Introduction – Une fenêtre ouverte sur l’avenir

Depuis notre perspective européenne, observer et analyser la réalité quotidienne du système électrique de Californie revient à regarder un véritable laboratoire à ciel ouvert dont nous pouvons tirer des enseignements, et à partir duquel nous pouvons anticiper ce que pourrait être notre quotidien d’ici quelques années. La raison en est que, jusqu’il y a environ cinq ans, le système électrique californien présentait une réalité quotidienne très analogue à celle que nous connaissons aujourd’hui en Espagne : une forte production photovoltaïque et de grands excédents d’énergie à midi.

Cependant, à partir de 2020, la Californie a commencé à modifier cette réalité quotidienne avec l’introduction des premières batteries dans son système électrique. Cela fait qu’aujourd’hui, en matière de stockage, la Californie a quatre ou cinq ans d’avance sur nous et sur de nombreux autres systèmes électriques européens en ce qui concerne la capacité de stockage d’énergie intégrée au mix électrique quotidien.

Cela est apparu particulièrement avec la publication récente par l’opérateur du marché électrique californien (CAISO, DMM) des données de 2024 dans un document intitulé Special Report on Battery Storage. Ce rapport nous offre une photographie très fiable du fonctionnement actuel du système électrique de Californie et peut servir de référence précieuse pour établir des prévisions sur ce que pourrait être notre avenir immédiat lorsque notre propre système atteindra les niveaux d’accumulation d’énergie dont dispose déjà la Californie.

Cela est d’autant plus pertinent que 2025 a été la première année où, en Espagne, on a commencé à parler sérieusement des batteries au sein du système électrique comme d’une infrastructure critique, et non plus seulement comme d’une ressource auxiliaire ponctuelle, comme c’était le cas jusqu’à présent. En Californie, cette étape a été franchie depuis longtemps, et le déploiement des batteries est aujourd’hui consolidé et continue d’avancer à un rythme que nous ne pouvons, pour l’instant, qu’imaginer. Les données publiées cette année par le régulateur californien montrent très clairement une évolution des prix de l’énergie, heure par heure, qui est sensiblement différente de la nôtre, et constituent un repère clair de la direction que nous prendrons si, dans les années à venir, nous généralisons le stockage comme partie intégrante du mix électrique de notre système.

Californie 2020–2024 : le saut de 0,5 à 13 GW

En seulement quatre ans, le parc de batteries qui opère sur le marché régi par le CAISO est passé d’environ 500 MW en 2020 à près de 13.000 MW en décembre 2024, avec une capacité totale de stockage d’énergie, à la fin de l’année dernière, d’environ 47.300 MWh. Dans la réalité actuelle de la demande énergétique du système électrique californien, cette capacité signifie que, si ces batteries étaient entièrement chargées et sollicitées pour se décharger à pleine puissance vers le réseau, elles pourraient fournir de l’énergie au système pendant environ 3,6 heures. Cette durée est très proche des 4 heures qui constituent, en pratique, la période moyenne durant laquelle les batteries fournissent de l’énergie chaque jour pour couvrir la fenêtre critique de demande comprise de 18 à 22 h.

Sur le plan opérationnel, l’effet de ces batteries sur le système électrique de la Californie est clair : à midi, elles absorbent une grande partie des excédents solaires et réduisent à la fois les exportations « bon marché » et la nécessité de procéder à du curtailment, c’est-à-dire de réduire la production renouvelable parce que le système ne peut pas l’absorber. Le soir, en revanche, l’énergie accumulée pendant les heures d’ensoleillement est renvoyée sur le réseau, ce qui réduit la nécessité de mettre en marche des centrales à gaz. Cela a eu pour effet, d’abord, d’aplanir la célèbre courbe du canard au fil de la journée, les prix ne chutent plus autant pendant les heures ensoleillées, et, à la fois, de lisser la rampe de hausse du prix de l’électricité de 18 à 22 h, puisque l’énergie stockée dans les batteries entre alors dans le mix, ce qui permet de réduire partiellement la dépendance au gaz naturel aux heures où la demande commence à augmenter.

