fr.wedoany.com Rapport : Plusieurs coopératives électriques rurales américaines accélèrent le déploiement de systèmes de stockage d’énergie par batteries afin de réduire les coûts de l’électricité en gros et d’améliorer la fiabilité du réseau. Meeker Energy, une coopérative de distribution appartenant à ses membres située dans le centre du Minnesota, qui dessert environ 10 000 foyers et entreprises, teste actuellement l’efficacité de la réponse à la demande des batteries résidentielles situées derrière le compteur. 60 % des membres de cette coopérative participent déjà à un programme de gestion de la charge, mais Steve Kosbab, responsable des services, indique que le coût du carburant des générateurs de secours peut dépasser les économies réalisées sur les factures d’électricité, tandis que les batteries domestiques sont plus viables économiquement.
Selon les données de la National Rural Electric Cooperative Association (NRECA), la capacité totale des projets de stockage par batteries exploités par les coopératives rurales l’été dernier s’élevait à 439 MW/1 047 MWh. Bien que cela ne représente qu’une fraction des 28 GW/57 GWh de stockage d’énergie que Benchmark Mineral Intelligence prévoit de raccorder au réseau américain en 2025, les dizaines de projets de développement suivis par la NRECA devraient permettre de plus que tripler la capacité de stockage des coopératives d’ici 2028. De nombreux projets sont déployés directement sur le réseau de distribution ou derrière les compteurs des membres.
La Guadalupe Valley Electric Cooperative, au Texas, a étendu son projet pilote de batteries domestiques en partenariat avec Base Power, avec un objectif de croissance de 2 MW à 50 MW. Darren Schauer, directeur général de cette coopérative, indique que dans la zone de l’Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), l’approche décentralisée est plus rentable que le stockage à l’échelle du réseau. La Blue Ridge Power Agency, en Virginie, déploie environ 25 MW de stockage connecté au réseau de distribution sur cinq sites pour faire face à la croissance de la charge. L’Electric Power Board of Chattanooga, dans le Tennessee, dispose déjà de 45 MW/95 MWh de stockage devant le compteur en service et prévoit de doubler cette capacité dans les 12 prochains mois, y compris un système de quatre heures destiné à un micro-réseau de montagne.
L’écrêtement des pointes de consommation constitue le principal modèle de rentabilité du stockage pour les coopératives. L’Electric Power Board of Chattanooga s’appuie sur le stockage pour réduire les pointes de demande, car dans le prix de l’électricité en gros qu’elle achète à la Tennessee Valley Authority (TVA), les frais mensuels liés à la demande peuvent représenter jusqu’à un tiers du coût total d’achat. Les services publics à but non lucratif comme Meeker Energy ne peuvent pas obtenir de rendement réglementé sur leurs investissements en capital, ce qui rend la maîtrise des coûts particulièrement urgente. Beth Soholt, directrice exécutive de la Clean Grid Alliance, déclare que les coopératives sont très innovantes lorsqu’il s’agit de servir les intérêts de leurs membres et qu’elles ont naturellement la motivation d’adopter de nouvelles technologies. Le projet pilote de centrale électrique virtuelle Capacity*Connect de Xcel Energy dans le Minnesota suscite toutefois des controverses, des organisations à but non lucratif craignant qu’il ne transfère les risques aux consommateurs. Kevin Coss, porte-parole de Xcel, indique que l’analyse coûts-avantages n’est qu’un des nombreux outils d’évaluation des projets et qu’elle présente des limites.
Pour les communautés isolées confrontées à des contraintes de transport d’électricité, les avantages du stockage sont encore plus marqués. La Homer Electric Association, en Alaska, a installé une batterie de 46,5 MW/93 MWh pour réduire les coûts de carburant, qui dépassent 20 000 dollars par jour en cas d’interruption de la ligne de transport unique de 115 kV, et a obtenu en 2024 un prêt de 100 millions de dollars du Département de l’Agriculture des États-Unis pour augmenter sa capacité. La Golden Valley Electric Association a également utilisé un prêt de 100 millions de dollars pour déployer deux batteries résistantes au froid de 46 MW/92 MWh chacune, afin d’améliorer la fiabilité et de réduire les coûts de carburant. Le projet solaire avec stockage de 43 MW/172 MWh approuvé pour la Kaua‘i Island Utility Cooperative, à Hawaï, peut couvrir près de 20 % de la charge, avec des économies estimées à environ 365 millions de dollars sur 25 ans, permettant aux ménages résidentiels ordinaires d’économiser jusqu’à 21 dollars par mois. La Tideland EMC, en Caroline du Nord, exploite un micro-réseau vieux de près de 10 ans, associant un générateur diesel de 3 MW à une batterie de 1 MWh et à un petit parc solaire, pour alimenter l’île d’Ocracoke, vulnérable aux tempêtes. La Valley Electric Association, au Nevada, prévoit de déployer un parc de batteries en vrac de 35 MW et une installation solaire avec stockage de 2 MW pour faire face aux coupures de courant liées aux incendies de forêt. Connexus Energy, dans le Minnesota, a construit ses premières batteries de 15 MW/30 MWh en 2018, et sa batterie autonome de 2,5 MW/10 MWh installée en 2025 a permis à ses membres d’économiser de l’argent en évitant la mise à niveau d’un transformateur, tout en générant des flux de valeur sur le marché MISO.
