La commission des crédits de l'Assemblée de l'État de Californie a approuvé hier deux projets de loi qui pourraient développer le programme de centrale électrique virtuelle (VPP) de l'État.

Le projet de loi sénatorial 905 et le projet de loi sénatorial 913 abordent des facettes distinctes mais complémentaires de l'utilisation des ressources énergétiques distribuées — comme les systèmes solaires et de stockage d'énergie de petite ampleur — pour réduire la demande d'énergie lorsqu'elle est la plus coûteuse. Les centrales électriques virtuelles fonctionnent en mettant en réseau un grand nombre de ces appareils individuellement modestes — batteries domestiques, installations solaires en toiture et appareils pilotables — afin qu'ils puissent être mobilisés ensemble comme une ressource unique lorsque le réseau est sous contrainte.

Le SB 905 se concentre sur la détermination des circuits du réseau capables de supporter une charge électrique supplémentaire. Selon le texte du projet de loi, il utiliserait des « métriques fondées sur la performance » pour identifier les circuits qui pourraient nécessiter un renforcement énergétique, en s'appuyant sur le déploiement de ressources énergétiques distribuées. Cette mesure pourrait créer une feuille de route pour développer le réseau californien au moyen de sources d'énergie distribuées. La planification au niveau des circuits a pris davantage d'importance à mesure que la demande nette de la Californie — la demande totale moins la production éolienne et solaire — augmente fortement en soirée, lorsque la production solaire diminue.

« Agrandir les équipements du réseau pour servir un petit nombre d'heures de consommation plus élevée gaspille l'argent des abonnés », a déclaré Brad Heavner, directeur exécutif de la California Solar and Storage Association (CALSSA). « À la place, nous pouvons tirer davantage du réseau que nous avons déjà payé en mobilisant les batteries et le pilotage des appareils aux heures où la consommation atteint son pic. » Les enjeux pour les abonnés sont notables dans un État où les tarifs résidentiels de l'électricité figurent parmi les plus élevés des États-Unis continentaux, selon les données de l'U.S. Energy Information Administration.

Le SB 913 établirait un tarif de compensation lorsque le réseau exporte l'énergie stockée d'un client des services publics pendant les périodes de demande plus élevée. La CALSSA a indiqué que l'État ne rémunère actuellement pas les clients pour ce type d'exportations d'énergie.

Le marché RA auquel Heavner fait référence est le programme d'adéquation des ressources (resource adequacy) de la Californie, qui oblige les services publics et autres entités de fourniture de charge à sécuriser une capacité de production suffisante pour répondre de manière fiable à la demande prévue. « Le SB 913 constitue une étape importante car les flottes d'appareils des clients ne sont actuellement autorisées à participer au marché RA que dans la mesure où ces appareils réduisent la consommation de chaque client individuel », a déclaré Heavner. « Par conception, ce changement garantira une baisse des tarifs car ces ressources ne seraient retenues sur le marché que lorsqu'elles sont disponibles à un coût inférieur à celui des ressources concurrentes », a poursuivi Heavner.

Le programme Demand Side Grid Support de la Californie — le programme VPP de l'État, administré par la California Energy Commission, qui rémunère les clients participants pour qu'ils réduisent leur consommation d'électricité ou injectent de l'énergie dans le réseau lors d'événements extrêmes — a récemment été prolongé jusqu'à la fin de 2026 et fait actuellement l'objet d'un examen pour une prolongation jusqu'en 2027. La CALSSA a rapporté que le programme a attiré la participation de plus de 1 GW de batteries distribuées, une échelle conforme à la trajectoire nationale de cette technologie : le département de l'Énergie des États-Unis estimait en 2023 que les centrales électriques virtuelles pourraient passer d'environ 30–40 GW de capacité à entre 80 et 160 GW d'ici 2030. Selon l'organisation, l'adoption du SB 913 créerait un programme VPP permanent ne nécessitant pas de financement régulier du budget de l'État.

Les projets de loi se dirigent désormais vers l'Assemblée de l'État de Californie dans son ensemble, où ils font face à l'échéance du 31 août fixée par la Législature pour l'adoption des projets de loi au cours de la deuxième année d'une session de deux ans. S'ils sont adoptés, ils seront ensuite transmis au gouverneur Gavin Newsom.

Source : Solar Power World