Au 1ᵉʳ janvier 2025, les batteries du système électrique californien représentaient environ 14 % de la puissance disponible du système CAISO. À première vue, cela peut sembler un pourcentage modeste, mais il n’en est rien. Avec « seulement » cette part dans le système, les batteries jouent déjà un rôle fondamental dans le fonctionnement quotidien. Les après-midi et soirées d’hiver comme d’été, elles deviennent un élément clé du mix électrique et cessent d’être un simple dispositif de secours. Et, les prévisions indiquent que, dans les années à venir, cette part de 14 % de la puissance disponible représentée aujourd’hui par les batteries sera largement dépassée. Actuellement, près de 46 % de la puissance totale des nouveaux projets en attente de point de raccordement au CAISO intègrent des batteries, soit comme installations indépendantes, soit comme projets hybrides avec des renouvelables. Cela dessine une tendance sans équivoque : en moins de deux ans, le stockage en Californie pourrait doubler. Et, si cela se produit, avec une plus grande capacité pour absorber l’excédent solaire de midi et le restituer le soir, la courbe des prix s’aplanira encore davantage entre les heures de production photovoltaïque maximale et celles de consommation maximale.

Avec les niveaux actuels de production photovoltaïque, et malgré la capacité de stockage déjà disponible, les données montrent que le système électrique de Californie dispose encore d’une marge importante pour intégrer de nouvelles batteries qui permettraient de valoriser une part bien plus élevée de la production solaire d’une journée ensoleillée typique.

Le fonctionnement quotidien du réseau électrique californien

Avec un tel volume de capacité de stockage au sein du système électrique, le schéma d’exploitation d’une journée « normale » en Californie peut se décomposer en une séquence de plages horaires comme suit :

• Aux premières heures de la matinée, approximativement de 0 à 6 h, il n’y a pas de production solaire et le système repose principalement sur le gaz naturel, l’énergie nucléaire, l’énergie éolienne, l’hydroélectricité et les importations en provenance des systèmes voisins. Les batteries raccordées au réseau sont pratiquement vides et n’apportent qu’une petite contribution de 5 à 6 h du matin, en injectant dans le système l’énergie qui leur reste juste avant le début de la production solaire de la journée.

• Le matin, de 6 h à 10 h, la production solaire commence à augmenter, ce qui permet de réduire l’utilisation du gaz et les importations. C’est également sur cette plage que les batteries commencent à se charger, en profitant de la montée progressive de la production photovoltaïque.

• À midi, de 11 à 17 h, la production solaire domine généralement le mix avec des valeurs qui se situent souvent autour de 20 GW et peuvent ponctuellement dépasser 21 GW les jours ensoleillés. Le gaz reste à son niveau technique minimal et les batteries absorbent plusieurs gigawatts pendant 3 à 4 heures. À de nombreux moments, la production photovoltaïque dépasse la demande interne et le système peut exporter de l’énergie vers d’autres États. Cette situation tend à faire baisser sensiblement les prix de marché, mais la croissance du parc de stockage contribue à réduire en même temps le volume des exportations à bas prix et l’ampleur du curtailment.

À cet égard, il convient de souligner les données d’un autre document publié par le CAISO, intitulé Key Statistics – June 2025, qui indique que le 12 juin, le système CAISO a atteint un record d’exportations nettes de 7,38 GW vers les systèmes voisins en pleine plage de production solaire maximale.

De manière complémentaire, une autre publication du CAISO, le document Monthly Renewables Performance Report – June 2025, indique que le maximum de production solaire du mois de juin 2025 a été de 21,6 GW aux alentours de midi, un niveau que le système a atteint le 13 selon les statistiques de l’opérateur.

Ces valeurs illustrent à quel point le photovoltaïque domine le système durant les heures centrales de la journée et comment, lorsque la demande interne est saturée, le système se trouve contraint d’exporter de grandes quantités d’énergie malgré la capacité de stockage déjà disponible sur le réseau californien.

• En fin d’après-midi et en soirée, de 18 à 22 h, la production photovoltaïque chute rapidement et le gaz ainsi que les importations prennent davantage de poids. La demande nette, c’est-à-dire la demande totale moins la production renouvelable, augmente, et avec elle, la pression haussière sur le prix de l’électricité. C’est précisément sur cet intervalle de temps que les batteries commencent à décharger intensément l’énergie accumulée à midi, réduisant la nécessité de recourir aux centrales à gaz et atténuant ainsi la hausse du prix du kWh. Pour éviter que cette décharge ne se concentre uniquement sur la première heure chère et que les batteries ne soient trop vides pour le reste de la soirée, le système impose des contraintes sur leur état de charge à chaque heure : c’est ce que l’on appelle l’End-of-Hour State of Charge (EOH-SOC), autrement dit un niveau minimum de charge que la batterie doit conserver à la fin de chaque heure, ou de certaines heures clés. Dans la pratique, cela oblige à répartir la décharge sur l’ensemble de la fenêtre critique (par exemple de 18 h à 22 h) et garantit que les batteries continuent de fournir de l’énergie lorsque la demande et les prix sont les plus sous tension, réduisant ainsi l’usage du gaz naturel sur ces heures-là. Lors des journées d’été maximales, la décharge des batteries a couvert jusqu’à un quart de la consommation du soir, avec des injections de 8 à 10 GW sur les heures critiques. Un exemple significatif est celui du 19 juin 2025, de 19 à 21 h, où les batteries ont été la principale source d’électricité du système CAISO, apportant une énergie équivalente à environ 26 % de la consommation.

