Le développement des batteries dans le Southwest Power Pool (SPP) est resté limité jusqu'à présent, malgré une pénétration record de l'éolien aux États-Unis. Cependant, la région devrait connaître une évolution dans les prochaines années.
Aujourd'hui, 53 GW de capacité de batteries sont en file d'attente, et la mise hors service des centrales thermiques, l'augmentation de la demande et la croissance continue des énergies renouvelables vont accroître le besoin de stockage connecté au réseau.
Résumé exécutif
- 10,7 GW de stockage par batterie devraient entrer en exploitation commerciale d'ici 2030. Cela ne représente que 20 % de la capacité totale de BESS en file d'attente au SPP. Cette projection reflète des taux d'achèvement pondérés par étape et des délais de développement spécifiques à la région.
- Les batteries en file d’attente affichent en moyenne quatre heures de durée, signe que les développeurs cherchent à maximiser les revenus sur le marché bilatéral de l'adéquation des ressources du SPP. Les systèmes de quatre heures sont les mieux adaptés à la couverture du pic du soir et aux règles d'accréditation.
- La file d'attente d'interconnexion du SPP dépasse 150 GW de capacité de production totale. L'opérateur applique désormais un cycle annuel d'étude de cluster et un processus simplifié d'interconnexion de surplus, permettant des approbations plus rapides pour les projets hybrides et co-localisés.
- La croissance du stockage est portée par la mise hors service de capacités thermiques (3,6 GW d'ici 2030), l’augmentation de la demande de pointe (+14 % d'ici 2030) et une forte pénétration des renouvelables. L’éolien fournit déjà environ 40 % de la production annuelle, et les ajouts solaires à grande échelle s’accélèrent.
Batteries, solaire et éolien dominent la file d’attente d’interconnexion du SPP
Les dernières données d’interconnexion du SPP montrent que les développeurs se concentrent massivement sur les renouvelables et le stockage. Cela illustre la rapidité avec laquelle le mix de production évolue vers plus de flexibilité et de capacité propre.
Les renouvelables tirent la file d’attente, le solaire et l’éolien représentant ensemble près de la moitié de la capacité totale en attente, avec plus de 75 GW prévus pour entrer en service commercial d’ici 2030.
Les batteries suivent, avec plus de 50 GW de BESS en file d’attente au SPP. Les projets autonomes dominent les premières années, mais les projets co-localisés combinant solaire ou éolien avec stockage – répertoriés comme “hybrides” dans la file d’attente du SPP, bien qu’ils ne soient pas nécessairement couplés en courant continu – devraient augmenter fortement après 2027.
Les projets thermiques représentent moins d’un quart de la capacité en file d’attente du SPP. C’est le signe clair que les développeurs privilégient les renouvelables et le stockage. Ce basculement s’explique à la fois par des coûts d’investissement plus élevés et des délais de développement plus longs – y compris des délais d’approvisionnement – pour la production thermique. Cela rend les projets d’énergie propre plus compétitifs sur le marché actuel.
Seulement 300 MW de batteries sont en service, mais la file d’attente dépasse 50 GW
Le déploiement des BESS au SPP se concentre vers la fin des années 2020, 2028 et 2029 étant les années de construction les plus importantes. Sur l’ensemble de la capacité en file d’attente, 60 % des projets sont identifiés comme BESS autonomes. Parallèlement, 39 % sont hybrides avec du solaire, et 1 % hybrides avec de l’éolien.
Le cluster Surplus du SPP permet aux développeurs de réutiliser la capacité d’interconnexion existante en ajoutant de la production ou du stockage sur des sites éoliens ou solaires existants. Ce programme vise à mieux exploiter la capacité sous-utilisée du réseau aux points d’interconnexion existants, réduisant ainsi les temps d’étude et les coûts pour les projets pouvant mutualiser les infrastructures.
Environ 3,3 GW de stockage autonome planifié sont intégrés à ce cluster. En tenant compte de ces projets surplus, la part réelle des BESS autonomes dans la file d’attente du SPP tombe à environ 54 %.
