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Oct 29, 2023

Le Nord-Ouest a besoin de plus d'énergie solaire de taille moyenne

Projet solaire communautaire Williams Acres de Neighborhood Power à l'extérieur de Woodburn,

Projet solaire communautaire Williams Acres de Neighborhood Power à l'extérieur de Woodburn, OR. Avec l'aimable autorisation d'Energy Trust of Oregon.

Projet solaire communautaire Williams Acres de Neighborhood Power à l'extérieur de Woodburn, OR. Avec l'aimable autorisation d'Energy Trust of Oregon.

Pour atteindre les objectifs climatiques, le Nord-Ouest doit construire des quantités sans précédent d'énergie éolienne et solaire et les lignes de transmission électrique pour la transporter.

Plus facile à dire qu'à faire.

Les projets d'énergie renouvelable à l'échelle des services publics - comme des installations solaires de plusieurs hectares ou des couloirs d'éoliennes de plusieurs kilomètres de long - et les câbles électriques qui les relient aux villes et villages suscitent de plus en plus d'opposition. Ils peuvent nécessiter de vastes étendues de terres et, s'ils ne sont pas planifiés de manière responsable, peuvent menacer des habitats sensibles, des terres agricoles de choix et des droits tribaux.

À la lumière de ces défis, certains défenseurs affirment que la région pourrait éviter de construire des lignes de transmission et de grands projets d'énergie renouvelable si elle augmentait considérablement ce que l'on appelle le « solaire distribué ». Contrairement à leurs homologues à grande échelle, les projets solaires distribués génèrent de l'électricité près de l'endroit où elle est consommée - par exemple, sur les toits des maisons et des entreprises, au-dessus des parkings, sur de petits champs inutilisés - et contournent complètement le réseau de transmission. L'énergie solaire distribuée varie généralement en taille, allant de petits projets de 0,001 mégawatt (1 kilowatt) à des projets moyens d'environ 5 mégawatts (MW). À titre de comparaison, les parcs solaires à grande échelle aux États-Unis ont généralement des capacités installées de 100 à 200 MW. Les plus grandes fermes du pays dépassent les 500 MW.

Contrairement à d'autres régions des États-Unis, cependant, le solaire distribué a un potentiel limité pour compenser le besoin de nouvelle capacité de transmission à Cascadia. C'est en grande partie parce que la plupart des endroits de la région qui sont du côté récepteur des contraintes de transmission ont besoin de la majeure partie de leur électricité en hiver, lorsque le soleil est le plus faible. La plus grande exception est le sud de l'Idaho, qui, avec son fort ensoleillement et sa forte demande d'énergie estivale pour irriguer les fermes, pourrait être un candidat de choix pour développer l'énergie solaire distribuée.

Même ainsi, l'énergie solaire distribuée, en particulier lorsqu'elle est combinée avec le stockage, peut aider à décarboner Cascadia. La production locale aide la région à se prémunir contre le risque que nous ne construisions tout simplement pas assez rapidement de nouvelles lignes de transmission et des projets d'énergie renouvelable à grande échelle. Mais le Nord-Ouest tarde à installer le type d'infrastructure solaire distribuée le plus prometteur : des projets de taille moyenne de l'ordre de 1 à 5 MW. L'Idaho et Washington sont particulièrement en retrait. Les décideurs politiques de ces États feraient bien de relever les limites de taille des projets pour la facturation nette et d'examiner de près le solaire communautaire, qui a catalysé la croissance solaire de taille moyenne dans d'autres États, y compris l'Oregon.1 La facturation nette fait référence à des systèmes dans lesquels les propriétaires de ressources solaires distribuées, comme les panneaux solaires sur les toits, sont remboursés par leurs services publics d'électricité pour toute l'électricité qu'ils produisent et qu'ils n'utilisent pas (moins l'électricité qu'ils achètent auprès du service public). Le taux auquel les propriétaires sont remboursés dépend de l'État.

Dans le nord-ouest du Pacifique, comme ailleurs, une plus grande capacité de transmission est nécessaire pour 1) répondre à la demande croissante d'électricité associée à l'électrification de tout, des voitures aux poêles et 2) remplacer l'approvisionnement en électricité qui provient aujourd'hui de la combustion de gaz ou de charbon. Nous manquons particulièrement de lignes de transmission pour apporter de l'énergie propre aux villes et villages de l'ouest de l'Oregon, de Washington et du sud de l'Idaho.

