Les centrales solaires virtuelles se déploient à travers les États-Unis

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D’après pv magazine USA

Il existe des programmes pilotes de centrale électrique virtuelle (Virtual power plant, VPP) aux États-Unis depuis des années. Le marché arrive à maturité, à mesure que la technologie entre en concurrence avec les centrales électriques commerciales en offrant une alternative à bas coût et des avantages pour le réseau ainsi que les utilisateurs finaux.

Une VPP est un regroupement virtuel de ressources énergétiques décentralisées de petite taille, rassemblant le PV, le stockage de l’énergie, le chargement des véhicules électriques et les appareils répondant à la demande, comme les chauffe-eau, les thermostats et autres. La technologie des VPP s’est immédiatement montrée très prometteuse pour remplacer les centrales au gaz naturel utilisées par les réseaux pendant les périodes de pointe, grâce à leurs capacités supplémentaires pour répondre aux demandes de pointe.

Au cours des dix dernières années, les États-Unis ont dépensé plus de 110 milliards d’euros pour installer 100 GW de nouvelles capacités de production, essentiellement pour adapter ses ressources à ses besoins. D’après une étude réalisée par la cabinet de conseil Brattle Group installé à Boston, les compagnies d’électricité pourraient économiser 32 milliards d’euros d’ici à 2033 en se focalisant sur la capacité des VPP à répondre aux demandes de pointe.

« En déployant de manière plus efficace les actifs du réseau, un groupe de ressources décentralisées permet de baisser le coût de l’électricité pour tous, et en particulier pour les personnes participant à la VPP », explique Jigar Shah, directeur du Loan Programs Office (Bureau du programme des prêts) au ministère américain de l’Énergie.

L’étude de Brattle Group portant sur les 400 MW répondant à la demande énergétique s’est penchée sur une compagnie d’électricité comptant 1,7 million de clients résidentiels. La compagnie présente une demande de pointe brute de 5,7 GW et une demande de pointe nette de 3,6 GW provenant de ressources solaires et éoliennes. Son objectif était de produire la moitié de son électricité à partir d’énergies renouvelables d’ici à 2030. D’après l’étude, l’utilisation des VPP en période de pointe serait 40 % à 60 % moins chère que d’autres solutions, y compris les centrales au gaz et les batteries à l’échelle du réseau.

Analyse coûts-bénéfices des VPP
Coût net annualisé de l’approvisionnement de 400 MW pour répondre à la demande

Image : The Brattle Group

Brattle Group a estimé qu’un déploiement de 60 GW de VPP permettrait d’atteindre l’adéquation entre les ressources et les besoins des États-Unis jusqu’en 2033 pour 13,75 milliards à 32 milliards d’euros de moins que d’autres solutions. Ce niveau de déploiement de VPP pourrait aussi comporter des avantages d’une valeur supérieure à 18 milliards d’euros en termes d’émissions de carbone et de résilience sur toute la décennie.

« Les VPP ne se contentent pas de fournir des services de décarbonation et de réseau : elles apportent progressivement aux opérateurs du réseau une alternative de grande échelle au développement de nouveaux systèmes de production, en proposant une efficacité automatisée, un soutien aux capacités et des solutions de substitution sans fil », explique Jigar Shah.

Le projet Hestia

En soutien aux VPP, le Loan Programs Office du ministère américain de l’Énergie a récemment proposé un prêt conditionnel de 2,75 milliards d’euros à Sunnova, fournisseur d’énergie en tant que service, pour mettre en place son projet Hestia sur tout le territoire des États-Unis. Le but est de faciliter l’accès aux services de l’énergie solaire et des VPP pour les communautés défavorisées, qui ne seraient autrement pas en mesure d’obtenir un prêt pour une installation de solaire résidentielle. Sunnova recevra des flux indirects de trésorerie partiellement garantis pour assurer les prêts des clients.