Cela met en évidence une tendance clé : les projets hybrides du cluster Surplus gagnent du terrain stratégique, offrant aux développeurs des voies d’interconnexion plus rapides que les nouveaux projets.
12 % des projets BESS en file d'attente sont en phase de développement avancée
Le SPP compte actuellement 6,2 GW de projets de stockage en phase avancée, c’est-à-dire ayant signé un accord d’interconnexion de production (GIA). Ce sont les projets ayant le plus de chances d’aboutir à une construction à court terme.
10,3 GW supplémentaires sont en phase de développement intermédiaire, c’est-à-dire en cours d’étude d’infrastructure ou en attente d’un GIA.
Les 36,2 GW restants sont encore en études préliminaires (Expedited Resource Adequacy Study (ERAS) ou Definitive Interconnection System Impact Study (DISIS)), la plupart visant une mise en service entre 2028 et 2030.
Pour estimer la part de ce pipeline susceptible d’atteindre réellement la mise en service commerciale, des taux d’achèvement spécifiques à chaque étape sont appliqués afin d’évaluer le déploiement réalisable des BESS au SPP.
Le déploiement BESS du SPP devrait atteindre 10,7 GW d'ici 2030
Les perspectives de Modo Energy pour le SPP prévoient 2,9 GW de stockage opérationnel d’ici 2027 et 10,7 GW d’ici 2030. Les rythmes annuels de déploiement varient de 750 MW environ en 2026 à plus de 3 GW en 2029, suivant une trajectoire similaire à celle de marchés BESS matures comme ERCOT et CAISO.
Alors que le rapport d'adéquation des ressources estivales 2025 du SPP ne comptabilise que 2 GW de stockage accrédité d’ici 2030, l’analyse de Modo Energy prévoit une trajectoire bien plus rapide – à mesure qu’une plus grande part des projets avancés franchit les étapes DISIS et d’accord d’interconnexion.
La différence entre les projections de déploiement des batteries tient à la fois à la méthodologie et à l’objectif. Le chiffre du SPP reflète la capacité accréditée déclarée par les entités responsables de la charge pour la conformité d'adéquation des ressources – en somme, les projets déjà en service ou formellement engagés à répondre aux exigences de réserve. Il s’agit d’une base de planification conservatrice, et non d’une prévision de développement du marché.
La durée moyenne des projets BESS devrait être de 4 heures
Les informations publiques sur la durée des BESS au SPP restent limitées, mais les premières indications montrent que les systèmes de quatre heures deviennent la norme émergente.
Les développeurs dimensionnent leurs projets en fonction des courbes ELCC (Effective Load-Carrying Capability) et des règles d’accréditation RA (Resource Adequacy) du SPP, qui exigent que le stockage puisse décharger en continu pendant au moins quatre heures pour obtenir un crédit de capacité complet.
Selon le tarif du SPP, les systèmes de deux heures sont évalués sur la courbe ELCC de quatre heures et plafonnés à 50 % de la puissance nominale, tandis que les batteries de quatre heures peuvent obtenir presque l’accréditation maximale.
L’étude ELCC 2025 du SPP a accordé à toutes les durées 100 % de la puissance nominale aux niveaux de pénétration actuels (1 GW ou moins). Même dans l’étude 2024, qui modélise une flotte de 1 GW, un système de quatre heures a reçu 652 MW de crédit de capacité estivale et 477 MW en hiver pour une installation de 1 000 MW.
Comme les valeurs ELCC chutent fortement pour les durées plus courtes, et que le bénéfice supplémentaire des systèmes de six ou huit heures reste limité, le stockage de quatre heures devient l’option la plus rentable pour les développeurs – équilibre entre valeur d’accréditation, coût et revenus RA prévisibles.
Comment fonctionne le processus d’interconnexion au SPP ?
