PJM ouvre la réforme du raccordement des batteries, le stockage américain signe un trimestre record

Le changement a l'air technique. Il ne l'est pas. Le Surplus Interconnection Service (SIS) permet à une centrale existante d'ajouter des batteries. Celles-ci utilisent le même raccordement au réseau quand la centrale ne tourne pas à pleine puissance. La centrale est en général un parc solaire ou éolien. La Federal Energy Regulatory Commission a demandé aux gestionnaires de réseau d'ouvrir cette voie, rapporte Canary Media le 29 octobre.

PJM est le plus grand gestionnaire de réseau des États-Unis. Il couvre 13 États du Mid-Atlantic, du Midwest et du Sud. Sa file d'attente est saturée, les centres de données se pressent pour obtenir de l'électricité et les prix de capacité ont fortement grimpé. Sur le SIS, l'opérateur est resté en retrait par rapport à ses pairs.

Jon Gordon est senior director à l'association professionnelle des énergies propres Advanced Energy United. Il a déclaré à Canary Media que le Market Implementation Committee de PJM examinera les prochaines étapes lors de sa réunion du 4 novembre. Si un plan est approuvé, PJM pourrait achever les modifications réglementaires et demander à la FERC l'autorisation de les appliquer dès avril 2027, selon le même article.

Un historique de 44 GW

L'ampleur de ce qui attend se lit dans le suivi privé. Gavin Ahern est cofondateur du cabinet de conseil Surplus Interconnection. Il a indiqué à Canary Media que son entreprise avait recensé 44 gigawatts de demandes de projets SIS historiques à la mi-2026. Environ 80 % sont des propositions d'ajouter des batteries à des projets existants. NextEra Energy et Great River Energy ont proposé des batteries sur des parcs éoliens du Dakota du Nord. Des centrales à gaz en Californie ont été couplées à des batteries, et du solaire a été proposé sur des centrales à gaz dans l'Illinois, selon l'article.

Voilà l'argument d'investissement en une phrase. Une batterie sur un raccordement existant évite la partie la plus longue de la file d'attente, et le raccordement existe déjà.

La décision de PJM tombe pendant une année record pour le stockage américain. Le pays a ajouté 20,2 GWh de capacité de batteries au deuxième trimestre 2026, son meilleur trimestre à ce jour. Ces chiffres viennent de la Solar Energy Industries Association et de Benchmark Mineral Intelligence, rapportés par Electrek le 31 août. Les installations du premier semestre atteignent 30,8 GWh, en hausse de 23 % sur un an.

L'Arizona à lui seul a ajouté 6,2 GWh, le meilleur trimestre jamais enregistré par un seul État. Le Texas a ajouté 3,8 GWh et la Californie 3,6 GWh. Les projets à l'échelle des services publics représentent environ 18 GWh du total trimestriel. De cette capacité, 44 % était couplée à du solaire et 56 % était autonome. Plus de 74 % de la capacité installée dans le trimestre se trouvait dans des États remportés par Donald Trump en 2024, selon l'étude.

« Cette croissance record montre que le stockage est un outil de fiabilité puissant, qui renforce notre sécurité énergétique, répond à une demande croissante et fait pression à la baisse sur les factures d'électricité », a déclaré Tim Pawlenty, président-directeur général de SEIA, dans l'article d'Electrek. Shan Tomouk, responsable BESS et énergie chez Benchmark Minerals, a déclaré dans le même article : « Le stockage d'énergie n'est plus seulement une histoire de Californie et du Texas. » Benchmark a relevé de 11,5 % sa prévision de stockage jusqu'en 2030, à 683 GWh.

Le couplage devient la norme

La tendance au couplage qui sous-tend l'argument du SIS se mesure dans les données fédérales. En septembre 2026, plus de 16 % de la nouvelle capacité solaire à l'échelle des services publics ajoutée cette année était couplée à du stockage sur batterie en service. C'était 2 % en 2017. Les chiffres proviennent des données déclarées à la US Energy Information Administration par les exploitants et publiées par CleanTechnica le 30 octobre. Les ajouts prévus pour les trois derniers mois de l'année portent la part à 19 %. Les plans déposés pour 2027 et 2028 la poussent au-dessus de 30 %.

Les données de l'EIA montrent aussi où la pratique se concentre. Le solaire représente 13 % de la capacité de production à l'échelle des services publics aux États-Unis, et 18 % de cette capacité est couplée à des batteries. En Californie, en Arizona, au Nouveau-Mexique et dans le Nevada, la part couplée est plus du double de la moyenne nationale, rapporte CleanTechnica.

