Malgré les risques de dégradation par temps froid, le stockage permet une plus grande disponibilité pendant les périodes de pointe de la demande hivernale.
Même avec une capacité électrique disponible moindre par temps froid au Texas, les systèmes de stockage par batterie réduisent le risque de pannes de courant cet hiver, a rapporté l’Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) lors de sa réunion du conseil d’administration de décembre.
Dans son dernier rapport sur l’adéquation des ressources, ERCOT a modélisé la disponibilité des batteries en décembre 2024, lorsque les réserves d’exploitation étaient faibles, ainsi que pendant les tempêtes hivernales Cora, Enzo et Kingston en 2025.
L’étude a révélé qu’une urgence énergétique est moins probable en janvier 2026 qu’en décembre 2025, car davantage de projets de stockage seront connectés au réseau. Les systèmes de batteries permettent une plus grande disponibilité tôt le matin, lorsqu’il est plus difficile de répondre à la demande en électricité, a rapporté ERCOT.
Comme les turbines à gaz, les systèmes de batteries rencontrent des problèmes de fonctionnement par temps froid. Si elles ne sont pas traitées lorsque les températures chutent, les batteries deviennent moins efficaces car le froid hivernal ralentit les réactions chimiques internes et réduit leur capacité à décharger de l’électricité.
ERCOT modélise ses projections de risques hivernaux en tenant compte du faible état de charge des batteries, mais constate néanmoins que l’afflux de nouvelles installations de stockage d’énergie protège le réseau contre les urgences hivernales.
Depuis la tempête hivernale Uri en février 2021, l’ERCOT et d’autres régulateurs ont mis en œuvre un certain nombre de réformes, notamment l’obligation pour les centrales électriques de s’adapter aux intempéries pour l’hiver. Des exigences similaires en matière de protection contre les intempéries hivernales existent désormais pour les systèmes de batteries.
Comme toutes les autres ressources énergétiques, les systèmes de stockage sont soumis à des inspections ERCOT au moins une fois tous les trois ans. Le gestionnaire du réseau a achevé sa quatrième inspection hivernale en avril, évaluant plus de 3 300 centrales électriques et installations de transport depuis le début du programme en réponse à la tempête hivernale Uri.
Certains des composants critiques des sites de stockage d’énergie identifiés par ERCOT comme présentant un risque de défaillance en cas d’urgences météorologiques extrêmes comprennent les systèmes de gestion thermique, les onduleurs, la technologie d’extinction d’incendie exposée au froid et les équipements de chauffage et de climatisation. Si l’un de ces systèmes tombe en panne, cela pourrait provoquer un déclenchement, réduire la capacité ou empêcher le démarrage des batteries.
Les opérateurs sont tenus de montrer les dossiers de préparation ou la manière dont ils ont mis en œuvre et maintenu les mesures d’urgence météorologique. Ils doivent également effectuer des visites guidées au cours desquelles ils montrent aux inspecteurs comment ils ont mis en œuvre des protections physiques sur les batteries, notamment l’imperméabilisation, la protection contre le vent et la protection contre le gel. Ces efforts de protection contre les intempéries peuvent contribuer à atténuer complètement la dégradation ou les temps d’arrêt de la batterie.
Garder les batteries dans des plages de température minimisant leur détérioration entraîne moins de perte de capacité ou de disponibilité, a déclaré Adam Nygaard, vice-président du développement commercial chez FlexGen, un intégrateur de stockage d’énergie. Nygaard a déclaré que le logiciel de FlexGen suit les performances idéales des systèmes de stockage en créant un jumeau numérique sur chaque site de stockage. Cela permet à l’entreprise de comparer les résultats réels à ce qui est prévu. « Lorsque nous constatons des variations, nous sommes alors en mesure d’agir », a déclaré Nygaard.
Pendant la tempête hivernale Uri, les utilisateurs de FlexGen ont bénéficié d’une disponibilité de 99,3 %, a-t-il déclaré.
Contrairement à d’autres réseaux à travers le pays, ERCOT ne paie pas les entreprises uniquement pour être prêtes à fournir de l’énergie en cas de besoin. ERCOT ne paie les opérateurs que lorsque l’énergie est réellement utilisée.
Le temps froid rend plus difficile pour les promoteurs de maximiser la décharge d’électricité pendant les périodes de pointe hivernales et signifie qu’ils pourraient ne pas bénéficier de ces paiements pour fournir de l’énergie en cas d’urgence, a déclaré John Murray, analyste principal des énergies renouvelables chez S&P Global Energy. Cela pourrait avoir un impact significatif sur leurs revenus.
Souvent, les événements hivernaux au Texas durent plusieurs jours, a déclaré Murray. Il n’y a aucune garantie que les batteries d’ERCOT puissent se recharger rapidement pendant les tempêtes hivernales, car l’énergie solaire est sous-performante et la glace pourrait entraîner la mise hors service des projets éoliens.
« Les pics de prix hivernaux à ERCOT sont plus courts, plus chaotiques et souvent liés à des pannes soudaines de générateurs », a déclaré Murray.
La volatilité des ressources éoliennes en hiver, associée au plus grand risque de pannes thermiques, sont les périodes difficiles de l’hiver au sein d’ERCOT, a déclaré Nygaard.
Et étant donné qu’ERCOT est isolé du reste du réseau américain, il n’y a souvent aucune importation d’électricité pendant les urgences hivernales pour recharger les batteries du Texas. De plus, selon Murray, il est plus difficile de prédire au cours de ces mois quels types de soutien énergétique supplémentaires pourraient être nécessaires, ce qui complique la modélisation des revenus et présente un risque commercial pour les développeurs.
Malgré cela, les développeurs se battent toujours pour connecter les projets de batteries à ERCOT. Sur les 1 999 demandes d’interconnexion de nouvelle génération totalisant 432 gigawatts, près de 41 % concernent des projets de stockage d’énergie.
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