en raison d’économies d’échelle. Le prix de revient du stockage est d’environ 600 dollars du kWh pour les projets d’une taille de 50 MWh, baisse à 400 dollars pour 100 MWh et peut tomber aussi bas que 300 dollars à partir de 400 MWh. Ces grosses installations de stockage sont garanties pour des durées pouvant atteindre de 15 à 20 ans et les énormes dépenses associées à leur installation s’amortissent sur un très grand nombre de cycles de charge et de décharge.

DNV GL PV hourly prod + sale price

Motivations des producteurs d’électricité

Certains objecteront certainement que bien que les chiffres en cause soient impressionnants, ce stockage ne couvre qu’une fraction des besoins de stockage du réseau électrique américain. Les producteurs en sont parfaitement conscients et savent qu’en cas de manque soutenu de soleil, d’autres moyens de production électrique (éolien, gaz et autres) devront prendre la relève. Mais l’important, de leur point de vue, est de minimiser leurs dépenses de carburant en ayant le moins possible recours au gaz ou pire, au charbon.

Du point de vue des producteurs d’électricité, le principal problème du PV n’est pas qu’il ne produit de pas de courant pendant la nuit. C’est plutôt qu’il n’en produit pas une quantité stable pendant le jour. La production photovoltaïque, en effet suit le cycle du soleil et démarre lentement le matin, atteint son sommet à midi et diminue en fin d’après-midi. C’est ennuyeux, dans la mesure où le pic de la demande a lieu en début de matinée et en début de soirée. Le prix de l’électricité atteint son sommet à ces heures de pointe et tombe à de très bas niveaux, quand il ne devient pas négatif. À midi quand la production photovoltaïque est à son sommet.

Un stockage d’une durée de quelques heures permet donc d’accumuler cette énergie vendue à vil prix ou ne trouvant pas d’acquéreur pendant le jour, puis de la revendre à bon prix quand la demande est forte, en soirée et le matin suivant. Cette pratique permet aux producteurs d’augmenter leurs revenus et de minimiser leur coûteux recours aux énergies fossiles. D’un point de vue plus systémique, elle permet aussi d’augmenter le facteur de charge des installations solaires (moins souvent débranchées du réseau faute de débouchés) et de réduire le facteur de charge des installations fossiles, moins sollicitées.

Cette pratique, qui consiste à retarder la vente de l’électricité produite pour obtenir un meilleur prix grâce à un stockage de grande ampleur, mais à moyen terme, s’appelle l’arbitrage. DNV GL estime que

l’arbitrage, en 2019, permettait en moyenne d’augmenter les revenus du producteur d’électricité de de 185 dollars par jour pour une batterie d’un débit 1 MW stockant au total 4 MWh d’électricité. Ceci représente 67 000 dollars par année par MW de capacité installée. Ce genre de projet est d’ores et déjà rentable et la profitabilité devrait encore s’améliorer à l’avenir. Pas étonnant, donc, que l’industrie se précipite actuellement vers ces projets.

On entrevoyait autrefois de grands projets de stockage permettant de soutenir l’ensemble du réseau électrique pendant plusieurs jours. Cette option était peu réaliste en raison de ses coûts et des immenses ressources nécessaires à la production des montagnes de batteries indispensables. Elle a généralement été abandonnée. Ce nouveau genre de stockage à plus petite échelle s’insère dans une nouvelle philosophie de gestion permettant de maximiser à coût modéré le potentiel du PV pour la production d’énergie tout en procurant de solides réductions d’émissions de gaz à effet de serre.

Source :

Ce texte s’inspire d’une conférence en ligne de DNV GL tenue (en anglais) le 10 novembre 2020. On peut y avoir accès gratuitement en s’inscrivant via cette page.

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