L'analyse d'Ember d'octobre 2026 chiffre l'alternative. Déplacer les charges informatiques est l'option dont parlent le plus les exploitants de centres de données. Elle pourrait réduire la demande de pointe en Irlande d'environ 100 MW d'ici 2030, soit 1,5 % de la pointe projetée. L'essentiel de la capacité concerne des charges cloud, d'entreprise et d'inférence qui ne peuvent pas facilement se déplacer. Selon les hypothèses d'Ember, seuls environ 6,5 % de la capacité mondiale des centres de données pourraient théoriquement être déplacés. Cela tombe à environ 3 % une fois appliquée une utilisation moyenne d'environ 48 %, rapporte pv magazine Global le 3 novembre.

La production et le stockage derrière le compteur font mieux. Ember constate que cette approche pourrait apporter près de cinq fois plus de soulagement au réseau, avec des réductions potentielles allant jusqu'à 2,7 GW au Texas, selon pv magazine Global. Les centres de données représentent déjà environ 19 % de la demande de pointe en Irlande. Une pointe de 6 GW en janvier 2025 comprenait environ 1,1 GW estimé provenant des centres de données. Ember projette cette part à 24 % d'ici 2030, avec une demande des centres de données de 1,6 GW pour une pointe de 6,5 GW.

Le décalage temporel est la raison. Un grand centre de données a besoin de 200 MW à 500 MW de capacité et peut être construit en 18 à 24 mois. L'extension classique du réseau prend de quatre à dix ans, rapporte pv magazine Global.

La file de raccordement n'est pas le seul goulot d'étranglement

Au Royaume-Uni, National Grid a choisi un site près d'un centre de données d'IA prévu dans le Teesside pour sa plus grande sous-station, rapporte le Guardian le 1er novembre. Le journal relie cette décision aux besoins électriques de l'installation prévue.

En Chine, le plus grand fabricant de batteries au monde pousse vers des activités plus proches du réseau. CATL a renforcé ses positions dans l'échange de batteries et le stockage d'énergie. Les guerres des prix et les changements fiscaux assombrissent ses perspectives de résultats, rapporte le South China Morning Post le 31 octobre. Le journal cite Lucas Zhang Liutong, directeur du cabinet de conseil hongkongais WaterRock Energy Economics, selon qui la concurrence dans les deux secteurs était « déjà assez intense ».

Le réseau d'échange de batteries auquel CATL se frotterait ne cesse de croître. Nio a annoncé avoir franchi 130 000 000 d'échanges de batteries cumulés à 6:53:21 heure de Pékin le 3 novembre. C'était 88 jours après avoir passé 120 000 000 le 7 août, rapporte CnEVPost. Les échanges quotidiens ont atteint en moyenne plus de 110 000 sur ces 88 jours. Nio comptait 4 236 stations d'échange en Chine le 3 novembre, soit 230 de plus que les 4 006 du 7 août. Parmi ses utilisateurs, 84,5 % avaient une station à moins de 3 kilomètres de leur domicile ou de leur travail.

En amont, le marché reste concentré. CATL détenait 39,1 % du marché mondial des batteries pour véhicules électriques de janvier à septembre 2026 et BYD 15,2 %, rapporte CnEVPost le 2 novembre.

L'investissement va dans le même sens. Xiaomi prévoit d'investir environ 253 000 000 de dollars pour une participation de 5,34 % dans Sunwoda Electric Vehicle Battery, devenant son troisième actionnaire. C'est ce qu'indique un document réglementaire rapporté par CnEVPost le 30 octobre. Sunwoda perdra le contrôle de cette filiale. Elle s'attend à ce que la déconsolidation ajoute 3 200 000 000 à 4 500 000 000 de yuans à son bénéfice net 2026, sous réserve d'audit.

Deux réserves accompagnent ce boom du stockage. Le stockage résidentiel n'en profite pas. Les foyers américains ont ajouté 657 MWh au deuxième trimestre, en baisse de 27 % sur un an. SEIA et Benchmark l'attribuent en partie à la suppression du crédit d'impôt fédéral 25D pour l'énergie propre résidentielle. Ils citent aussi des propriétaires qui ont avancé leurs installations sur 2025, rapporte Electrek.

Et l'empreinte physique des batteries de réseau continue de soulever des questions. Forschungszentrum Jülich a indiqué le 1er novembre qu'une équipe dirigée par Dirk Witthaut avait identifié une brève baisse de la fréquence du réseau européen toutes les 60 secondes. La cause était de grands systèmes de stockage sur batterie vérifiant leur état de charge à la minute. Le résultat a été publié dans Nature Energy. « Cela a vraiment représenté des années d'enquête », a déclaré Dirk Witthaut dans le communiqué.

Le processus des parties prenantes de PJM montrera quelle part du problème de file d'attente peut être résolue en recâblant ce qui existe déjà. La réunion du 4 novembre est la première date à suivre.