D’après pv magazine USA
L’Agence fédérale statistique de l’information sur l’énergie (Energy Information Administration, EIA) a publié son troisième rapport sur les tendances du marché du stockage par batterie aux États-Unis. Celui-ci prévoit une évolution rapide et une croissance fulgurante du stockage d’énergie à base de lithium qui devrait profiter de baisses successives des prix dans le futur. L’analyse se base sur un ensemble d’informations ayant trait au stockage de l’énergie depuis la fin de 2019 jusqu’à 2020, avec des projections jusqu’en 2023.
A la fin de l’année 2020, 74 % de capacité de stockage d’énergie du pays, soit un peu plus de 1 GW (1,8 GWh), était déployé dans cinq États, la Californie contribuant à 31 % de ce total. Le Texas, l’Illinois, le Massachusetts et Hawaï représentaient chacun plus de 50 MW de capacité. Dès la fin 2019, il est apparu que l’emplacement du site de stockage déterminait les techniques d’installation du stockage d’énergie.
Les développeurs de projets ont fait savoir à l’EIA qu’ils prévoyaient d’installer plus de 10 GW de capacité de stockage de batteries à grande échelle entre 2021 et 2023. Aucun volume de capacité énergétique prévisionnelle n’est publié pour des raisons de confidentialité, mais le groupe de conseil WoodMac Renewables & Power estime qu’une capacité d’environ 12 GWh devrait être installée en 2021. Le rapport de l’EIA indique également que plus de 70 % du stockage d’énergie déployé sera associé à l’énergie solaire, passant ainsi de 30 à 60 % du volume de production.
La Californie représenterait 40% de la capacité énergétique entre 2021 et 2023
A l’est des États-Unis, l’entreprise de transmission et d’exploitation de réseaux électriques PJM, qui couvre tout ou partie de 13 États dont le district de Columbia, présente une capacité de puissance moyenne de 10,8 MW pour une capacité énergétique moyenne de 6,8 MWh, soit une durée moyenne de 45 minutes. Les batteries sont le plus souvent utilisées pour des services secondaires, de telle sorte que les installations ont tendance à être « orientées puissance », c’est-à-dire à fournir une puissance instantanée plus élevée pendant une durée plus courte.
Côté ouest, en Californie, les batteries sont principalement utilisées pour assurer la continuité du service. Les batteries du réseau public ont une capacité électrique moyenne de 4,7 MW et une capacité énergétique moyenne de 14,4 MWh qui correspond à une durée moyenne d’un peu plus de 3 heures. Une augmentation de la durée de stockage est toutefois à prendre en compte puisqu’une annonce récente prévoit la mise en réseau d’une installation de stockage d’énergie de 2 GW d’ici la fin du mois d’août. La majeure partie de cette capacité sera connectée à une capacité énergétique de 4 heures.
Le rapport de l’EIA indique que la Californie devrait représenter à elle seule 40 % de la capacité énergétique disponible entre 2021 et 2023. Les nouvelles installations prévues permettront à la Californie de répondre à ses besoins en matière de stockage d’énergie d’ici 2024. Compte tenu des enjeux liés au réseau électrique de cet État, il est probable que la capacité de stockage du service continue de croître de manière soutenue et au-delà des exigences légales.
Actuellement, la réglementation fiscale prévoit un crédit d’impôt de 26 % et un amortissement accéléré d’environ 17 % sur les coûts du projet si celui-ci implique le raccordement de l’énergie solaire au stockage d’énergie et son utilisation pour charger les batteries. L’industrie fait pression pour obtenir un crédit d’impôt pour le stockage de l’énergie qui permette de dissocier l’énergie solaire et le stockage, du moins sur le plan financier. Un récent rapport du National Renewable Energy Lab montre que les économies liées au couplage du stockage avec une installation solaire standard sont faibles, voire inexistantes.
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