L'argument selon lequel l'énergie solaire distribuée peut empêcher l'accumulation de transmission est qu'en produisant plus d'électricité près des personnes qui l'utilisent, vous n'aurez pas besoin d'en produire autant loin et n'aurez donc pas besoin de construire des lignes de transmission. De plus, vous perdrez moins d'électricité en transit. En effet, en 2018, l'opérateur de réseau indépendant de Californie a recommandé d'annuler 18 projets d'expansion de transmission pour économiser 2,6 milliards de dollars. Il a cité des réductions de la demande d'électricité projetée grâce à l'augmentation des niveaux d'efficacité énergétique et solaire sur les toits. (Et notez que l'énergie solaire distribuée n'est pas le seul moyen pour certains endroits d'empêcher ou de différer la construction de lignes de transmission. D'autres incluent la mise à niveau des lignes existantes, l'augmentation de l'efficacité énergétique, le déploiement de programmes de réponse à la demande et l'installation d'un stockage distribué, tous avec un potentiel différent selon les endroits.2 Les programmes de réponse à la demande encouragent les clients de l'électricité à réduire ou à modifier le calendrier de leur consommation d'électricité pour mieux correspondre à l'offre disponible. Ils peuvent réduire la demande de pointe en électricité. Ce ne sont pas l'objet de cet article, mais ce sont des sujets que Sightline analysera à une date ultérieure.)

Cependant, la grande majorité des zones à transmission limitée du Nord-Ouest utilisent la majeure partie de leur électricité en hiver, lorsque le soleil dans ces zones est le plus faible. Ce schéma inhabituel de "pic hivernal" se produit en raison des étés réputés tempérés de la région, qui ont historiquement rendu la climatisation inutile, et de la forte dépendance à l'égard des radiateurs à résistance électrique. Sur les 11 zones de service de charge à l'ouest des Cascades dans l'Oregon et l'État de Washington, aucune ne voit sa demande d'électricité culminer en été, selon le rapport de transmission 2021 de la Bonneville Power Administration (BPA).3 Les zones de service de charge sont des villes ou des groupements de villes ou de villes qui sont géographiquement ou électriquement proches les unes des autres. Ensemble, leur demande forme la "charge" électrique de la zone. (Portland est « à double pic », ce qui signifie que sa plus forte demande d'électricité se produit à la fois en été et en hiver.) L'énergie solaire distribuée dans les zones de pointe hivernales de Cascadia ne peut pas faire grand-chose pour compenser la construction du réseau nécessaire pour répondre à la demande d'électricité de pointe, car elle ne produit pas assez d'énergie à cette période de l'année.4 Les réseaux sont construits pour gérer la demande d'électricité la plus élevée d'une zone donnée, même si cette pointe ne se produit que quelques heures par an.

L'énergie solaire distribuée dans la majeure partie de l'ouest de l'Oregon et de Washington ne peut pas non plus remplacer suffisamment les ressources en combustibles fossiles qui se retirent. Pour aider à illustrer pourquoi, le tableau ci-dessous montre les modèles de production et de consommation d'énergie de la maison de certains amis à Seattle avec l'énergie solaire sur le toit. La maison est révélatrice de ce à quoi nous pouvons nous attendre à l'avenir : elle est entièrement électrique et repose sur une pompe à chaleur à haut rendement pour chauffer l'hiver et refroidir l'été. De mai à octobre, la production des panneaux solaires (représentée par la ligne verte) compense entièrement la consommation d'électricité de la famille (représentée par les barres orange). Mais de novembre à avril, la maison a besoin d'au moins une certaine puissance de son service public d'électricité. (La maison dépend également probablement du réseau pour l'alimentation nocturne en été, car elle n'est pas équipée d'une batterie de stockage.)

La compagnie d'électricité de mes amis est Seattle City Light, qui est alimentée en grande partie par l'hydroélectricité. Mais s'ils vivaient dans cette même maison, par exemple à Olympia ou à Bellevue, dans l'État de Washington, qui ont des modèles climatiques similaires à ceux de Seattle, ils seraient desservis par Puget Sound Energy (PSE). PSE dépend du gaz et du charbon pour environ la moitié de sa capacité de production. Cela signifie qu'il doit construire ou acheter de nouvelles énergies renouvelables pour répondre à une grande partie de la demande d'électricité hivernale alors qu'il abandonne son gaz émetteur de carbone et son énergie au charbon. L'histoire est la même pour les autres services publics d'électricité appartenant à des investisseurs dans la région, qui dépendent fortement des combustibles fossiles. À Washington et en Oregon, ils sont soumis aux lois sur l'électricité propre. Les services publics appartenant à des investisseurs desservent environ 80% des clients électriques de l'Idaho, 75% de ceux de l'Oregon et 43% de ceux de Washington, selon la US Energy Information Administration. Les autres types de services publics sont les districts de services publics, les coopératives électriques rurales et les services publics municipaux (comme Seattle City Light), qui, dans le nord-ouest, dépendent principalement de l'hydroélectricité de la Bonneville Power Administration. Données sur le mix électrique pour les services publics appartenant à des investisseurs : reconnaissances de dette de l'Oregon ; l'énergie du Puget Sound ; Une vue; Puissance de l'Idaho ; PacificCorp. L'énergie solaire distribuée ne produit pas assez d'énergie en hiver dans l'ouest de Washington (ou l'ouest de l'Oregon) pour combler complètement cet écart. Au lieu de cela, la majeure partie de la nouvelle énergie devra être trouvée dans des endroits où le soleil ou le vent sont forts toute l'année. Et nous aurons besoin de grandes lignes électriques pour transporter ce jus.

