Le Zhejiang ouvre son marché spot aux batteries de réseau, Washington promet 1,9 milliard de dollars

Deux annonces de dépenses pour les réseaux électriques sont tombées à quelques jours d'intervalle cette semaine, dans deux systèmes très différents. La première est un changement de règle de marché dans l'est de la Chine. La seconde est une enveloppe fédérale de subventions aux États-Unis. Dans les deux cas, il s'agit de tirer davantage du matériel que les réseaux possèdent déjà ou s'apprêtent à installer.

La plus récente vient de Hangzhou. Les régulateurs de la province du Zhejiang ont ouvert le marché spot provincial de l'électricité aux batteries indépendantes côté réseau, rapporte pv magazine le 26 septembre. Ils citent une note réglementaire publiée le 23 septembre par le bureau du Zhejiang de l'Administration nationale de l'énergie, la commission provinciale du développement et de la réforme et le bureau provincial de l'énergie. Les projets de stockage s'enregistrent, règlent leurs opérations et satisfont aux exigences techniques d'entrée selon un ensemble défini de règles. Ils programment eux-mêmes leurs cycles et choisissent chaque jour de gagner de l'argent sur le marché de l'énergie ou dans les services auxiliaires de réglage de fréquence. Les projets titulaires de contrats de fourniture au détail peuvent y mettre fin via la plateforme de trading avant d'entrer sur le marché. Ceux qui ne sont pas enregistrés comme stockage, précise le régulateur, ne seront en principe pas appelés lors de l'exploitation normale du réseau.

Une liste de projets annexée à la note couvre 40 projets totalisant 2,54 GW/5,1 GWh.

Les chiffres derrière la politique sont précis. Sur ces 40 projets, 28 totalisant 2,13 GW/4,27 GWh sont déjà en exploitation commerciale et dispatchés de façon centralisée, ce qui les rend éligibles aux deux marchés. Six autres projets en exploitation, totalisant 0,11 GW/0,22 GWh, ne peuvent accéder qu'au marché de l'énergie. Le Zhejiang prévoit de passer le stockage à des enchères prix-quantité à partir du 1er janvier 2027.

Le contexte compte autant que la règle. pv magazine relie cette décision à la décision chinoise de 2025 d'abandonner l'obligation de stockage imposée aux centrales renouvelables, et au prix plancher de capacité fixé en février pour le stockage à l'échelle du réseau. Autrement dit, le stockage en Chine passe d'une obligation rattachée aux renouvelables à un actif marchand qui doit gagner sa place dans le dispatch.

Washington finance câbles, capteurs et contrôles

Aux États-Unis, l'argent est fédéral et le mécanisme repose sur des subventions, non sur une conception de marché. Jeudi, le département de l'Énergie a annoncé 1,9 milliard de dollars pour 31 projets dans 26 États au titre de son programme de subventions SPARK, rapporte Canary Media le 24 septembre. SPARK a été créé l'an dernier pour réaffecter des fonds engagés par le Congrès dans la loi bipartisane sur les infrastructures de 2021. Les utilities participantes ont promis ensemble 3,35 milliards de dollars de fonds de contrepartie, portant l'investissement total à 5,25 milliards de dollars, selon le même article. Parmi les bénéficiaires figurent American Electric Power, CenterPoint Energy, Duke Energy, Eversource Energy, Rocky Mountain Power et PPL Electric Utilities, ainsi que quatre utilities publiques et coopératives électriques rurales en Arizona, au Nouveau-Mexique et en Caroline du Nord.

Ces projets achètent en grande partie du matériel. Beaucoup déploieront des conducteurs avancés, des câbles plus légers, plus résistants et capables de transporter plus de courant que les lignes aluminium-acier utilisées sur la majeure partie du réseau. La capacité peut ainsi augmenter le long des couloirs existants sans nouveaux pylônes. D'autres installeront des systèmes de surveillance dynamique de ligne, qui évaluent la capacité réelle d'une ligne heure par heure à l'aide de capteurs sur les pylônes, de dispositifs sur les câbles ou de logiciels seuls.

