Avec Iberdrola, le projet Shutler met 41 MW et 82 MWh de stockage sur la table en Oregon. Via Avangrid, le groupe espagnol lance sa première batterie géante aux États-Unis pour stabiliser le réseau, valoriser les surplus renouvelables et viser une mise en service en 2027.
Iberdrola lance sa première grande batterie aux États-Unis avec Shutler
Iberdrola, via sa filiale américaine Avangrid, va construire son premier projet de stockage par batteries à grande échelle aux États-Unis. Baptisée Shutler Energy Storage, l’installation sera implantée dans le comté de Gilliam, dans l’Oregon. Selon Avangrid et Iberdrola, le site affichera une puissance de 41 MW pour une capacité de 82 MWh, avec une mise en service prévue en 2027. Le point clé n’est pas seulement la taille du projet, mais son rôle : injecter rapidement de l’électricité quand le réseau en a besoin, au lieu de laisser perdre une partie de la production renouvelable.
Le signal envoyé est clair. Jusqu’ici, Iberdrola s’appuyait surtout sur son parc de production renouvelable américain. Avec Shutler, le groupe ajoute enfin une couche de flexibilité réseau sur le marché américain. C’est un virage logique. Produire de l’électricité verte ne suffit plus ; il faut aussi pouvoir la déplacer dans le temps.
Fiche technique : ce que l’on sait, et ce qui n’est pas communiqué
Les données officielles disponibles sont encore limitées, mais elles suffisent à cerner le profil du projet. Selon Avangrid, Shutler développera 41 MW / 82 MWh. Cette combinaison traduit une autonomie de 2 heures, calculée à partir du ratio capacité énergétique / puissance. C’est un format classique pour des usages de lissage, de soutien à la fiabilité et d’arbitrage intrajournalier, plutôt que pour de la fourniture longue durée.
Autre point concret : Avangrid précise qu’une décharge complète du système pourra alimenter environ 3 000 foyers américains. Dit autrement, le projet n’a pas vocation à couvrir une grande métropole, mais à servir d’outil de stabilisation rapide sur une zone où le groupe dispose déjà d’actifs renouvelables et de points d’injection réseau.
En revanche, plusieurs informations techniques restent non communiquées à ce stade : chimie des cellules, fournisseur des batteries, nombre de conteneurs, rendement aller-retour, stratégie incendie, coût total d’investissement, contrat EPC et éventuel modèle de revenus. C’est une limite importante, car ce sont précisément ces données qui permettent d’évaluer la compétitivité réelle d’un BESS.
Pourquoi l’Oregon compte davantage que la taille brute du projet
Le projet sera installé dans le comté de Gilliam, au nord de l’Oregon. Ce choix n’a rien d’anecdotique. Selon Iberdrola, Avangrid dispose déjà d’environ 3 000 MW de capacités de production dans le nord-ouest pacifique. Shutler ne part donc pas de zéro. La batterie vient se brancher sur un portefeuille existant, avec des synergies évidentes sur l’exploitation, l’équilibrage et l’usage des infrastructures déjà en place.
C’est là que le projet prend du sens. En puissance, 41 MW restent modestes à l’échelle du marché américain. Mais rapportée à l’empreinte régionale de Avangrid, la batterie représente déjà environ 1,37 % de sa capacité de production dans le nord-ouest, d’après un calcul réalisé à partir des chiffres fournis par Iberdrola et Avangrid. Ce n’est pas massif, mais c’est suffisant pour améliorer le pilotage d’un portefeuille renouvelable local.
Avangrid ajoute que Shutler sera situé près de deux installations existantes du groupe et d’une troisième en construction. Là encore, l’intérêt est opérationnel : le stockage permet de mieux coordonner plusieurs actifs voisins au lieu d’ajouter une capacité isolée sans effet de système.