Cela dit, l'énergie solaire distribuée pourrait aider à atténuer certaines contraintes de transmission dans les quelques zones de pointe estivale de Cascadia. Le sud de l'Idaho utilise déjà la majeure partie de son électricité en été en raison de la climatisation et des pompes d'irrigation. De plus, c'est un hotspot solaire : les conditions sont superbes pour la production d'énergie solaire. Même ici, cependant, pour que l'énergie solaire distribuée compense la construction de plus de transmission, la zone devrait remplir d'autres conditions, notamment en s'assurant que le système de distribution a une capacité suffisante pour raccorder les projets.

Notamment, plusieurs autres régions sont susceptibles de passer de l'hiver à l'été à mesure que le climat change et que davantage de nord-ouest installent la climatisation et que les pompes à chaleur à haut rendement remplacent les systèmes de résistance électrique. BPA s'attend à ce que Portland et Salem dans l'Oregon atteignent leur pic estival d'ici la fin de la décennie. Et la région de Seattle-Tacoma-Olympia pourrait passer de l'hiver à l'été avec un pic dans 20 ans, selon l'analyse de Sightline des données de BPA. (BPA fonde probablement ces prévisions sur des modèles historiques de consommation d'énergie, et non sur un avenir modélisé d'électrification généralisée et de retrait des combustibles fossiles, de sorte qu'ils peuvent sous-estimer la demande énergétique future. Néanmoins, ces tendances brossent un tableau indicatif d'une saisonnalité changeante de la consommation d'énergie.) Le solaire distribué pourrait aider à rendre inutile une nouvelle capacité de transmission associée à la satisfaction de cette demande estivale croissante. Mais cela peut à peine contribuer aux défis plus importants de répondre aux augmentations colossales de la demande d'électricité tout au long de l'année qui viendront avec l'électrification généralisée et combler le vide laissé par le retrait des combustibles fossiles.

Alors, le solaire distribué est-il une perte de temps et d'argent ? Pas du tout. Il est vrai que les grands réseaux de capteurs solaires à grande échelle sont le moyen le moins cher et le plus efficace d'exploiter le soleil. Il est également vrai que les lignes de transmission peuvent réduire la surconstruction de nouveaux projets énergétiques en permettant aux régions ayant des profils énergétiques différents de partager les ressources. (Cela fait partie de la justification déclarée d'Idaho Power pour la ligne de transmission controversée Boardman-Hemingway reliant l'est de l'Oregon et l'ouest de l'Idaho : elle devrait aider le sud de l'Idaho à atteindre son pic au début de l'été avec un excès d'hydroélectricité du nord-ouest du Pacifique plutôt qu'avec de nouvelles ressources de production.)

Mais les projets d'énergie renouvelable à grande échelle et les lignes de transmission sont de plus en plus difficiles à implanter et à construire. Prenez, par exemple, l'opposition dans le comté de Benton, dans l'État de Washington, au projet d'installation éolienne, solaire et de stockage de 1 150 MW de Horse Heaven Hills ou les controverses avec la ligne de transmission Boardman-Hemingway, qui est en développement depuis 20 ans. Plusieurs comtés du centre-sud de Washington ont imposé des moratoires sur le développement solaire, bien que l'État puisse les annuler.

"L'emplacement est probablement le plus grand défi pour l'énergie solaire à l'échelle des services publics", a déclaré Jack Watson, directeur des politiques et des affaires réglementaires de l'Oregon Solar and Storage Industries Association (OSSIA). L'Oregon et Washington passent par des processus multipartites pour identifier les terres adaptées au développement solaire qui causeront le moins de dommages aux terres agricoles et à l'habitat naturel et respecteront les droits tribaux.

La ferme solaire de 150 MW de Lund Hill dans le comté de Klickitat, Washington, la plus grande de l'État au moment d'écrire ces lignes. Le comté a récemment imposé un moratoire solaire.

En attendant, l'énergie solaire distribuée, qui évite en grande partie les problèmes d'implantation et d'utilisation des sols, peut nous permettre de progresser vers des objectifs d'énergie propre.

