Chaque soir, entre 17 h et 18 h, partout en Californie, le soleil commence à se coucher, les employés de bureau rentrent chez eux, les fours s’allument et le réseau électrique entre dans l’une de ses périodes les plus sollicitées de la journée. Les prix de l’électricité grimpent, les centrales au gaz naturel montent rapidement en puissance et les services publics s’efforcent d’équilibrer l’offre et la demande en temps réel.
Pour les consommateurs lambda, cette plage horaire en fin de journée influence de plus en plus la manière dont ils utilisent leurs appareils connectés et le moment où ils le font, qu'il s'agisse de thermostats intelligents ajustant les réglages de température ou de véhicules électriques programmant leurs cycles de recharge pour éviter les pics tarifaires.
Les chercheurs en énergie décrivent souvent ce moment comme un test de résistance quotidien pour un réseau électrique qui repose désormais largement sur la production d'énergie renouvelable.
Le réseau californien fonctionne selon un mélange unique de technologies et de règles de marché. L'énergie solaire fournit désormais une grande partie de l'électricité pendant la journée, tandis que les centrales au gaz naturel continuent de jouer un rôle dans l'équilibrage de l'offre lorsque la demande atteint des pics après le coucher du soleil.
Selon les analystes énergétiques qui étudient les marchés de l'électricité, le comportement du réseau est souvent autant influencé par l'économie que par la politique énergétique. Ces dynamiques deviennent plus visibles au niveau des ménages, car les modèles de tarification des services publics et les applications destinées aux consommateurs permettent aux utilisateurs de mieux comprendre quand l'électricité est la moins chère ou la plus chère à utiliser.
Pourquoi l'énergie solaire est un atout à double tranchant
Contrairement à la Nouvelle-Angleterre, le réseau californien ne repose pas sur le charbon ou le pétrole. Le mix énergétique est plus propre, mais pas plus simple.
L'énergie solaire alimente le réseau à un coût marginal extrêmement bas, ce qui signifie qu'elle est généralement priorisée dès qu'elle est disponible. Les centrales au gaz naturel comblent ensuite la demande restante selon les besoins.
Neel Somani, chercheur spécialisé dans le marché de l'énergie, explique que cette structure crée une dynamique de prix inhabituelle : le coût de l'électricité est souvent déterminé par le générateur qui doit être activé en dernier pour répondre à la demande. « Il y a donc les énergies renouvelables et les centrales au gaz naturel, mais en Californie, on
n'a pas de ces autres sources polluantes, comme le charbon ou d'autres centrales plus sales », explique M. Somani. « Lorsqu’il y a une certaine demande, on la satisfait d’abord avec les énergies renouvelables, dont le coût marginal est pratiquement nul, puis on met en service des centrales au gaz naturel de moins en moins efficaces jusqu’à ce que toute la demande soit satisfaite. »
Cette structure, gérée par le California Independent System Operator (CAISO), signifie que le prix de l’électricité un jour donné est largement déterminé par une seule question : à quel point une centrale au gaz naturel doit-elle être inefficace pour que le réseau ne puisse plus répondre à la demande sans elle ? Lorsque l’énergie solaire est abondante, la réponse est « très inefficace », ce qui signifie que les prix restent bas. Lorsque le soleil se couche, la réponse change rapidement.
La production solaire atteint son pic en milieu de journée, inondant le réseau d’électricité bon marché alors que la demande résidentielle et commerciale est à son plus bas. Puis, à mesure que le soleil se couche, ce flux d’électricité à coût marginal nul disparaît presque entièrement, juste au moment où les gens rentrent chez eux et allument tous les appareils de leur foyer. Il en résulte ce que les opérateurs de réseau appellent la « courbe en canard », une représentation visuelle de la demande nette d’électricité qui chute brusquement à midi puis remonte de manière spectaculaire en soirée.
Pour les consommateurs, cette tendance se reflète de plus en plus dans la tarification en fonction de l’heure d’utilisation : faire fonctionner des appareils comme les lave-vaisselle, les machines à laver ou les systèmes de recharge domestiques en milieu de journée peut entraîner une baisse sensible des coûts énergétiques.
