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Les réseaux électriques d'aujourd'hui adoptent de plus en plus des installations combinées solaires et de stockage, où des panneaux solaires fonctionnent en parallèle avec des batteries lithium-ion ou des systèmes de batteries à flux. L'idée principale est assez simple : stocker l'excédent d'électricité produit pendant la journée afin de l'utiliser lorsque la demande augmente en soirée ou lorsque le réseau rencontre des problèmes. Avec les énergies renouvelables qui représentent déjà plus de 20 pour cent de l'électricité dans plusieurs régions, les compagnies électriques ne considèrent plus ces systèmes de batteries comme des options supplémentaires appréciables, mais commencent à les traiter comme des composants fondamentaux de l'infrastructure du réseau, nécessitant une planification dès le départ plutôt que d'être ajoutés ultérieurement comme une réflexion secondaire.
Ajouter un système de stockage à proximité des fermes solaires rend ces dernières bien plus flexibles en tant que sources d'énergie. Prenons l'exemple de l'installation solaire de 250 mégawatts en Arizona. Pendant les heures de pointe du soir, où chacun allume ses lumières et appareils électriques, le système de batterie intégré au site est entré en action, fournissant 100 mégawatts supplémentaires sur quatre heures à partir d'une capacité totale de 400 mégawattheures. Cela a permis d'éviter de devoir mettre en marche les anciennes centrales à gaz destinées à couvrir les pics de demande. De tels systèmes réduisent le besoin de lignes électriques à longue distance et peuvent même permettre de redémarrer le réseau après de grandes pannes. Selon des études récentes du NREL, les compagnies électriques réalisent environ 40 % d'économies sur les ajustements fréquents de fréquence nécessaires pour maintenir l'équilibre énergétique lorsqu'elles combinent le stockage à leurs installations solaires.
À l'échelle générale, il est clair qu'il y a eu une augmentation significative de la capacité de stockage d'énergie intégrée aux grands projets solaires aux États-Unis. Selon Market.us, l'année dernière, environ les trois quarts de tous les projets solaires prévus pour la période 2023 à 2024 incluront un type de système de batteries. Qu'est-ce que cela signifie concrètement ? Notre pays dispose déjà d'environ 20,7 gigawatts de batteries en fonctionnement actuellement. C'est plutôt impressionnant, car cela permettrait de maintenir l'électricité allumée dans environ 15 millions de foyers en cas de panne électrique prolongée de quatre heures d'affilée. Plusieurs États ayant fixé des objectifs en matière de production d'énergie propre commencent également à exiger que les nouveaux parcs solaires soient équipés de solutions de stockage intégrées. Cette impulsion réglementaire crée des opportunités pour les entreprises spécialisées dans les mises à niveau. Les experts estiment que cette exigence à elle seule pourrait générer environ douze milliards de dollars par an rien que pour l'installation de systèmes de stockage adaptés sur les installations existantes d'ici le milieu de la prochaine décennie.
Les projets solaires de grande taille s'appuient principalement sur des batteries lithium-ion de nos jours, car elles offrent un rendement de charge-décharge d'environ 90 % et leurs prix ont fortement baissé récemment, atteignant environ 89 dollars par kWh selon les chiffres de 2023. Ces batteries fonctionnent très bien lorsque nous avons besoin d'une puissance importante en peu de temps, pour une durée typique de stockage comprise entre 4 et 8 heures. Toutefois, de nouveaux acteurs arrivent sur le marché, tels que les batteries fer-air et les batteries à flux zinc-brome, qui semblent mieux adaptées aux situations où l'on a besoin de stocker de l'énergie sur des périodes beaucoup plus longues, allant de 12 heures à plus de 100 heures. Les chercheurs ont également réalisé des progrès concernant les matériaux des cathodes, dépassant désormais la densité énergétique de 300 Wh par kg pour les batteries lithium-ion, ce qui signifie que les entreprises peuvent installer des systèmes de batteries plus compacts sans compromettre la capacité nécessaire à leurs fermes solaires.