• La nuit, à partir de 22 h, la contribution en énergie des batteries cesse jusqu’au lendemain. À ce moment de la journée, l’éolien prend généralement davantage de poids, l’hydroélectricité offre un coussin stable et le gaz ainsi que le nucléaire couvrent le différentiel restant pour garantir l’approvisionnement.

Avec ce schéma de fonctionnement horaire, les données de 2024 montrent que, dans la réalité actuelle du système électrique californien, à midi, de 10 à 13 h, lorsque la production solaire est abondante et que l’électricité est bon marché, la charge des batteries représente en moyenne 14,7 % de l’ensemble de la demande du système. En revanche, le soir, de 17 à 21 h, lorsque la consommation augmente et que les prix ont tendance à grimper, ces mêmes batteries déchargent et fournissent en moyenne 8,6 % de l’électricité consommée pendant cette plage. Au sein de cette période de décharge, le point culminant se situe habituellement vers 19 h, avec une injection moyenne d’environ 5.700 MW en 2024. Pour mettre ce chiffre en perspective, il faut rappeler qu’en 2023 cette injection moyenne à 19 h n’était que d’environ 2.700 MW. En un an seulement, la contribution des batteries au système sur la plage horaire de 19 h a donc plus que doublé, ce qui a permis de réduire le pic de puissance à fournir par les centrales à gaz pour satisfaire la demande globale.

Le message de fond est simple mais percutant : lorsque le photovoltaïque occupe une place très importante dans le système, le déploiement des batteries devient un élément structurel clé, car il permet d’aplanir la courbe des prix au fil de la journée et de réduire la dépendance au gaz naturel pendant les heures où l’ensoleillement est moindre.

Conclusion

En définitive, le comportement quotidien du système électrique californien constitue un exemple concret de ce qui se produit lorsque, dans un système où le photovoltaïque occupe une grande part, on introduit des batteries comme éléments structurels du mix électrique, afin de stocker une partie de l’énergie produite pendant les heures de production solaire maximale et de l’utiliser ensuite en début de soirée, lorsque la demande commence à croître.

En quelques années seulement, la Californie est passée d’environ 500 MW de batteries à une puissance installée totale de l’ordre de 13.000 MW. Le processus de déploiement de ces 13 GW et leur intégration dans l’exploitation quotidienne ont modifié la manière dont le système couvre la demande d’électricité à travers les différentes plages horaires : à midi, les batteries absorbent les excédents solaires qui auparavant auraient dû être exportés ou gaspillés, et le soir elles sont utilisées pour répondre à une part significative de la demande alors que la production renouvelable diminue et où le système est le plus vulnérable aux flambées de prix. Le profil horaire que nous observons aujourd’hui en Californie, avec des batteries qui se chargent lorsque l’énergie est abondante et bon marché et se déchargent lorsque la demande et les prix s’envolent, est la meilleure démonstration du fait que le stockage peut passer du statut de ressource ponctuelle à celui de pilier structurel du système.

Il convient néanmoins de garder à l’esprit que ce portrait horaire ne représente qu’une partie de l’histoire. Pour comprendre à quel point les batteries ont transformé le système californien, il faut également regarder ce qui se passe « de l’autre côté du compteur » et analyser le rôle croissant de l’autoconsommation, des centrales électriques virtuelles et des programmes numériques qui coordonnent des milliers de batteries résidentielles, ainsi que l’impact combiné de l’ensemble sur le prix du kWh. C’est précisément ce qui constituera le fil conducteur de la deuxième partie de cet article, où l’on analysera comment l’énergie issue des batteries des foyers californiens contribue au système électrique de Californie et comment tout cet ensemble de capacités de stockage, qu’il soit raccordé au réseau ou distribué dans les logements, a influencé l’évolution du coût de l’énergie en Californie au cours des cinq dernières années.