Le problème de 17 h
« Lorsque les gens rentrent chez eux à 17 h, ils allument leurs lumières, leurs téléviseurs, leurs fours, tous en même temps, ce qui crée un pic de demande à 17 h. Ainsi, si vous regardez le graphique des prix de l'électricité, vous verrez qu'il y a toujours un pic vers 17 h, puis que la demande se stabilise en fin de soirée », explique Somani.
Cette pointe de consommation est aggravée, et non atténuée, par l’énergie solaire. Le problème réside dans la conception du réseau. Pour répondre à la hausse soudaine de la demande qui suit le coucher du soleil, les gestionnaires de réseau doivent mettre en service des turbines à gaz. Mais les turbines à gaz les plus rapides disponibles, appelées turbines à gaz à cycle simple, sont aussi les moins efficaces. Les turbines à gaz à cycle combiné sont plus efficaces, mais leur mise en service prend plus de temps. « Il existe essentiellement
deux types de turbines à gaz », explique Somani. « Il y a les turbines à gaz à cycle combiné et les turbines à gaz à cycle simple, et celles qui démarrent très rapidement sont les turbines à gaz à cycle simple, mais elles sont aussi moins efficaces. Du coup, on se retrouve avec un prix en soirée encore plus élevé que ce qu’on aurait sans les énergies renouvelables. »
L’ironie est bien réelle. Le même développement de l’énergie solaire qui a fait de la Californie un leader national en matière d’énergie propre a, à certains égards, rendu ses prix en soirée plus volatils. Plus l’énergie solaire inonde le réseau pendant la journée, plus la courbe de montée que les générateurs conventionnels doivent couvrir est raide lorsqu’elle disparaît.
L’Agence américaine d’information sur l’énergie (EIA) a suivi cette tendance de près, notant qu’à mesure que la capacité solaire de la Californie augmente, la baisse de la charge nette en milieu de journée continue de s’accentuer, créant une remontée plus abrupte vers les niveaux de demande du soir. Les opérateurs de réseau doivent gérer une variation pouvant atteindre 10 à 17 gigawatts en l’espace de trois heures, un exploit qui nécessite une coordination précise entre des dizaines d’installations de production.
La géographie du problème : NP15 et SP15
Les défis du réseau californien ne sont pas répartis de manière uniforme. L’infrastructure de transport de l’État le divise en deux grandes zones tarifaires : la Californie du Nord, appelée NP15 (North Path 15), et la Californie du Sud, connue sous le nom de SP15 (South Path 15). Les deux zones sont reliées par un corridor de transport appelé Path 15, et lorsque cette ligne est saturée, les prix de gros dans les deux régions divergent.
Comme l'explique Neel, « la Californie du Nord est pratiquement toujours importatrice. Elle importe autant que possible depuis le nord-ouest du Pacifique, car cette région produit beaucoup d'énergie hydroélectrique, et elle importe également depuis la Californie du Sud. » La Californie du Sud, en revanche, alterne entre exportation et importation en fonction des conditions saisonnières et des tendances quotidiennes de la demande.
Cette topologie régionale revêt une importance considérable pour les gestionnaires de réseau et les négociants en énergie. Une flambée des prix en Californie du Sud ne se traduit pas automatiquement par un soulagement dans le nord si la capacité de transport est limitée. La gestion de ces goulots d'étranglement contribue à faire du CAISO l'un des gestionnaires de réseau les plus complexes au monde.
Les batteries : la solution qui se cache sous nos yeux
Le stockage par batterie est devenu l’un des principaux outils utilisés pour faire face à la hausse de la demande en soirée. « L’arbitrage énergétique est la réponse la plus courante. Les batteries achètent cette énergie solaire bon marché pendant la journée, la redistribuent le soir, et tirent profit de cette différence. »
Des principes similaires sont désormais appliqués au niveau résidentiel, où les systèmes de batteries domestiques associés à des panneaux solaires sur les toits permettent aux ménages de stocker l'énergie moins chère produite pendant la journée et de l'utiliser plus tard, réduisant ainsi leur dépendance à l'électricité plus coûteuse du soir.