"L'énergie solaire distribuée peut agir comme une couverture", a déclaré Sashwat Roy, responsable de la technologie et des politiques au sein du groupe de défense Renewable Northwest à Sightline. « À moins que et jusqu'à ce que nous découvrions l'arriéré d'implantation et d'interconnexion, l'énergie solaire distribuée et le stockage semblent être des fruits à portée de main », a-t-il déclaré. L'énergie solaire distribuée peut également offrir d'autres avantages, en particulier lorsqu'elle est associée au stockage, a-t-il souligné, comme la résilience en cas de panne de courant causée par un incendie de forêt. En effet, certains services publics du Nord-Ouest prévoient plus d'énergie solaire distribuée que jamais, certains citant les contraintes du réseau comme principale motivation.

Donner la priorité aux projets solaires commerciaux de taille moyenne dans la gamme de 1 à 5 MW peut aider à réduire les coûts élevés des systèmes distribués. Ces projets, comme celui qu'IKEA a installé sur son toit à Renton, Washington (voir ci-dessous), coûtent environ le double de ceux à l'échelle des services publics, tandis que les petits systèmes solaires à l'échelle résidentielle coûtent environ le triple. En fait, les projets de 1 à 5 MW peuvent en fait être plus rentables que les systèmes à grande échelle lorsqu'ils sont installés à certains endroits. En revanche, il est peu probable que l'énergie solaire sur les toits résidentiels surpasse l'énergie solaire à grande échelle en termes de rentabilité. Et, bien sûr, en raison de leur plus grande taille, des milliers de systèmes de 1 à 5 MW de moins sont nécessaires pour aider à nettoyer le réseau que si nous comptions uniquement sur l'énergie solaire résidentielle sur les toits.

Installation solaire sur le toit de 1,13 MW d'IKEA à Renton, Washington. Crédit photo A&R Solaire

"Si vous ne pouvez vraiment pas construire de lignes de transmission, vous pouvez parler de faire plus de production localement. La meilleure façon de le faire n'est généralement pas les toits résidentiels", a déclaré à Sightline le Dr Severin Borenstein, directeur de l'Institut de l'énergie de l'Université de Californie à la Haas School of Business de Berkeley. Critique amical de la facturation solaire et nette distribuée en Californie, il a souligné que les systèmes plats, montés sur le toit ou au sol sont les plus rentables. En effet, les développeurs de ces projets peuvent acheter des panneaux en gros, ce qui réduit les coûts, et également installer des trackers pour suivre le soleil, augmentant ainsi la production d'énergie. Cette technologie n'est pas possible sur les toits inclinés des maisons.

Mais l'Idaho et Washington lésinent sur ces systèmes de taille moyenne, à la traîne de l'Oregon. La capacité de l'Idaho à partir de systèmes de taille moyenne n'est que de 1 % - et celle de Washington de 11 % - de celle de l'Oregon, comme le montre le graphique ci-dessous.6Sightline a utilisé la taille comme indicateur de l'énergie solaire distribuée. Ces chiffres incluent tous les systèmes de moins de 5 MW dans chaque État, selon les données de l'US Energy Information Administration. Les projets de taille moyenne, de 1 à 5 MW, sont en jaune et les petits projets, de moins de 1 MW, sont en bleu.

Et aucun des États du Nord-Ouest n'atteint son plein potentiel, selon une étude réalisée en 2016 par le National Renewable Energy Laboratory7. Pas tous, mais la plupart des solaires distribués aujourd'hui se trouvent sur les toits. Le potentiel technique de l'ensemble du solaire distribué serait encore plus élevé s'il incluait des systèmes au sol. Même un coup d'œil rapide sur la zone près de l'IKEA de Washington révèle des dizaines d'autres toits commerciaux similaires, aucun avec des panneaux solaires, comme indiqué ci-dessous.

Il est impossible de faire remonter la croissance solaire en Oregon à une seule politique. De plus, les obstacles à l'énergie solaire distribuée dans l'Oregon persistent, y compris les codes du bâtiment et les mises à niveau requises pour le système de distribution, a déclaré Jack Watson d'OSSIA à Sightline.

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Mais deux politiques clés en Oregon qui encouragent les systèmes de taille moyenne sont notamment absentes en Idaho et à Washington. Et la législature de Washington a raté une occasion d'adopter des projets de loi lors de la session législative de 2023 qui auraient pu aider l'État à rattraper son retard.