Deux métriques qui éclairent vraiment le projet
La première métrique utile est la durée de stockage. Avec 82 MWh pour 41 MW, Shutler offrira exactement 2 heures de décharge à pleine puissance. Ce point ne figurait pas explicitement dans la source d’origine, alors qu’il change la lecture du projet : on n’est pas face à une batterie de secours longue durée, mais à un actif calibré pour les pics courts, les ajustements rapides et l’optimisation du parc renouvelable.
La deuxième métrique concerne l’effort local annoncé. Avangrid s’est engagé à verser 110 000 dollars par an à deux organisations locales du comté de Gilliam dédiées à la petite enfance et à la garde d’enfants. Converti au taux de la BCE observé via son convertisseur de référence, soit 1 € = 1,1467 $, cela représente environ 95 927 €. Rapporté à la puissance du projet, on obtient environ 2 683 $ par MW et par an, soit environ 2 340 € par MW et par an. Rapporté à la capacité énergétique, cela équivaut à environ 1 341 $ par MWh et par an, soit environ 1 170 € par MWh et par an. Ce n’est pas un indicateur industriel, mais c’est une donnée concrète sur l’ancrage territorial du projet.
Un projet petit face aux géants américains, mais cohérent dans son rôle
La meilleure façon de situer Shutler est de le comparer à des références du marché. Selon Vistra, le site de Moss Landing Energy Storage Facility en Californie atteint 750 MW / 3 000 MWh. Selon Quinbrook, le projet Gemini Solar + Storage dans le Nevada intègre une batterie de 380 MW capable de stocker plus de 1 400 MWh.
Face à ces mastodontes, Shutler change d’échelle. En comparaison avec Moss Landing, la batterie d’Avangrid ne représente qu’environ 5,47 % de la puissance et 2,73 % de la capacité énergétique du site californien. Le constat est simple : Shutler n’est pas un projet vitrine destiné à battre des records. C’est un actif de réseau ciblé, pensé pour un usage régional précis.
À mon sens, c’est même sa vraie force. Les très grands BESS attirent l’attention, mais les projets intermédiaires proches des actifs renouvelables existants sont souvent plus rationnels à déployer. Ils demandent moins de capital, moins de foncier et moins de complexité d’intégration, tout en apportant une valeur directe à l’exploitant.
Le marché américain pousse tous les énergéticiens vers le stockage
Le calendrier de Iberdrola n’a rien d’un hasard. Selon l’U.S. Energy Information Administration, la capacité cumulée de stockage par batteries à l’échelle utility-scale aux États-Unis a dépassé 26 GW en 2024, après une hausse de 66 % sur l’année. L’EIA indique aussi que les développeurs prévoient d’ajouter 24 GW supplémentaires en 2026, après un record de 15 GW ajoutés en 2025.
Autrement dit, Shutler arrive dans un marché déjà lancé à grande vitesse. Le stockage n’est plus une simple extension des renouvelables. Il devient une brique standard du mix électrique américain, en particulier dans les régions où l’éolien et le solaire montent en puissance plus vite que l’adaptation du réseau.
L’EIA rappelle aussi que les batteries utility-scale sont largement utilisées pour l’arbitrage de prix et la stabilité du réseau. C’est exactement le cas d’usage décrit par Avangrid : stocker l’électricité pendant les périodes de faible demande ou de forte production, puis la réinjecter quand les besoins remontent.
Ce que Shutler peut vraiment apporter au réseau
Dans les faits, une batterie de 2 heures comme Shutler peut remplir plusieurs fonctions utiles. La première est l’absorption des excédents renouvelables locaux. Quand le vent souffle fort ou que la production solaire dépasse l’appel du réseau, une partie de l’électricité peut être stockée au lieu d’être écrêtée.
La deuxième fonction est la réponse rapide. Une batterie réagit en quelques instants, bien plus vite qu’un actif thermique classique. Selon Avangrid, Shutler doit servir de ressource flexible et rapide pour son autorité d’équilibrage indépendante dans le nord-ouest pacifique. C’est un point essentiel : la valeur d’un BESS se joue souvent autant sur la vitesse de réaction que sur le volume d’énergie embarqué.