Les aspects économiques de ce compromis sont simples et ont attiré d’importants capitaux privés. La Californie a franchi une étape majeure en 2025, devenant le premier État à déployer 10 gigawatts de capacité de stockage par batterie. Selon les données de l’Atlantic Council, la part de la capacité de stockage par batterie dans la capacité de production solaire au sein du CAISO a atteint 41 % fin 2023, et le déploiement s’est poursuivi depuis. À la mi-2024, les batteries fournissaient en moyenne 6 gigawatts d’électricité entre 20 h et 21 h, soit le double du niveau de l’année précédente.
Concrètement, cela s'est traduit par un aplatissement visible de la partie la plus raide de la courbe en forme de « duck curve ». Au centre névralgique gazier de SoCal Citygate, les prix moyens quotidiens du gaz naturel sont passés de près de 9 dollars par MMBtu en avril 2023 à environ 4 dollars par MMBtu en 2024, en partie parce que les batteries ont supplanté la production au gaz naturel, qui était auparavant le seul moyen disponible pour combler le déficit en soirée. La réduction de la production solaire, qui augmentait autrefois régulièrement à mesure que la capacité de production s'accroissait, a également diminué en termes relatifs, car une plus grande partie de l'excédent de midi est désormais stockée plutôt que gaspillée.
Ce que cela signifie pour la gouvernance et le réseau
L'histoire du réseau californien met en évidence la manière dont la conception du marché, les infrastructures et la technologie interagissent au sein de systèmes énergétiques complexes. Le pic de la soirée n'est pas un phénomène naturel. C'est le résultat émergent de choix de conception : comment les actifs de production sont rémunérés, comment les infrastructures de transport sont construites et comment les incitations sont alignées au sein d'un système décentralisé de producteurs, d'opérateurs de réseau et de consommateurs.
Neel a toujours soutenu que des structures concurrentielles bien conçues surpassent les systèmes à contrôleur unique dans des domaines caractérisés par la complexité et l'évolution rapide. La même philosophie s'applique à la gouvernance du réseau. Le passage de la Californie à une tarification en fonction de l'heure d'utilisation, où des services publics comme Pacific Gas and Electric facturent davantage les consommateurs pendant les heures de pointe, est un exemple d'alignement des incitations individuelles sur les besoins à l'échelle du système. Lorsque les consommateurs paient plus cher à 18 h qu'à midi, ils ont une raison financière directe de faire tourner leur lave-vaisselle plus tôt dans la journée ou de recharger leur véhicule électrique pendant la nuit.
La CPUC estime que près de 3 gigawatts de systèmes solaires et de stockage combinés « derrière le compteur » sont en service en Californie, les installations solaires équipées de batteries représentant plus de 30 % des nouvelles installations résidentielles à la suite des changements apportés à la politique NEM 3.0.
La voie à suivre
Le problème du réseau californien n'est pas résolu. Il s'améliore toutefois d'une manière qui aurait semblé ambitieuse il y a seulement cinq ans. La courbe en forme de canard est aplatie par les incitations financières mêmes décrites par Neel Somani : des acteurs achètent de l'électricité bon marché pendant la journée et la revendent au prix majoré du soir, réalisant ainsi des bénéfices tout en stabilisant le système.
La résilience énergétique de la Californie repose sur des millions de systèmes installés sur les toits, des batteries à l'échelle du réseau et des participants à la réponse à la demande. Ce réseau distribué présente à la fois des défis et des opportunités.
À mesure que de plus en plus de foyers adoptent des technologies énergétiques connectées, des véhicules électriques aux panneaux solaires intelligents en passant par les systèmes de batteries, la relation entre les performances du réseau et le comportement quotidien des consommateurs devient de plus en plus étroitement liée.
Le pic de 17 h reste un défi quotidien. Mais c'est, pour la première fois, un défi que les marchés commencent à résoudre.