Les batteries à l'état solide progressent sérieusement contre les problèmes de décomposition thermique grâce à leurs conceptions à électrolyte céramique capables d'atteindre des densités énergétiques supérieures à 500 Wh/kg. Une telle performance les rend idéales pour des solutions de stockage solaire à grande échelle, là où l'espace compte. Parallèlement, la technologie à ions sodium a beaucoup progressé récemment, offrant des capacités similaires à celles des premières générations de batteries au lithium, mais avec un coût de production inférieur d'environ 40 pour cent. Les matériaux utilisés dans ces cellules sodium sont également bien plus faciles à se procurer par rapport aux métaux rares, des composés comme les analogues du bleu de Prusse devenant de plus en plus populaires dans les milieux manufacturiers. Ces deux innovations s'intègrent parfaitement dans les projets énergétiques que de nombreux pays prévoient pour leurs réseaux électriques d'ici une dizaine d'années environ. La plupart des gouvernements visent une intégration d'environ 95 % d'énergies renouvelables d'ici 2035, et ces nouvelles options de batteries permettent de résoudre simultanément deux problèmes majeurs : les risques liés à la sécurité posés par les chimies traditionnelles et le problème croissant de pénurie de matières premières nécessaires à une production de masse.
Les systèmes de batteries solaires connaissent une adoption rapide de nos jours, mais rencontrent d'importants problèmes lors de la connexion au réseau. Selon les données du NREL de 2023, environ 40 % des projets d'énergies renouvelables en retard font état de difficultés liées à leur raccordement via les files d'attente d'interconnexion. Notre réseau actuel a été conçu pour un flux d'électricité unidirectionnel, il a donc des difficultés à gérer la puissance renvoyée par ces nombreuses petites installations solaires couplées à des systèmes de stockage dispersés dans les quartiers. Cela signifie que les fournisseurs d'énergie doivent investir massivement dans la modernisation des sous-stations pour simplement maintenir le fonctionnement du réseau. Un autre problème provient du fait que les onduleurs ne s'harmonisent pas bien entre eux. Les équipements plus anciens n'ont tout simplement pas les capacités nécessaires pour réguler correctement les tensions pendant les cycles constants de charge et de décharge que subissent les batteries.
Il est absolument essentiel de maîtriser la gestion thermique pour les grands systèmes de stockage de batterie. Lorsque les températures ne sont pas correctement contrôlées, cela peut réduire jusqu'à 30 % la durée de vie de ces batteries avant qu'elles ne nécessitent un remplacement, selon une recherche de DNV datant de 2022. La plupart des réglementations actuelles exigent des systèmes de refroidissement de secours ainsi qu'une technologie avancée d'extinction d'incendie capable d'arrêter toute situation de surchauffe dangereuse en seulement huit secondes. Sur le plan financier, la gestion thermique représente environ 18 % du coût total d'installation d'un système BESS. Pour une installation de 100 MW, cela représente généralement environ 1,2 million de dollars supplémentaires. C'est une somme considérable, mais nécessaire compte tenu de la sensibilité de ces systèmes aux problèmes de chaleur.
Bien que les batteries lithium-ion dominent 92 % des nouveaux projets de stockage solaire (Wood Mackenzie 2024), les développeurs font face à un compromis essentiel :
Une étude Lazard de 2024 a démontré qu'en surdimensionnant les batteries de 20 %, le retour sur investissement du projet s'accroît grâce à une durée de vie du système prolongée de 30 %, malgré des coûts initiaux plus élevés.
Les changements dans les politiques gouvernementales font réellement une différence dans la rapidité et la mise en œuvre des batteries solaires à travers le pays. Environ quinze États aux États-Unis ont commencé à exiger des systèmes de stockage d'énergie pour tout nouveau parc solaire dont la puissance dépasse 50 mégawatts. En parallèle, il y a cette disposition appelée FERC Order 841 qui modifie continuellement la manière dont les compagnies électriques sont rémunérées sur les marchés de gros. Selon la SEIA, si l'on parvenait à simplifier toutes ces exigences liées aux permis et à la paperasse administrative, on pourrait assister à la concrétisation d'environ 15 gigawatts de projets combinant solaire et stockage d'ici 2026. Cela serait principalement rendu possible grâce à un consensus général sur les règles fondamentales de sécurité et sur la manière dont les différentes parties du réseau électrique se connectent entre elles.
