Le California Green Innovation Index a confirmé que la Californie a atteint en 2024 une part de 52,3% d’électricité issue de sources renouvelables et d’hydroélectricité de grande échelle. Ce chiffre, bien que méthodologiquement composite, reflète une réduction significative de la dépendance aux énergies fossiles. Il s’agit d’un indicateur non conforme aux obligations du Renewables Portfolio Standard (RPS), car il inclut des sources non éligibles comme la grande hydraulique.
La dynamique du stockage s’intensifie face à la surproduction
Le stockage d’énergie constitue désormais l’axe principal de la stratégie d’intégration. La California Energy Commission (CEC) a approuvé l’ajout de 5 743 mégawatts (MW) de capacité de stockage en 2024, contre 3 394 MW l’année précédente. Cette accélération vise à limiter le curtailment – perte de production renouvelable non injectée – qui a progressé de 29% en un an selon l’Energy Information Administration (EIA), atteignant 3,4 térawattheures. La valeur économique des actifs renouvelables se déplace désormais vers ceux capables d’apporter de la flexibilité.
Un pivot stratégique autour du gaz “hydrogen-capable”
La Los Angeles Department of Water and Power (LADWP) a confirmé la sortie complète du charbon provenant de la centrale Intermountain Power Project (IPP) située en Utah. Cette transition vers des unités alimentées au gaz compatibles hydrogène vise à réduire l’exposition au charbon tout en maintenant une forme de flexibilité fossile. Le projet permet une réduction partielle des émissions, tout en créant une dépendance future à l’approvisionnement en hydrogène bas-carbone.
Des contraintes réglementaires à intensité variable
La loi californienne SB 100 impose un objectif de 60% d’énergies renouvelables qualifiées d’ici 2030, et 100% d’électricité sans carbone en 2045. Cette trajectoire réglementaire est portée par la California Public Utilities Commission (CPUC) et la CEC. En parallèle, le California Air Resources Board (CARB) pilote l’objectif de -40% d’émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990 à l’horizon 2030, ce qui accentue la pression sur l’électrification des secteurs transport et industriel.
Un effet marché immédiat sur les prix et les contrats
La multiplication des heures à prix bas, voire négatifs, a fragilisé les projets solaires non couplés à du stockage. Les contrats d’achat d’électricité (PPA) valorisant la flexibilité ou intégrant des mécanismes de profilage deviennent plus attractifs que les contrats “as-produced”. Le CEC a engagé un processus “fast-track” pour des projets hybrides d’envergure, dont le projet Darden dans le comté de Fresno, afin de raccourcir les délais de raccordement et renforcer le réseau.
Risques industriels et tensions sur la chaîne logistique
L’industrialisation rapide des batteries accroît l’exposition aux risques liés aux matières premières comme le lithium ou le nickel, mais aussi aux normes de sécurité. L’incident sur le site de stockage de Moss Landing a illustré les vulnérabilités potentielles. Ces événements alourdissent les exigences d’assurance, de maintenance, et peuvent retarder les permis pour de nouveaux projets.
Vers une reconfiguration de la compétitivité des acteurs
Les développeurs proposant des projets intégrés (solaire + stockage) sont favorisés dans les appels d’offres, tandis que les générateurs exposés aux marchés spot souffrent de marges comprimées. Les revenus liés à la capacité, aux services système ou à l’arbitrage journalier prennent de l’importance. Ce changement de paradigme redistribue les cartes sur la chaîne de valeur énergétique régionale.
Émergence d’une dépendance matérielle plus que fossile
Alors que le charbon disparaît du mix californien, la dépendance se déplace vers les chaînes d’approvisionnement en batteries. Les enjeux géopolitiques concernent désormais l’origine des matériaux, les capacités de raffinage et les règles commerciales associées. Le gaz reste un filet de sécurité, mais soumis aux aléas du marché et aux critiques ESG.
