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 est sur le point de connaître une évolution dans les prochaines années.

Aujourd’hui, 53 GW de capacité de batteries sont en file d’attente. Le retrait des centrales thermiques, la hausse de la demande et la croissance continue des renouvelables vont accroître le besoin de stockage connecté au réseau.

Résumé exécutif

• 10,7 GW de stockage par batteries devraient entrer en exploitation commerciale d’ici 2030. Cela ne représente que 20 % de la capacité totale BESS en file d’attente au SPP. Cette projection s’appuie sur des taux d’achèvement pondérés par étape et des calendriers de développement régionaux.
• Les batteries en file d’attente affichent en moyenne une durée de quatre heures, illustrant l’orientation des développeurs vers la maximisation des revenus sur le marché bilatéral d’adéquation des ressources du SPP. Les actifs de quatre heures sont les mieux adaptés à la couverture des pics en soirée 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 groupée et un processus d’Interconnexion Surplus simplifié, permettant des approbations plus rapides pour les projets hybrides ou co-localisés.
• La croissance du stockage est portée par la fermeture de capacités thermiques (3,6 GW d’ici 2030), la hausse 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 sur l’interconnexion au SPP montrent que les développeurs concentrent massivement leurs efforts sur les renouvelables et le stockage. Cela révèle la rapidité avec laquelle le mix de production régional évolue vers plus de flexibilité et de capacité propre.

Les renouvelables dominent la file d’attente, le solaire et l’éolien représentant ensemble près de la moitié de la capacité totale, avec plus de 75 GW prévus pour entrer en exploitation commerciale d’ici 2030.

Les batteries suivent, avec plus de 50 GW de capacité BESS en attente au SPP. Les projets autonomes sont majoritaires dans les premières années, mais les projets co-localisés associant solaire ou éolien et stockage — listés comme « hybrides » dans la file du SPP, sans forcément être couplés en courant continu — devraient fortement augmenter après 2027.

Les projets thermiques représentent moins d’un quart de la capacité en file d’attente au SPP. C’est un signe clair que les développeurs privilégient les renouvelables et le stockage. Ce basculement s’explique par des coûts d’investissement plus élevés et des délais de développement plus longs — y compris pour l’approvisionnement — pour les nouvelles centrales thermiques. 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 BESS du SPP se concentre vers la fin des années 2020, avec des pics attendus en 2028 et 2029. Parmi la capacité totale en file d’attente, 60 % des projets sont des BESS autonomes. Parallèlement, 39 % sont des hybrides couplés au solaire, et 1 % des hybrides couplés à 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 déjà connectés. Ce programme vise à optimiser l’utilisation des points d’interconnexion existants sous-exploités, réduisant ainsi les délais et les coûts d’étude pour les projets partageant l’infrastructure.

Environ 3,3 GW de stockage autonome prévu 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 lumière une tendance clé : les projets hybrides du cluster Surplus gagnent du terrain stratégique, offrant aux développeurs des voies d’interconnexion plus rapides que les nouvelles constructions.

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 avancés, disposant d’un accord d’interconnexion de production (GIA) signé. Ce sont les projets les plus susceptibles d’aboutir à court terme.

10,3 GW supplémentaires sont en phase intermédiaire, c’est-à-dire en cours d’étude d’installation ou en attente de GIA.

Les 36,2 GW restants sont encore en phase d’études préliminaires (phases ERAS ou DISIS), la plupart visant une mise en service entre 2028 et 2030.

Pour estimer la part de ce pipeline susceptible d’atteindre réellement l’exploitation commerciale, des taux d’achèvement spécifiques à chaque étape sont appliqués afin d’évaluer le potentiel de déploiement BESS du SPP.

Le déploiement BESS du SPP devrait atteindre 10,7 GW d’ici 2030

Selon les projections de Modo Energy, le SPP comptera 2,9 GW de stockage opérationnel d’ici 2027 et 10,7 GW d’ici 2030. Les rythmes annuels de déploiement varient d’environ 750 MW 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 2025 sur l’adéquation des ressources estivales du SPP ne comptabilise que 2 GW de stockage accrédité d’ici 2030, l’analyse de Modo Energy prévoit un développement bien plus rapide — à mesure qu’une part croissante des projets avancés progresse dans les phases DISIS et d’accord d’interconnexion.

Les écarts entre les projections de déploiement des batteries tiennent 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 à l’adéquation des ressources — essentiellement, les projets déjà en service ou formellement engagés pour répondre aux exigences de réserve. Il s’agit d’une base de planification prudente plutôt que d’une prévision 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 premiers signaux indiquent que les systèmes de quatre heures deviennent la norme émergente.