Prenons l'exemple de Moss Landing en Californie pour illustrer ce qui se produit lorsque les panneaux solaires et les batteries fonctionnent ensemble pour résoudre les problèmes liés au réseau pendant ces périodes de pointe intenses. Le site dispose d'environ 1,6 gigawattheure de capacité de stockage couplée à des panneaux solaires, ce qui lui permet d'alimenter plus de 300 mille foyers pendant environ quatre heures, précisément au moment où la demande est la plus élevée en soirée. Ce qui est particulièrement intéressant, c'est que le système a permis de réduire les amendes imposées aux gestionnaires du réseau d'environ 28 millions de dollars par an grâce à sa capacité à réguler la fréquence. Résultat impressionnant, d'autant plus que l'installation a maintenu un fonctionnement à près de 98 % d'efficacité, même lorsque des incendies de forêt avaient endommagé une partie du réseau de transmission l'été dernier.
La plus grande installation de batteries solaires en Floride, d'une capacité impressionnante de 900 MWh, a réduit l'utilisation des centrales d'appoint au combustible fossile d'environ 40 % pendant la saison des ouragans grâce à des algorithmes de dispatching assez intelligents. Ce qui rend ce système si efficace, c'est son intégration avec une ferme solaire voisine de 75 MW. En stockant l'excédent d'électricité solaire produite en milieu de journée, les batteries peuvent restituer de l'énergie lorsque la demande connaît un pic entre 19h et 21h chaque soir. Cette approche ingénieuse permet d'économiser environ 3,2 millions de dollars par an rien que sur les coûts de congestion. La véritable magie opère lorsque arrivent les journées orageuses et que le réseau a besoin d'un soutien supplémentaire, alors que les sources d'énergie traditionnelles pourraient être défaillantes ou tout simplement trop coûteuses à faire fonctionner à plein régime.
Une installation récente de 300 MW/450 MWh de Tesla Megapack montre comment les batteries solaires peuvent intervenir lorsque les réseaux électriques ont besoin d'un soutien supplémentaire. Début 2023, après l'arrêt inattendu d'une importante centrale à charbon, ces batteries sont entrées en action en seulement 140 millisecondes - soit environ 60 fois plus rapidement que ce que permettent les anciennes centrales thermiques. Grâce à cette réaction rapide, environ 650 mille foyers ont pu rester alimentés pendant ce qui aurait pu être une panne majeure. Ce qui rend cette performance encore plus impressionnante, c'est que le système a maintenu un taux d'efficacité remarquable de 92 %, malgré une utilisation partielle constante tout au long de la journée. Cette performance réelle constitue une preuve solide de l'efficacité du couplage de différentes sources d'énergie, facilitant ainsi l'intégration des énergies renouvelables dans nos infrastructures électriques existantes sans compromettre la fiabilité.
Les systèmes de batteries solaires d'aujourd'hui deviennent plus intelligents grâce à l'intelligence artificielle qui aide à gérer leur charge et décharge d'énergie, ainsi que leur interaction avec le réseau électrique. Les logiciels intelligents analysent des paramètres tels que la météo, les variations du prix de l'électricité au cours de la journée et les schémas actuels de consommation d'énergie. Selon Startus Insights en 2025, ce type de système intelligent peut accroître le retour sur investissement pour les gestionnaires de ces installations, de 12 à 18 % par rapport aux anciens systèmes fixes. Dans les installations de grande envergure comportant de nombreuses batteries, l'apprentissage automatique transfère effectivement l'énergie entre différents groupes de batteries et onduleurs de manière automatisée. Cela permet de protéger les batteries contre une usure prématurée et de maintenir les différences de tension en dessous de 2 % environ, ce qui est particulièrement important lorsqu'on cherche à soutenir des réseaux électriques instables ou peu robustes.
Les hybrides solaire-éolien-batterie représentent désormais 34 % des nouvelles installations renouvelables, permettant une fourniture d'énergie propre 24/7 grâce à :
Des études récentes soulignent que les centrales hybrides atteignent un taux d'utilisation de 92 % par rapport à 78 % pour les fermes solaires isolées, l'intégration de stockage sur site comblant 83 % des écarts de production liés à l'intermittence.