Giridaran Srinivasan
Aug 3, 2025
Le récent dôme de chaleur qui a enveloppé de grandes parties du Midwest, du Nord-Est et du Sud-Est des États-Unis, y compris des États comme la Caroline du Nord et le Maine, a mis en évidence des vulnérabilités dans les stratégies opérationnelles et commerciales des projets solaires à grande échelle.
Carte thermique montrant la température maximale de l'air à 2 mètres sur la côte est des États-Unis. Source : Observatoire de la Terre NASA Observatoire de la Terre NASA
Carte montrant les différences de température en Amérique du Nord en juin 2025. Source : NASA Solargis
Ces conditions météorologiques extrêmes ont eu des conséquences opérationnelles directes. Pendant la vague de chaleur, les opérateurs des marchés du nord-est tels que NYISO, PJM, IESO et ISO-NE ont été les plus durement touchés. Ces régions ont connu un afflux rapide de nouveaux projets d'énergie solaire, ainsi qu'une demande croissante d'électricité stimulée par le développement d'infrastructures alimentées par l'IA. Cette tendance est particulièrement évidente en Virginie du Nord, où se trouve la plus grande concentration de centres de données au monde, qui traitent quotidiennement la majorité du trafic internet mondial.
Cependant, la disponibilité limitée du stockage par batterie a aggravé la tension sur ces réseaux. Contrairement aux régions riches en stockage comme le Texas (ERCOT) et la Californie (CAISO), une grande partie du Nord-Est ne dispose pas d'une capacité de stockage d'énergie en batterie (BESS) suffisante pour compenser les déséquilibres importants entre la production et la demande en cas d'événements stressants.
Le rôle des BESS dans la stabilité du réseau a été clairement démontré au Texas, qui a également connu des températures extrêmes le 24 juin.
Pendant le dôme de chaleur, le parc de stockage en batterie élargi de l'ERCOT - qui totalise désormais près de 7,5 GW de capacité supplémentaire - a joué un rôle décisif dans le maintien de la stabilité du réseau. Selon l'évaluation fédérale de la fiabilité de l'été 2025, le risque pour ERCOT d'émettre une alerte d'urgence énergétique en soirée est passé de 15 % en 2024 à seulement 3 % cette année. Pendant ce temps, les décharges moyennes des batteries en soirée au cours des mois précédents sont passées de ~238MW à ~714MW, avec des pics dépassant les 4GW - ce qui a permis au réseau d'absorber les déficits de production et d'éviter les actions d'urgence.
Pourtant, même dans des conditions d'irradiation élevée, la production solaire n'était pas à l'abri des perturbations. Les températures ambiantes élevées dans certaines zones ont entraîné une baisse de la température des modules, ce qui a réduit la production d'énergie réelle. Cet effet peut être encore plus prononcé dans les centrales électriques plus anciennes dotées d'une technologie d'onduleur dépassée.
Le 24 juin, les prix en temps réel dans les ISO comme NYISO et MISO ont dépassé les 2 000 $/MWh, alors que les prix Day-Ahead sont restés inférieurs à 500 $/MWh.
Cette forte divergence dans la fixation des prix signifiait que même des écarts mineurs dans les prévisions pouvaient entraîner des pertes financières importantes, en particulier lorsque les prévisions Day-Ahead surestimaient la production et également si les centrales n'étaient pas assez performantes en raison d'un déclassement lié à la chaleur. Les centrales les plus anciennes pourraient être particulièrement vulnérables, les opérateurs étant contraints de régler les déficits de production aux prix de pointe en temps réel.
Irradiation horizontale globale en juin aux États-Unis - potentiel de 280 kWh/m2 Source : Solargis
Les cartes de prix nodales montrent des fourchettes de prix variables à travers les États-Unis : Gridstatus
Une telle volatilité a de sérieuses implications pour les actifs solaires marchands. Les projets américains qui ne sont plus soutenus par des contrats d'achat d'électricité à long terme ou qui sortent des marchés de capacité sont désormais beaucoup plus exposés aux fluctuations des prix en temps réel. Comme de plus en plus de projets adoptent des positions marchandes ou quasi-marchandes, la marge d'erreur de prévision continue de se réduire.
Pour gérer cette exposition, les ensembles de données météorologiques et de prix à long terme s'avèrent essentiels. Les séries chronologiques - qui s'étendent sur des décennies au lieu de se baser sur une seule "année type" - permettent aux propriétaires d'actifs et aux opérateurs de mieux anticiper les anomalies de production et de tarification pendant les périodes à haut risque telles que les vagues de chaleur.
Les données traditionnelles de prévision de la production Day-Ahead basées sur l'irradiation solaire de base et les données météorologiques ne sont plus suffisantes en elles-mêmes. Ce qu'il faut, c'est une vision plus intégrée qui tienne compte non seulement de la variabilité des ressources solaires, mais aussi des fluctuations de la température ambiante, du vieillissement des actifs et des schémas historiques de volatilité des prix du marché.
Au-delà des prévisions proactives, ce type de données permet également d'établir des diagnostics précis après un événement, en aidant à déterminer si les écarts de performance étaient liés aux conditions météorologiques, à la technique ou à l'exploitation.
Chez Solargis, nous travaillons en étroite collaboration avec les négociants et les opérateurs d'actifs afin d'améliorer les données prévisionnelles utilisées pour la participation au marché en temps réel et à l'avance. Il s'agit également d'affiner la manière dont ils évaluent la conception des projets en les aidant à prendre en compte les anomalies de température et les schémas historiques de conditions météorologiques extrêmes sur des sites spécifiques. Nos modèles améliorés intègrent les données de production du monde réel et appliquent des ajustements pondérés en fonction de la volatilité, ce qui permet d'obtenir des prévisions de production plus précises dans des conditions incertaines.
Ces informations sont de plus en plus utilisées non seulement pour optimiser les offres, mais aussi pour élaborer des stratégies plus larges de gestion des actifs, en particulier pour les centrales les plus anciennes ou les moins performantes.
Le dôme de chaleur a également soulevé des questions sur la gestion future des actifs solaires vieillissants. À mesure que les modules se dégradent et que la sensibilité à la température augmente, les opérateurs doivent réévaluer les hypothèses de conception initiales et les capacités opérationnelles en temps réel. Sans une visibilité précise des pertes thermiques et du comportement des onduleurs sous l'effet de la chaleur, même les actifs bien établis risquent d'être sous-performants pendant les périodes de forte activité.
Les conditions du dôme de chaleur mettent en évidence le fait que la dépendance à l'égard des modèles de prévision conventionnels, qui souvent ne parviennent pas à saisir pleinement l'impact de la variabilité météorologique extrême sur les performances solaires, expose les opérateurs à des niveaux élevés de risque financier. Dans des conditions de température élevée, les installations plus anciennes avec des plages de tension MPPT plus étroites sont particulièrement vulnérables à la dégradation de la production, ce qui est une réalité opérationnelle qui doit maintenant être prise en compte dans les prévisions.
La vague de chaleur de juin aux États-Unis fait également écho à des tendances observées ailleurs. Elle fait suite à l'un des printemps les plus ensoleillés jamais enregistrés en Europe occidentale, avec un rayonnement solaire nettement supérieur aux normes à long terme. Les données de Solargis Evaluate ont montré que certaines régions ont enregistré jusqu'à 50 % d'irradiation horizontale globale (GHI) en plus par rapport aux moyennes sur 30 ans - créant des conditions favorables au rendement énergétique mais renforçant également le besoin d'outils de prévision et d'évaluation de projets plus précis.