Troisième usage concret : le soutien aux actifs voisins. Quand un développeur possède déjà plusieurs centrales renouvelables dans une même zone, la batterie agit comme un tampon central. Elle lisse les variations, améliore le profil de livraison et peut limiter certaines contraintes d’exploitation sur les interconnexions existantes.
Un projet énergétique, mais aussi un levier local
Avangrid ne s’est pas contenté d’annoncer la batterie. Le groupe a aussi communiqué sur un volet local très précis : un don annuel de 110 000 dollars, soit environ 95 927 € au taux de la BCE, versé à deux organisations à but non lucratif du comté de Gilliam pour soutenir l’accueil des jeunes enfants et les services de garde.
Selon Avangrid, le chantier devrait aussi générer environ 35 emplois syndiqués locaux. Le chiffre reste modeste, mais il correspond à la réalité d’un BESS de cette taille : la phase de construction crée un impact ponctuel, tandis que l’exploitation courante reste peu intensive en main-d’œuvre comparée à une grande centrale conventionnelle.
Je trouve ce volet local plus intéressant qu’il n’y paraît. Sur les projets énergétiques, l’acceptabilité passe de plus en plus par des bénéfices visibles pour les territoires. Ici, Avangrid lie explicitement son projet à un besoin identifié, la garde d’enfants. C’est plus concret qu’un discours vague sur les retombées régionales.
Les angles morts à surveiller avant 2027
Le projet est crédible sur le papier, mais plusieurs inconnues empêchent encore une évaluation complète. Le coût total est non communiqué. Le fournisseur de batteries est non communiqué. La chimie est non communiquée. La structure de revenus est non communiquée. Sans ces éléments, il est impossible de calculer un coût par kWh installé, un coût par MW ou une hypothèse de rentabilité.
Il faudra aussi suivre le volet sécurité. Les très grands projets américains ont rendu la question des risques thermiques beaucoup plus visible. Sans entrer dans l’alarmisme, un BESS ne se juge plus seulement sur sa puissance et sa capacité. Les protocoles de détection, de compartimentage et d’intervention deviennent déterminants. Or, sur Shutler, ces données restent absentes du dossier public pour le moment.
Enfin, la date de mise en service annoncée est 2027, selon Iberdrola. C’est proche, mais pas immédiat. Entre l’annonce du 24 juin 2026 et l’exploitation commerciale, il reste la phase d’ingénierie détaillée, la fourniture d’équipements, les raccordements et l’intégration au portefeuille local d’Avangrid.
Pourquoi ce premier pas américain compte pour Iberdrola
Shutler ne va pas bouleverser à lui seul le marché américain du stockage. Ce n’est pas son rôle. En revanche, le projet marque une étape structurante pour Iberdrola : le groupe passe, aux États-Unis, d’une logique centrée sur la production renouvelable à une logique plus complète de gestion d’actifs énergétiques.
Le plus intéressant est là. Une fois le premier projet lancé, la courbe d’apprentissage s’accélère : relation fournisseurs, procédures internes, modèles de revenus, exploitation, maintenance, sécurité, dialogue avec les gestionnaires de réseau. En clair, Shutler ressemble à un point d’entrée plus qu’à un aboutissement.
Pour un groupe déjà fortement implanté sur le renouvelable américain, c’est une évolution attendue. Le stockage n’est plus un supplément. C’est l’outil qui permet de rendre le portefeuille plus vendable, plus stable et mieux adapté à la demande réelle du réseau.
Source de référence
Communiqué officiel : Avangrid to Build Battery Storage Project in Oregon
Mon avis :
Projet pertinent : avec 41 MW / 82 MWh, Iberdrola cible un vrai besoin de flexibilité réseau en Oregon et valorise mieux ses renouvelables. Mais l’ambition reste modeste : deux heures de stockage, c’est utile pour lisser des pics courts, pas pour sécuriser durablement un système fortement électrifié.
