Le New Jersey lance un appel d’offres pour 150 MW de stockage chez les clients

Le New Jersey passe des objectifs de stockage aux achats chez les clients

Les régulateurs du New Jersey ont franchi une étape concrète pour transformer les objectifs de stockage d’énergie à long terme de l’État en capacité distribuée mobilisable lors des périodes de tension sur le réseau. Dans une proposition préliminaire publiée en août, le New Jersey Board of Public Utilities a présenté un achat pouvant aller jusqu’à 150 mégawatts de capacité de stockage d’énergie derrière le compteur, répartie entre les zones de desserte des quatre entreprises de distribution électrique de l’État.

Cette proposition est remarquable non pas parce qu’il s’agit de la plus grande mesure de stockage de l’État, mais en raison de sa place dans la stratégie plus large du New Jersey. L’État a déjà acquis de grandes quantités de stockage raccordé au transport lors d’une phase antérieure de son Garden State Energy Storage Program. Ce nouveau bloc oriente l’attention vers des batteries installées dans les logements et les petits sites commerciaux, où le stockage peut servir à la fois d’atout de résilience pour le client et de ressource réseau lors des événements d’appel de puissance.

Si elle est adoptée sous une forme proche de l’actuelle, le programme permettrait aux clients admissibles desservis par Atlantic City Electric, Jersey Central Power & Light, Public Service Electric & Gas et Rockland Electric de recevoir des incitations en rendant l’électricité stockée disponible lorsque les services publics demandent une décharge. Le conseil a indiqué que ces distributeurs administreraient la capacité inscrite dans leurs territoires.

Une incitation sur 10 ans liée à la performance de dispatch

Selon la proposition, les clients participants pourraient recevoir jusqu’à 200 dollars par kilowatt et par an sur une durée de 10 ans. Cette structure de paiement est conçue pour soutenir l’inscription de systèmes de batteries relativement petits tout en reconnaissant que ces actifs apportent déjà une valeur privée au client, en particulier sous la forme d’une alimentation de secours et d’une meilleure résilience.

Cette approche compte. Les régulateurs ne traitent pas les batteries résidentielles et les petites batteries commerciales comme une infrastructure de service public vierge qui devrait être entièrement financée par les contribuables au titre des tarifs. Au contraire, la proposition semble partir du principe que le stockage derrière le compteur apporte un double avantage. Les clients obtiennent un outil personnel de résilience, tandis que le réseau gagne une ressource flexible capable de se décharger lorsque le système est sous tension.

Il en résulte une structure de programme qui vise à concilier deux objectifs politiques souvent concurrents : accélérer l’adoption du stockage distribué sans surpayer une capacité qui peut déjà avoir un sens économique pour certains acheteurs. En fixant une incitation annuelle maximale plutôt qu’un paiement sans plafond, l’État signale qu’il souhaite un premier bloc maîtrisé, qui pourra être évalué avant d’engager des volumes plus importants.

Une partie d’une obligation de stockage bien plus vaste

L’achat de 150 MW n’est qu’une pièce d’un cadre légal plus large. Le New Jersey est tenu de déployer 2 gigawatts de capacité de stockage d’énergie en réseau et distribuée d’ici 2030 dans le cadre du Garden State Energy Storage Program. Selon le résumé de la proposition, le conseil est déjà à mi-chemin de cet objectif après avoir acquis un total de 1 GW de stockage raccordé au transport dans la première phase du programme.

Ce contexte aide à comprendre pourquoi cette nouvelle mesure compte, même si sa taille est relativement modeste. Les grands projets de batteries raccordés au réseau peuvent ajouter rapidement de la capacité, mais ils ne créent pas à eux seuls un réseau de flexibilité distribué intégré aux quartiers et aux zones commerciales. Le stockage derrière le compteur peut soutenir un modèle opérationnel différent, fondé sur de nombreux petits systèmes agissant en agrégat pendant les heures critiques.

Pour les décideurs, ce modèle est de plus en plus attrayant à mesure que la demande augmente et que les services publics recherchent des alternatives aux moyens de pointe classiques ou à des mises à niveau coûteuses du réseau. Une flotte distribuée de batteries ne remplace pas tous les besoins en infrastructures centralisées, mais elle peut réduire la pression à des moments et dans des endroits précis si elle est inscrite et pilotée efficacement.