La facturation nette fait référence aux systèmes dans lesquels les propriétaires de ressources solaires distribuées, comme les panneaux solaires sur les toits, sont remboursés par leurs services publics d'électricité pour toute l'électricité qu'ils produisent et qu'ils n'utilisent pas, moins l'électricité qu'ils achètent auprès du service public. Le taux auquel les propriétaires sont remboursés dépend de l'État. C'est un outil qui a permis une croissance solaire distribuée dans une grande partie des États-Unis. Mais à Washington et en Idaho, seuls les systèmes résidentiels ou commerciaux d'une capacité allant jusqu'à 0,1 MW (100 kW) peuvent participer. En Oregon, en revanche, la limite est 20 fois plus élevée pour les systèmes commerciaux, soit 2 MW. Les autres États partageant les limites supérieures de l'Oregon comprennent New York, l'Illinois et la Floride.

En n'autorisant pas les projets de plus de 0,1 MW au mètre net, l'Idaho et Washington découragent les propriétaires de bâtiments avec des toits plus grands, comme les supermarchés ou les entrepôts, ou les agriculteurs avec des champs en jachère, d'installer des panneaux solaires.

"Ayant travaillé pour un installateur solaire pendant 13 ans, nous ne développions aucun projet [à Washington] supérieur à 100 kilowatts [0,1 MW]", a déclaré Markus Virta, président de la Washington Solar Energy Industries Association (WASEIA) à Sightline. Il pense que l'absence d'un marché à Washington pour les systèmes de taille moyenne aide à expliquer pourquoi Puget Sound Energy, le plus grand service public d'électricité de Washington, en est maintenant à sa troisième tentative pour s'approvisionner en 80 MW d'énergie solaire distribuée non résidentielle dont il a besoin d'ici 2025 pour rester sur la bonne voie pour respecter la Clean Energy Transformation Act de Washington.

Dans l'Idaho, de nombreux agriculteurs souhaitent installer des panneaux solaires pour répondre à leurs besoins en électricité en été, mais le financement ne correspond pas à la limite actuelle de comptage net de 0,1 MW, selon Brad Heusinkveld de l'Idaho Conservation League.

La législature de Washington a eu la possibilité d'augmenter la limite de comptage net de l'État à 2 MW lors de la session législative de 2023 avec le projet de loi 1407, que la représentante Sharlett Mena a parrainé.8 La limite de 2 MW se serait appliquée aux projets dans les zones de services publics appartenant à des investisseurs. La limite serait de 200 kW dans les territoires de services publics appartenant aux consommateurs. Mais de nombreux services publics à Washington et ailleurs s'opposent à la facturation nette parce que l'arrangement les oblige généralement à acheter de l'électricité à un tarif plus élevé qu'ils ne le feraient sur le marché de gros.

Les services publics plaident également généralement contre la facturation nette en arguant qu'elle est injuste pour les clients à faible revenu, qui, selon les services publics, subventionnent le coût de l'énergie solaire sur le toit pour les propriétaires les plus riches. Les preuves de ce transfert de coûts sont au mieux mitigées (voir ici, ici et ici pour les opinions sceptiques sur les affirmations des services publics concernant le transfert des coûts et ici pour les arguments selon lesquels c'est effectivement une préoccupation). Il n'y a pas de données montrant qu'un transfert de coûts s'est produit à partir de la facturation nette à Washington. Néanmoins, HB 1407 a pris ces inquiétudes au sérieux et aurait convoqué un groupe de travail multipartite pour développer une estimation juste de la "valeur de l'énergie solaire" pour soutenir les clients à faible revenu, tout comme d'autres États l'ont fait, qui remplacerait la politique actuelle de facturation nette.

En tout cas, les compagnies d'électricité ont combattu le projet de loi, et il n'a jamais fait l'objet d'un vote à la Chambre.

Une deuxième politique qui a facilité la croissance des systèmes de taille moyenne dans l'Oregon et ailleurs est le "solaire communautaire". Les programmes solaires communautaires permettent à plusieurs particuliers ou entreprises de souscrire à un projet solaire situé à proximité mais pas sur leur propriété. Ils gagnent alors de l'argent sur l'énergie du soleil que le système renvoie au réseau.

Les politiques solaires communautaires ont aidé plusieurs États à mettre en place des installations solaires de taille moyenne. Aux États-Unis, les projets solaires communautaires ont une taille médiane de 1 MW. Le Minnesota a adopté une loi sur l'énergie solaire communautaire en 2013 et dispose désormais de 834 MW d'énergie solaire communautaire, soit 60 % de capacité en plus que tout l'énergie solaire de Washington aujourd'hui. L'Oregon a établi son programme solaire communautaire en 2016 et les projets ont commencé à être lancés en 2021. Le programme ajoutera au moins 161 MW de solaire communautaire à l'État, et chaque projet peut atteindre une taille de 3 MW. (Voir des exemples de certains sites de projets Oregon Community Solar ici.)