Les ménages éligibles doivent avoir recours au système de gestion de l’énergie de Sunnova, accessible sur Smartphone ou autres appareils électroniques. Le système recommandera un comportement d’adaptation à la demande, ce qui permettra aux clients de réduire leurs factures énergétiques tout en contribuant à conserver l’équilibre sur le réseau pendant les demandes de pointe.

S’il est mis en place, le package du ministère de l’Énergie soutiendrait l’octroi de prêts pour l’installation de systèmes de solaire, de stockage et d’autres technologies de domotique adaptatives pouvant être raccordées aux VPP. Les garanties pourraient permettre l’octroi de prêts pour une valeur de 4,58 milliards d’euros, avec des intérêts et un coût moyen pondéré du capital réduits.

« Le projet Hestia rendrait possible un investissement du secteur privé jamais vu aux États-Unis dans les communautés et les infrastructures énergétiques défavorisées », affirme William J. Berger, PDG de Sunnova.

Facteurs favorables sur le marché

L’évolution des conditions du marché aux États-Unis sont également en faveur de l’adoption des VPP. Les 338 milliards d’euros dépensés pour le climat et l’énergie au titre de la loi américaine sur la réduction de l’inflation (Inflation Reduction Act) s’accompagnent de nombreuses exigences en termes d’aides aux communautés énergétiquement défavorisées, indispensables à une transition énergétique équitable. Les projets conçus pour des communautés énergétiquement défavorisées désignées sont éligibles à un crédit d’impôt à l’investissement supplémentaire de 10 %, qui vient s’ajouter au crédit de 30 % accordé aux projets d’énergies renouvelables.

Suivant l’exemple de la Californie, d’autres États commencent à réduire ou arrêtent le régime de facturation nette, un mécanisme qui a été déterminant dans le lancement du marché du solaire résidentiel aux États-Unis. Les anciens taux de la facturation nette offraient aux clients le prix de vente au détail pour chaque kilowattheure d’électricité fourni au réseau. Le taux fixé par la Californie dans le cadre de NEM 3.0 porte donc un coup fatal à la valeur de l’énergie exportée, et d’autres États s’apprêtent à faire de même. Les installateurs de solaire ont prévenu que cela pourrait entraîner l’apparition d’un marché fondé sur l’autoconsommation à partir de batteries, avec pour résultat une défaillance du réseau, ce qui n’aidera en rien la flexibilité de ce dernier. Les VPP, en revanche, offrent des services de réseau, notamment une réponse à la demande et un écrêtement des pointes. Les clients pourraient être incités à consommer moins ou à exporter de l’électricité pendant les périodes de pointe sur le réseau, afin d’apporter plus de réactivité à celui-ci.

Résilience

Par ailleurs, les VPP renforcent la résilience du réseau dans les régions touchées par les phénomènes météorologiques extrêmes causés par le réchauffement climatique. L’installateur de solaire résidentiel Sunrun a ainsi été sélectionné pour développer un réseau de 17 MW de VPP solaire-plus-batterie à Porto Rico.

À la suite du passage de l’ouragan Maria en 2017, le gouvernement de cette île des Caraïbes a mis en place un cadre pour les ressources décentralisées en adoptant en 2019 une loi de Politique énergétique publique.

Cette année, Sunrun va recruter des clients Portoricains et lancera les VPP l’année prochaine. D’après l’entreprise, ces clients vont réaliser des économies sur leurs factures d’énergie et seront dédommagés pour la fourniture d’une capacité de stockage sur batterie au réseau désormais géré par la joint-venture américano-canadienne LUMA Energy. Sunrun précise que le programme de VPP sur 10 ans laisse aux clients la liberté de ne pas participer au projet.

« Nous œuvrons à résoudre le problème de l’insécurité énergétique sur l’île en changeant de modèle de sorte que l’énergie solaire soit produite sur les toitures et stockée sur batteries pour alimenter chaque foyer, puis partagée avec les voisins pour créer une économie propre où l’énergie est mise en commun », conclut Mary Powell, PDG de Sunrun.

Traduction effectuée par Christelle Taureau.

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