De la logique pilote à un marché de centrales virtuelles

L’achat proposé s’inscrit aussi directement dans la vision en développement du New Jersey pour un cadre de centrale électrique virtuelle, ou VPP. Le conseil a indiqué que les batteries résidentielles et les petites batteries commerciales seraient éligibles à un programme VPP temporaire et neutre sur le plan technologique, censé débuter l’an prochain et durer deux ans. Ensuite, l’État prévoit de passer à un tarif VPP basé sur le marché et en accès libre en 2029.

Ce calendrier suggère que le bloc de stockage actuel n’est pas seulement une mesure incitative isolée. C’est aussi un moyen pratique de constituer un vivier d’actifs dispatchables détenus par les clients avant la mise en place d’une structure de marché plus formelle. En pratique, l’État semble utiliser la conception de l’achat pour préparer un modèle VPP plus durable.

Cette progression compte parce que la politique VPP se retrouve souvent bloquée entre ambition et mise en œuvre. Il est facile pour les régulateurs et les services publics de décrire un futur où les appareils des clients répondent aux signaux du marché et aux événements du réseau. Il est plus difficile de construire la base d’inscription, les règles de rémunération, les interfaces avec les services publics et la confiance des parties prenantes nécessaires au bon fonctionnement du système. L’approche du New Jersey montre une volonté de relier ces étapes plutôt que de les traiter comme des voies politiques séparées.

Soutien politique et question de l’accessibilité financière

La BPU a relié la proposition du 17 août au décret exécutif n° 2, signé par la gouverneure Mikie Sherrill peu après son entrée en fonction le 20 janvier 2026. Ce décret a chargé le conseil de lancer des appels d’offres pour de nouvelles capacités solaires et de stockage, et de commencer à élaborer un programme de centrale virtuelle ouvert aux fournisseurs d’énergie tiers.

En reliant explicitement l’achat au décret de la gouverneure, le conseil présente le stockage distribué comme faisant partie d’un programme plus large d’accessibilité et de résilience, et non comme une initiative de niche pour les énergies propres. Cette distinction est politiquement importante. Les déploiements de stockage sont plus faciles à défendre lorsqu’ils sont présentés non seulement comme des outils de décarbonation, mais aussi comme un moyen de gérer la hausse de la demande, d’améliorer les performances du réseau et potentiellement de réduire le coût de couverture des pointes.

Cela dit, l’argument de l’accessibilité dépendra de l’exécution. Des incitations qui ne touchent qu’un cercle restreint d’adoptants précoces et aisés peuvent avoir un impact systémique limité et susciter des critiques sur la répartition des coûts. Un programme qui parvient à agréger une capacité significative à travers différentes catégories de clients renforcerait l’idée que le stockage distribué peut répondre à la fois aux besoins du système public et à ceux des ménages.

La suite

Le conseil prévoit d’organiser une réunion virtuelle avec les parties prenantes le 3 septembre afin de recueillir des retours sur la proposition préliminaire. Cette étape devrait soulever des questions sur l’éligibilité des clients, les exigences de performance, les règles de dispatch, les normes de mesure et la manière dont la capacité devrait être répartie entre les services publics.

Ces détails détermineront si l’objectif de 150 MW devient un élément crédible de l’ambition VPP de l’État ou reste un programme d’incitation à adhésion limitée. Pour l’instant, la proposition marque un net changement de cap: le New Jersey n’achète plus seulement du stockage à l’échelle du réseau au niveau du transport. Il tente de recruter les batteries des foyers et des petites entreprises pour un rôle structuré de soutien au réseau.

Cela pourrait s’avérer être l’une des transitions les plus marquantes de la politique énergétique de l’État. La prochaine phase du déploiement du stockage aux États-Unis ne consiste pas seulement à ajouter des mégawatts. Il s’agit de décider qui détient la capacité flexible, comment elle est rémunérée, et si les régulateurs peuvent transformer des dispositifs distribués en infrastructures fiables. La dernière proposition du New Jersey constitue un premier test de ce modèle.

Cet article s’appuie sur une enquête de Utility Dive. Lire l’article original.