L'Idaho, quant à lui, n'a pas de programme solaire communautaire, et Washington n'en a qu'un de nom. Le programme de Washington, que la législature a adopté en 2022, manque d'ingrédients clés qui ont permis aux programmes d'autres États de décoller. Plus important encore, la participation aux services publics est facultative. Cela signifie que si une entité autre qu'un service public - par exemple, l'association à but non lucratif de Washington Olympia Community Solar - souhaite mettre en place un projet solaire communautaire, elle ne peut pas offrir aux abonnés potentiels des crédits sur leur facture d'électricité, ce qui limite la capacité de faire évoluer les projets.

Contrairement au programme de Washington, celui de l'Oregon exige que les trois services publics appartenant à des investisseurs de l'État, Portland General Electric, PacifiCorp et Idaho Power, achètent de l'électricité à partir de projets solaires communautaires. Des promoteurs à but non lucratif et du secteur privé, notamment l'Oregon Clean Power Cooperative, Sulus Solar et Conifer Energy Partners, construisent les projets. Les clients des services publics qui souscrivent aux projets reçoivent un crédit directement sur leurs factures d'électricité pour l'énergie provenant des panneaux solaires.

Sans une exigence similaire, il est peu probable que les projets solaires communautaires de taille moyenne se développent beaucoup dans l'Idaho ou à Washington. Parmi les services publics appartenant à des investisseurs dans ces États, seul Puget Sound Energy (PSE) à Washington a un programme solaire communautaire actif. (Avista a un petit projet solaire communautaire à Spokane qui a été entièrement souscrit en 2015.) PSE prévoit d'augmenter sa capacité solaire communautaire à environ 25 MW d'ici 2025. Mais cela ne représente que 15 % de l'expansion prévue par les services publics de l'Oregon sur la même période. De plus, PSE paie aux clients qui souscrivent à son programme moins de la moitié du tarif que la Commission des services publics de l'Oregon exige que les services publics de l'Oregon paient.

Lors de la session législative de 2023, le représentant de l'État de Washington, David Hackney, a présenté le projet de loi 1509 pour développer un programme solaire communautaire à Washington plus proche de celui de l'Oregon et d'autres États. Il aurait alloué 50% du programme aux clients à faible revenu, qui sont aujourd'hui largement exclus de l'énergie solaire sur les toits et qui subissent des charges énergétiques disproportionnées. Comme HB 1407, HB 1509 a pris le feu des trois services publics d'électricité appartenant à des investisseurs de Washington, qui perdraient à nouveau de l'argent à cause de l'arrangement. Le projet de loi n'a jamais quitté le comité.

Alors que les contraintes de transmission augmentent à Cascadia et que l'opposition aux projets d'énergie renouvelable à l'échelle des services publics grandit, beaucoup espèrent, à juste titre, que l'énergie solaire distribuée peut fournir une alternative - un moyen de respecter les engagements climatiques sans longues lignes de transmission ni grands parcs éoliens et solaires. Mais pour une grande partie du Nord-Ouest touchée par les contraintes de transmission, l'énergie solaire distribuée ne nous sortira généralement pas de l'impasse. La combinaison de notre demande d'électricité inhabituellement élevée en hiver, de l'énorme nouvelle demande d'électricité et du retrait des sources de production à base de combustibles fossiles desservant la charge hivernale empêche cela. Les exceptions possibles à cette règle incluent le sud de l'Idaho, qui bénéficie d'un fort ensoleillement et a besoin de beaucoup d'électricité en été, et certaines villes de l'Oregon.

Néanmoins, l'énergie solaire distribuée peut aider les États du nord-ouest du Pacifique à poursuivre le nettoyage du réseau, en complément des projets à grande échelle et de l'expansion de la transmission. Aujourd'hui, Cascadia est loin d'exploiter son potentiel pour l'énergie solaire distribuée, et l'Idaho et Washington sont terriblement à la traîne dans les systèmes de taille moyenne. Les chefs d'État à la recherche de moyens d'atteindre les objectifs climatiques compte tenu de la capacité de transmission limitée seraient intelligents pour envisager à nouveau de lever les obstacles à la facturation nette et à l'énergie solaire communautaire. S'ils le font, l'avenir énergétique de la région pourrait être beaucoup plus prometteur.

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Logan S.

Il semble y avoir une faute de frappe dans le paragraphe solaire de la communauté du Minnesota. Selon le document source, la capacité totale était de 834 MW, et non de GW.

Webster Chang

Belle prise, et merci pour l'info ! Mis à jour pour le correctif

Adam Morse

C'est un grand morceau. J'espère qu'il sera largement partagé.

J'ajouterais seulement que je pense que nous allons plus loin sur le solaire distribué et les DER (réponse à la demande, VE, stockage stationnaire… l'ensemble du bâtiment dont l'électrification fait partie). Leur mise à l'échelle grâce à des effets de pairs et à une bonne conception du marché a fait ses preuves en matière de croissance exponentielle... dans certains endroits au moins. Droite?

