L'essor du solaire associé au stockage
À mesure que les ressources renouvelables variables remplaceront les centrales à combustibles fossiles régulables en tant que sources d'alimentation du réseau électrique de gros, le déploiement de systèmes de stockage d'énergie offrira aux gestionnaires de réseau une nouvelle source flexible de capacité de stabilisation du réseau.
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2022 a été une année record pour le stockage par batterie, avec 4 034 MW/12 149 MWh mis en service. [Voir ACP]
Le stockage d'énergie est essentiel aux efforts collectifs visant à éviter une crise climatique mondiale grâce à l'électrification et à la décarbonisation. Pour garantir la qualité de l'alimentation électrique et la fiabilité du réseau, les gestionnaires de réseau doivent maintenir en permanence un équilibre entre les sources de production et les charges desservies. Le développement des capacités de stockage d'énergie à court et à long terme offrira aux gestionnaires de réseau une nouvelle source flexible de capacité de stabilisation du réseau.
Aujourd’hui, cette tendance du marché est particulièrement marquée aux États-Unis, qui occupent la première place mondiale en matière d’adoption des systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS). Selon le rapport annuel sur le marché 2022 d’American Clean Power , la puissance opérationnelle cumulée des BESS (en MW) et la capacité de stockage d’énergie cumulée (en MWh) ont augmenté respectivement de 80 % et 93 % l’année dernière, une trajectoire ascendante qui bat tous les records. L’intégration des BESS aux États-Unis progresse dans tous les segments de marché — résidentiel, commercial et des services publics — et la majeure partie de la capacité des BESS déployés est associée à des installations solaires.
DERRIÈRE LE COMPTEUR
La Californie est le cœur de l’intégration des systèmes solaires résidentiels associés à un stockage aux États-Unis — elle représentait 47 % des installations résidentielles de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) du pays en 2022 — et un signe avant-coureur de ce qui attend les marchés des autres États. Grâce à des politiques généreuses en matière de facturation nette de l’énergie et à des tarifs d’électricité relativement élevés, le « Golden State » est depuis longtemps le premier marché solaire résidentiel du pays. Ces dernières années, l’intégration du solaire et du stockage s’est également développée, la résilience du réseau électrique de l’État ayant été mise à mal par les feux de forêt et les vagues de chaleur induits par le réchauffement climatique, ce qui a stimulé la demande des consommateurs en matière d’alimentation de secours.
Compte tenu des objectifs ambitieux de l’État en matière de neutralité carbone et des obligations sans précédent imposées aux constructions neuves en matière d’installation de panneaux solaires résidentiels, la décision prise à l’unanimité par la Commission californienne des services publics (CPUC) de supprimer le système de facturation nette a déconcerté les acteurs des associations professionnelles du secteur solaire et des organisations environnementales. Le nouveau tarif de facturation nette mis en place par l’État réduit considérablement les rémunérations versées pour l’électricité solaire injectée au réseau.
« Dans le cadre du tarif de facturation nette, les clients équipés de panneaux solaires sont remboursés pour leur surplus d’électricité au taux dit du « coût évité », qui est inférieur à 0,05 dollar par kWh — et souvent nul — pendant les heures de pointe de production en journée », explique Barry Cinnamon, PDG de Cinnamon Energy Systems. « Sans batteries, le délai de rentabilité des installations solaires standard en Californie doublera pour la plupart des clients. L’ajout d’une ou plusieurs batteries augmente les coûts initiaux, mais permet de récupérer une partie des économies perdues du fait de la suppression du comptage net, en réduisant les exportations d’électricité solaire et en augmentant l’autoconsommation. »
Bien que ce changement réglementaire ait surpris de nombreux Californiens, d’autres marchés solaires à forte pénétration — tels que Hawaï et l’Allemagne — ont suivi une voie similaire. En réduisant la valeur des exportations solaires, la nouvelle structure tarifaire résidentielle californienne envoie au marché un signal tarifaire fort en faveur des modèles d’autoconsommation sans exportation, qui associent des installations solaires sur toiture à un système de stockage d’énergie « derrière le compteur ». Les analystes s'attendent à ce que le taux d'adoption du stockage résidentiel dans l'État dépasse les 80 % d'ici 2027 — contre environ 11 % aujourd'hui —, à mesure que des entreprises telles que Sunrun lancent de nouvelles offres de produits hybrides combinant énergie solaire et stockage.
DEVANT LE COMPTEUR
L'adoption du BESS aux États-Unis progresse également dans les applications à l'échelle des réseaux électriques. Wood MacKenzie estime que le marché américain a installé 4,0 GW de stockage d'énergie à l'échelle du réseau en 2022, ce qui représente plus de 83 % des nouvelles capacités opérationnelles tous segments de marché confondus. Si les installations de stockage autonomes représentent une partie de ces ajouts de capacité, les données agrégées du marché indiquent que les projets hybrides « solaire + stockage » gagnent en popularité.