Le processus standard d’interconnexion de production
Le processus d’interconnexion de production du SPP utilise une approche d’étude de cluster, regroupant les nouvelles demandes soumises lors de fenêtres de candidature ouvertes. Cette méthode permet au SPP d’évaluer les impacts cumulés sur le réseau tout en réduisant les études redondantes pour chaque développeur. Les projets passent par trois phases d’études consécutives, chacune nécessitant un engagement financier croissant et offrant deux opportunités de retrait.
Étapes détaillées
- Soumettre une demande pendant la période de fenêtre ouverte
Les développeurs déposent une demande d’interconnexion de production (GI) durant la période de candidature du SPP, accompagnée d’un dépôt d’étude et d’une garantie financière initiale.
La demande doit démontrer la maturité du projet, incluant le contrôle du site, la capacité du générateur et une date de mise en service prévue. Les projets ne répondant pas à ces critères ne sont pas acceptés dans le cluster.
- Phase 1 : Études initiales et estimation des coûts
Le SPP réalise des études de flux de puissance, de rapport de court-circuit et d’impact système pour identifier d’éventuelles contraintes de réseau. Les développeurs reçoivent un rapport de phase 1 résumant les impacts de leur projet et présentant une première estimation des coûts de renforcement.
- Point de décision 1
Après analyse des résultats de la phase 1, les développeurs choisissent de poursuivre ou de se retirer. Continuer implique un paiement de garantie supplémentaire, signe d’un engagement accru et filtre les candidatures spéculatives. Les projets qui se retirent ici perdent une partie de leur dépôt ; ceux qui poursuivent prennent un risque financier plus important.
- Phase 2 : Études affinées de flux et de stabilité
Lors de la deuxième phase, le SPP mène des analyses détaillées de court-circuit, de stabilité et d’infrastructures en coordination avec le gestionnaire du réseau. Les développeurs obtiennent des plans de renforcement et des estimations de coûts plus précises – généralement à ±20 % près. À ce stade, les résultats peuvent révéler d’importantes variations de coût selon la congestion régionale, notamment dans l’ouest du Kansas ou la Panhandle de l’Oklahoma.
- Point de décision 2
Les développeurs peuvent encore se retirer, poursuivre ou modifier leur projet. Pour avancer à la phase finale, ils doivent verser la garantie financière 3, couvrant leur part des coûts de renforcement identifiés.
- Étude d’infrastructures et accord d’interconnexion
La dernière étude définit précisément les renforcements nécessaires et les coûts associés.
Une fois acceptée, le développeur signe un GIA avec le SPP et le gestionnaire du réseau – un engagement contractuel qui lance la construction.
À ce stade, le projet doit aussi prouver le contrôle du site et démontrer l’avancement du développement.
Le processus d’interconnexion Surplus
Le SPP propose également une voie d’interconnexion plus rapide et ciblée, le processus Surplus, applicable lorsque des installations existantes (par exemple, des parcs éoliens ou solaires) disposent de capacité inutilisée.
Un nouveau générateur, tel qu’une batterie, peut se connecter en utilisant cette capacité disponible via un accord d’interconnexion Surplus (SIA) plutôt qu’un GIA complet. Aucun nouveau renforcement du réseau n’est requis, car le projet doit fonctionner dans la limite du point d’interconnexion existant (POI).
Surtout, les délais sont bien plus courts, généralement de 6 à 12 mois au lieu de plusieurs années. Ce processus est donc une option majeure pour les développeurs cherchant des accès rapides au marché ou des opportunités de co-localisation hybride.
Cet article fait partie d’une série en deux volets. Le prochain article analysera en détail les projets de batteries en exploitation et en phase avancée au SPP – en détaillant leur localisation, capacité, fournisseurs et structures de propriété pour cartographier le paysage émergent du stockage dans la région.
Pour toute question sur le contenu de cet article, contactez l’auteur à alex.dediego@modoenergy.com. Pour en savoir plus sur l’abonnement aux études de Modo Energy, cliquez ici.