L'échec de cette législation démontre très clairement que WA est un marigot mondial absolu sur les DER. Bien que nous ayons besoin de petites et de grandes installations solaires, je pense que l'énergie solaire de distribution inférieure à 5 MW a en fait le potentiel extraordinaire de suivre le rythme de l'électrification. Je continue de voir ce chapeau basculer vers une économie classique de l'énergie propre qui semble tout à fait capable de s'auto-perpétuer. Mais quel échec tragique du leadership à la fois au bureau du gouverneur et à l'intérieur de ces services publics moralement en faillite…

Alec

Quand la facturation nette serait-elle nécessaire avec une unité à usage mixte ? Il y aurait des charges considérables 24h/24 et 7j/7 ? Aussi pas beaucoup de charge avec le transport là-bas?

Le suivi est possible sur un toit incliné, mais je ne sais pas si cela doit être fait. Le ratio d'énergie renvoyée sur l'énergie investie pour l'énergie solaire ou toute autre énergie n'a jamais vraiment été aussi complet ? Est-ce que l'un d'entre vous a des données ecoinvent que toutes ces études utilisent ? Les trucs gratuits n'ont aucun sens.

David

Merci pour votre article bien documenté. Quelques réflexions :– Ce n'est un secret pour personne que les jours de la facturation nette sont comptés. Il sera réduit ou remplacé par le stockage à court et à long terme, qui en est encore à ses balbutiements mais arrivera rapidement à maturité au cours de la prochaine décennie. Actuellement, les batteries NMC et LFP dominent, mais de nombreuses autres technologies seront bientôt mises en ligne.– De nouveaux modèles financiers et commerciaux pour la production, la distribution, le stockage et l'utilisation de l'électricité sont nécessaires pour réussir à s'éloigner de la production d'électricité à partir de combustibles fossiles. Tous les membres de l'écosystème de l'électricité doivent sentir que leur participation a du sens pour eux. Je posterai un autre commentaire à ce sujet.– Chez nous, nous avons un toit solaire Tesla de 10,6 kW et deux Powerwalls, installés en octobre 2021. Voici un tableau de nos interactions avec le réseau en 2022 – le bleu est ce que nous avons extrait du réseau, le jaune est ce que nous avons envoyé au réseau. Chaque année, nous produisons plus que nous consommons, mais l'excédent ne couvre toujours pas tout à fait notre consommation plus les frais de connexion. Nous avons payé un total de 9 $ à notre service public l'année dernière. Je dois noter qu'actuellement, nous utilisons principalement les batteries pour la sauvegarde d'urgence, car grâce au net metering, le réseau est comme une grosse batterie pour nous, ce qui est un peu plus efficace que d'utiliser les batteries, donc j'ai tendance à l'utiliser plus que les batteries. Nous n'avons pas été invités à rejoindre une VPP (centrale électrique virtuelle), mais je m'attends à ce qu'à un moment donné nous le soyons. - Lorsque l'on parle des économies d'échelle des grands projets solaires par rapport aux plus petits, vous devez prendre en compte les coûts de transmission et le calendrier. Par exemple, mon toit est beaucoup plus cher par kW qu'un grand projet solaire à l'est des montagnes. Mais mon seul coût pour me connecter au réseau était des permis peu coûteux et un nouveau compteur. La connexion au réseau (autorisation de fonctionner) s'est produite au moment où le compteur a été installé par mon service public. Il y a actuellement un énorme arriéré de projets solaires et éoliens en attente de connexion au réseau. Et dans certains cas, une nouvelle transmission doit être construite ou mise à niveau afin de supporter la nouvelle charge, ce qui rend souvent l'ensemble du projet intenable. Ne vous méprenez pas, l'énergie solaire et éolienne à grande échelle est encore nécessaire, mais avec le changement climatique, nous avons déjà manqué de temps, donc des projets solaires moyens ou petits, même à l'ouest des montagnes, doivent se produire ainsi que les grands projets. Nous devons repenser la façon dont nous concevons et construisons des toits, afin qu'ils puissent plus facilement accueillir l'énergie solaire. c'est-à-dire moins d'obstacles/saillies sur le toit – déplacez-les vers un pignon d'extrémité, consolidez-les ou déplacez-les vers le côté nord du toit. Je l'ai fait avec l'un de mes évents orientés au sud, ce qui signifiait que je pouvais installer plus de tuiles photovoltaïques du côté sud. Bien que j'ai aussi beaucoup de tuiles PV du côté nord. Cela a du sens parce que nous n'avons pas une pente de toit raide et parce que la plupart de nos ciels clairs (juin-septembre) se produisent lorsque le soleil est assez loin au nord en milieu de journée.

