- Le laboratoire de Berkeley indique que les États-Unis disposaient d'au moins 947 GW de capacité de centrale solaire à grande échelle en attente d'interconnexion à la fin de 2022.
- Le marché a augmenté de 10.4 GW de capacité CA en 2022, portant le total cumulé à 61.7 GW dans 46 États.
- 2023 sera probablement l'année la plus forte jamais enregistrée avec une nouvelle capacité de 24 GW à l'échelle des services publics qui devrait être mise en service.
Fin 2022, les États-Unis disposaient d'un minimum de 947 GW de capacité de centrales solaires à grande échelle dans les files d'attente d'interconnexion, dont 48 % ou 457 GW étaient couplés à une batterie.
Selon le Lawrence Berkeley National Laboratory (Berkeley Lab) Solaire à grande échelle, édition 2023, le pays pourrait envisager de dépasser les 24 GW de nouveaux ajouts dans ce segment en 2023, après avoir installé 8.6 GW en 8 mois/2023. Il est déjà 30 % plus élevé chaque année. Les analystes estiment que 2023 sera probablement l’année la plus forte jamais enregistrée pour l’énergie solaire à grande échelle aux États-Unis.
En comparaison, en 2022, le pays a installé une nouvelle capacité à grande échelle de 10.4 GW CA, contre 12.5 GW CA construits en 2021, portant la capacité installée cumulée pour ce segment à 61.7 GW CA dans 46 États. Sur la capacité mise en service en 2022, il y avait 35 centrales solaires photovoltaïques et hybrides à batteries représentant 3.6 GW AC PV et 1.8 GW/5.4 GWh de stockage sur batterie.
Selon certains points saillants du rapport, le suivi à axe unique représentait 94 % de toutes les nouvelles capacités photovoltaïques à grande échelle ajoutées en 2022. Le reste était constitué d'installations à inclinaison fixe.
Les coûts installés médians sont tombés à 1.32 $/W AC, après avoir chuté de 78 % sur un an malgré les pressions inflationnistes.
Le coût actualisé de l'électricité (LCOE) de l'électricité photovoltaïque à grande échelle a légèrement diminué pour atteindre 39 $/MWh en moyenne en 2022. Sous l'effet, entre autres, de la baisse des coûts d'investissement et de l'amélioration des facteurs de capacité, son LCOE a désormais diminué d'environ 84 % depuis 2010.
Selon les auteurs du rapport, les prix des contrats d’achat d’électricité (PPA) ont également suivi la baisse du LCOE solaire au fil du temps, mais ils ont stagné depuis 2019, et ont même légèrement augmenté.
D'un autre côté, la hausse des prix de gros de l'électricité en 2022 a fait augmenter la valeur marchande moyenne de l'énergie solaire nationale de 40 %, à 71 $/MWh, dépassant ainsi la hausse plus modeste des prix des PPA et renforçant la compétitivité de la technologie.
Les analystes soulignent que les évolutions politiques dans le cadre de la loi sur la réduction de l’inflation (IRA), même si elles ont suscité beaucoup de buzz positif, n’ont pas encore eu d’impact sur le segment solaire à grande échelle en 2023.
Ils expliquent : « Premièrement, l’IRA a été adoptée relativement tard dans l’année, les directives du Trésor sur sa mise en œuvre étant venues encore plus tard, et le marché prend naturellement du temps pour réagir. En outre, plusieurs incitations ne sont entrées en vigueur qu’à partir de 2023, alors que ce rapport se concentre principalement sur les projets construits en 2022. Entre-temps, les files d’attente d’interconnexion de certaines des plus grandes régions avaient déjà clôturé leur période de candidature ouverte au moment de l’adoption de l’IRA, ou bien d’autres n’ont pas accepté ou découragé de nouvelles demandes d’interconnexion en 2022. »
Source à partir de Nouvelles de Taiyang
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