Le secrétaire à l'Énergie Chris Wright a déclaré jeudi que les subventions permettront de « tirer davantage de l'infrastructure que nous avons déjà, de faire circuler plus d'électricité sur le réseau et de fournir une énergie abordable, fiable et sûre qui alimentera la prospérité américaine pour les décennies à venir ». Canary Media note que le programme est un rare point d'accord entre les administrations Trump et Biden sur la politique énergétique, alors même que des responsables nommés par Trump ont bloqué des milliards destinés à d'autres subventions de l'ère Biden.

Deux projets dominent la liste par leur taille. Un projet de 1,2 milliard de dollars piloté par le Colorado Energy Office et un projet de 832 millions de dollars de l'Oklahoma Office of Management and Enterprise Services ont chacun reçu une subvention de 250 millions de dollars. Tous deux visent à accroître la capacité d'échange d'électricité entre les réseaux de l'Est et de l'Ouest des États-Unis. Julia Selker, directrice exécutive de la Working for Advanced Transmission Technologies Coalition, a déclaré à Canary Media que ces subventions produiront une expérience « phénoménale ». Elle soutient que le partage fédéral des coûts est une bonne affaire pour les contribuables.

Pourquoi l'adoption a tardé

Ces technologies ne sont pas nouvelles. Canary Media rapporte que des études du DOE, d'utilities, d'organismes de recherche sur les réseaux et de think tanks des énergies propres ont conclu à des bénéfices bien supérieurs aux coûts de déploiement. Certains projets pilotes remontent à plus de dix ans.

L'adoption reste lente, pour deux raisons que l'article expose clairement. Les utilities se méfient d'une technologie qu'elles connaissent mal, et rien ne les incite à choisir des alternatives à la construction d'actifs de réseau, sur lesquels elles gagnent des profits régulés. En même temps, elles subissent des pressions pour maîtriser le coût croissant des mises à niveau, qui pèse déjà sur les factures des clients.

Le problème du Zhejiang est d'une autre nature. Ses règles forcent le stockage à se battre pour ses revenus. Les projets de sa liste font donc face à un risque de dispatch et de prix plutôt qu'à un rendement garanti. La province indique qu'elle continuera de suivre les participations et poussera les opérateurs de marché à renforcer la surveillance.

Aucune des deux annonces ne répond à la question de la demande qui sous-tend les deux. Les mêmes jours où ces deux articles ont été publiés, la presse spécialisée pointait des centres de données et l'électrification qui chargent les réseaux plus vite que la capacité n'est ajoutée, ainsi que la pression sur les tarifs des utilities sur plusieurs marchés. La capacité supplémentaire apportée par de meilleurs câbles, de meilleurs capteurs et des batteries mieux rémunérées aide à la marge. Elle n'ajoute pas une nouvelle centrale.

L'actualité Volvo et poids lourds de la semaine passée montre où va une partie de cette demande. CleanTechnica rapporte le 27 septembre que la nouvelle gamme lourde électrique de Volvo a remporté le titre de International Truck of the Year 2027 au salon IAA Transportation de Hanovre. Le FH Aero Electric est annoncé à jusqu'à 700 kilomètres par charge avec prise en charge de la recharge mégawatt. Electrek rapporte le 26 septembre que la coentreprise JUNA entre Scania et sennder a déployé son 110e semi-remorque électrique, avec un projet allant jusqu'à 40 unités supplémentaires avant la fin de l'année.

Le récit d'Ars Technica sur le lancement du Tesla Semi jeudi énonce la contrainte sans détour. Ces camions ont besoin d'un réseau national de chargeurs mégawatt spécialisés, et le site de Tesla montrait deux chargeurs publics de ce type en service dans la région de Los Angeles, la société prévoyant d'en compter 30 d'ici la fin de l'année. C'est le même problème que celui du Zhejiang, sous une autre forme. Les véhicules, les batteries et les câbles existent. Le raccordement au réseau et le modèle de revenus décident de leur utilisation.