David

J'ai demandé à chatgpt de concevoir un modèle commercial durable pour un écosystème d'électricité sans combustibles fossiles pour le nord-ouest du Pacifique, voici ce qu'il en est ressorti. J'espérais plus de détails, mais c'est un bon début.

"Pour concevoir un écosystème/modèle commercial d'électricité financièrement durable et sans combustibles fossiles pour le nord-ouest du Pacifique, incorporant diverses technologies et garantissant la participation de toutes les parties prenantes, nous pouvons développer le cadre suivant :

1. Production d'énergie renouvelable : – Utiliser l'infrastructure existante : tirer parti des abondantes ressources renouvelables du nord-ouest du Pacifique, telles que l'énergie éolienne, solaire et hydroélectrique. – Encourager l'énergie solaire sur les toits : inciter les propriétaires et les entreprises à installer des panneaux solaires sur les toits grâce à des crédits d'impôt, des subventions et des options de financement à faible taux d'intérêt. – Solaire communautaire : Mettre en place des projets solaires communautaires, permettant aux particuliers et aux entreprises sans toiture adaptée d'investir dans des installations solaires partagées. – Mettre en œuvre un stockage à long terme sur le réseau : développer des systèmes de stockage sur batterie à grande échelle pour stocker l'énergie renouvelable excédentaire à utiliser pendant les périodes de forte demande ou de faible production.

2. Centrales électriques virtuelles (VPP) : – Créer des VPP : Agréger les ressources énergétiques décentralisées, y compris l'énergie solaire sur le toit, les systèmes de stockage de batteries et d'autres sources de production d'énergie renouvelable, dans des centrales électriques virtuelles. – Encourager la participation : offrir des incitations financières, telles que des factures d'énergie réduites ou des modèles de partage des revenus, aux propriétaires et aux entreprises pour permettre aux VPP de contrôler leurs systèmes énergétiques pendant les périodes de pointe.

3. Vehicle-to-Grid (V2G) et Vehicle-to-Energy (V2E) : – Encourager l'adoption des véhicules électriques (EV) : Offrir des incitations aux particuliers et aux entreprises pour qu'ils passent aux véhicules électriques. – Infrastructure V2G : Collaborez avec les employeurs pour installer des chargeurs de véhicules électriques compatibles V2G dans les parkings, permettant aux VE de fournir de l'électricité au réseau pendant les périodes de pointe. – Incitations pour les propriétaires de véhicules électriques : récompensez les propriétaires de véhicules électriques qui participent aux programmes V2G avec des coûts de recharge réduits, un parking prioritaire ou d'autres avantages.

4. Comptage de l'énergie nette (NEM) : - Maintenir le NEM : continuer à offrir des programmes de comptage net, permettant aux propriétaires et aux entreprises disposant de systèmes d'énergie renouvelable d'injecter l'énergie excédentaire dans le réseau et de recevoir des crédits pour une utilisation future.

5. Modèle commercial et motivation des parties prenantes : – Incitations des services publics : Ajustez le modèle commercial des services publics pour récompenser les services publics qui soutiennent et intègrent les sources d'énergie renouvelables, les VPP et l'optimisation du réseau, plutôt que de compter uniquement sur la construction d'infrastructures. – Flux de revenus : les services publics peuvent générer des revenus grâce aux services de gestion de l'énergie, à l'exploitation de VPP et à l'optimisation du réseau. – Soutien réglementaire : rechercher des cadres réglementaires qui encouragent l'intégration des énergies renouvelables, le stockage de l'énergie et les ressources énergétiques distribuées, tout en favorisant la concurrence et l'innovation. – Partenariats public-privé : favoriser les collaborations entre les services publics, les entreprises technologiques et les communautés locales pour promouvoir des pratiques énergétiques durables et maximiser les avantages pour toutes les parties prenantes. – Sensibilisation et éducation du public : lancer des campagnes pour éduquer le public sur les avantages environnementaux et financiers de la participation à l'écosystème des énergies renouvelables, en encourageant l'adoption et l'engagement.

En concevant un écosystème qui garantit que tous les participants se sentent gagnants, en combinant des incitations financières, un soutien réglementaire et un engagement public, nous pouvons créer un écosystème électrique financièrement durable dans le nord-ouest du Pacifique, exempt de combustibles fossiles. Ce modèle englobe la production d'énergie renouvelable, les VPP, le V2G/V2E, le NEM et la transformation des services publics, favorisant un système énergétique collaboratif et respectueux de l'environnement."

Don Steinke

Question : Quelqu'un peut-il fournir une analyse de rentabilisation du projet IKEA ?

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