« En 2022, le marché est passé de projets de stockage en phase pilote d’une capacité de quelques dizaines de MWh à des systèmes de batteries à l’échelle du GWh », explique Bill Reaugh, responsable des technologies de conversion d’énergie au sein du cabinet de conseil en ingénierie VDE Americas. « Nous accompagnons actuellement le financement d’environ 3 GW de capacité solaire couplée à un système de stockage, en couplage CC et CA, dont la mise en service est prévue au cours des 18 prochains mois. Ces systèmes sont nettement plus importants que tout ce que le secteur a connu jusqu’à présent. »
Au cours des cinq prochaines années, les analystes prévoient que le marché américain déploiera 60 GW de capacité de stockage d’énergie par batterie dans des applications à l’échelle du réseau. Les modifications apportées au code fiscal américain à la suite de l’adoption de la loi sur la réduction de l’inflation (Inflation Reduction Act, IRA) stimuleront ces ajouts de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS). Plus précisément, les batteries n’ont plus besoin d’être associées à une production d’énergie renouvelable, telle que l’énergie solaire ou éolienne, pour bénéficier du crédit d’impôt à l’investissement (ITC).
« Avant l’IRA, le stockage d’énergie ne pouvait bénéficier de l’ITC que si le système utilisait principalement la production photovoltaïque pour recharger la batterie », explique M. Reaugh. « Avec l’adoption de l’IRA, les systèmes de stockage peuvent désormais bénéficier d’un ITC de 30 %, quelle que soit la source d’énergie utilisée pour recharger les batteries. Parmi les cas d’utilisation typiques des projets solaires à grande échelle associés à un système de stockage, on trouve les applications de type « hedge » à structure fixe, dans lesquelles la batterie comble les creux de la courbe de production solaire et prolonge ses pics afin de respecter les obligations des contrats d’achat d’électricité, ainsi que les contrats d’achat d’électricité plus traditionnels. Les développeurs installent également des batteries dans des applications purement destinées au marché libre, où le stockage d’énergie sert d’alternative aux centrales de pointe au gaz naturel pour atténuer la courbe en forme de canard en fin d’après-midi ou pour fournir des services auxiliaires de contrôle de la tension et de la fréquence. »
GESTION DES RISQUES
Les tendances en matière d'adoption des systèmes de stockage d'énergie (BESS) façonneront les profils de risque des projets dans les années à venir. La multiplication des nouveaux acteurs sur le marché à la suite de l'adoption de l'IRA aura tendance à accroître le risque lié aux fournisseurs et à renforcer les considérations relatives à la bancabilité. Les risques opérationnels augmenteront en raison de la complexité des systèmes et des applications. Le stockage d'énergie soulève des préoccupations en matière de sécurité des personnes et de prévention des incendies. Bien que ces risques soient gérables, le rythme des évolutions techniques et de l'innovation est impressionnant.
L'intégration d'un système solaire avec stockage est nettement plus complexe que celle d'un système photovoltaïque classique raccordé au réseau, car elle nécessite une batterie, un système de gestion de batterie, un logiciel de gestion de l'énergie, ainsi que des composants électroniques de puissance et des dispositifs de surveillance supplémentaires. Ces produits doivent non seulement fonctionner correctement, mais aussi fonctionner ensemble. Des composants qui fonctionnent bien lorsqu'ils sont testés individuellement peuvent présenter des problèmes lorsqu'ils sont intégrés à des produits d'autres fournisseurs. Les répercussions financières de ces problèmes de fiabilité et de disponibilité sont souvent importantes en raison de la sensibilité aux tarifs des services publics lors du transfert d’énergie dans le temps ou de la distribution d’électricité en parallèle avec un pic momentané de la demande.
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Outre les préoccupations liées à leur rentabilité et à leurs performances, les batteries soulèvent également des questions de sécurité spécifiques pour les propriétaires et les installateurs. En cas de défaillance d’un module solaire ou d’un optimiseur de puissance, la production d’énergie correspondante est perdue. Lorsqu’une batterie entre en emballement thermique et tombe en panne, les risques d’incendie constituent un danger réel et immédiat pour les personnes et les biens.
En tant que prestataire de services d'essais hautement accrédité, RETC opère à la pointe des marchés des technologies émergentes et a pu constater ces défis de ses propres yeux. Nous développons activement nos capacités d'essais, nos installations et notre capacité de traitement dans le domaine des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) afin d'accompagner au mieux la prochaine phase de la transition énergétique mondiale. Nous partagerons les enseignements tirés de ces études dans de futurs rapports technologiques.
—Cet article a été initialement publié dans le rapport « PV Module Index » de 2023 du RETC.