Les développeurs dimensionnent leurs projets selon les courbes ELCC (capacité effective de charge) du SPP et les règles d’accréditation RA (adéquation des ressources), qui exigent que le stockage puisse décharger en continu pendant au moins quatre heures pour bénéficier d’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 une accréditation quasi totale.

L’étude ELCC 2025 du SPP a crédité toutes les durées à 100 % de la puissance nominale aux niveaux de pénétration actuels (1 GW ou moins). Même dans l’étude 2024, modélisant une flotte de 1 GW, un système de quatre heures a reçu 652 MW de crédit en été et 477 MW en hiver pour une installation de 1 000 MW.

Comme les valeurs ELCC chutent fortement pour des durées plus courtes, et que l’avantage supplémentaire des systèmes de six ou huit heures reste limité, le stockage sur quatre heures devient le point d’équilibre économique pour les développeurs — optimisant 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 du SPP utilise une approche d’étude groupée, regroupant les nouvelles demandes soumises lors de fenêtres d’application ouvertes. Cette méthode permet au SPP d’évaluer l’impact global sur le réseau tout en réduisant les études redondantes pour chaque développeur. Les projets passent par trois phases d’étude successives, chacune exigeant un engagement financier croissant et offrant deux opportunités de retrait.

Déroulé étape par étape

1. Soumettre une demande durant la fenêtre d’ouverture
   Les développeurs déposent une demande d’interconnexion de production (GI) pendant la période d’ouverture, accompagnée d’un dépôt d’étude et d’une garantie financière initiale.
   La demande doit prouver la maturité du projet : maîtrise foncière, capacité du générateur et date de mise en service prévue (COD). Les projets ne répondant pas à ces critères ne sont pas acceptés dans le cluster.
   
2. 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 sur le réseau pour identifier les contraintes potentielles. Les développeurs reçoivent un rapport de Phase 1 résumant l’impact de leur projet sur le réseau et donnant une première estimation des coûts de renforcement.
   
3. Point de décision 1
   Après examen des résultats de la Phase 1, les développeurs choisissent de poursuivre ou de se retirer. Continuer implique un paiement financier supplémentaire, signe d’un engagement renforcé et filtre les candidatures spéculatives. Les projets qui quittent ici perdent une partie de leur dépôt ; ceux qui poursuivent s’exposent à un risque financier accru.
   
4. Phase 2 : Études affinées de flux de puissance et de stabilité
   Lors de la seconde phase, le SPP mène des analyses détaillées de court-circuit, de stabilité et d’installation en coordination avec le gestionnaire du réseau. Les développeurs reçoivent des scénarios d’amélioration et des coûts affinés — généralement avec une précision de ±20 %.
   
5. À ce stade, les résultats peuvent révéler d’importantes variations de coûts selon la congestion régionale, notamment dans les zones à capacité limitée comme l’ouest du Kansas ou la Panhandle d’Oklahoma.
   
6. Point de décision 2
   Les développeurs peuvent encore se retirer, poursuivre ou modifier leur projet. Passer à la phase finale exige de déposer la Garantie Financière 3, couvrant leur part des coûts d’amélioration identifiés.
   
7. Étude d’installation et accord d’interconnexion
   L’étude finale définit précisément les améliorations nécessaires et les coûts associés.
   Une fois acceptée, le développeur signe un GIA avec le SPP et le gestionnaire du réseau — étape contraignante qui engage formellement le projet en construction.
   À ce stade, le projet doit également fournir la preuve de la maîtrise foncière et démontrer la poursuite du développement.

Le processus d’Interconnexion Surplus

Le SPP propose aussi une voie d’interconnexion plus rapide et ciblée : le processus Surplus, applicable lorsque des installations existantes (par exemple, éoliennes ou solaires) disposent d’une capacité d’interconnexion inutilisée.

Un nouveau générateur, tel qu’une batterie, peut se connecter en utilisant cette capacité via un accord d’interconnexion Surplus (SIA) plutôt qu’un GIA complet. Aucun nouveau renforcement du réseau n’est requis, le projet devant 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 clé pour les développeurs souhaitant accéder plus rapidement au marché ou co-localiser des projets hybrides.

Cet article fait partie d’une série en deux volets. Le prochain article se penchera sur les projets de batteries en exploitation et en phase avancée au SPP — en détaillant leurs localisations, capacités, fournisseurs et structures de propriété pour cartographier le paysage émergent du stockage dans la région.

Pour toute question concernant le contenu de cet article, contactez l’auteur à alex.dediego@modoenergy.com. Pour en savoir plus sur l’abonnement aux études Modo Energy, cliquez ici.