Paradigme de flexibilité électrique : transition des actifs macro aux couches intelligentes distribuées

Rédigé par : Benji Siem @IOSG

Introduction

Cette étude commence par une observation simple : le système électrique est sollicité pour accomplir une tâche pour laquelle il n’a jamais été conçu.

Avec l’accélération de la pénétration des énergies renouvelables, la généralisation de l’électrification et la demande croissante en centres de données alimentés par l’IA, le modèle traditionnel de « construire davantage de centrales électriques et de lignes de transmission pour répondre aux pics de charge » s’effrite. La durée des cycles d’infrastructure est trop longue, les files d’attente pour la connexion sont importantes, et le capital investi reste élevé.

Dans ce contexte, la flexibilité — c’est-à-dire la capacité à ajuster en temps réel l’offre et la demande — est passée d’une fonction auxiliaire à un pilier central de la fiabilité du réseau électrique. La flexibilité, autrefois principalement fournie par de grands charges industrielles et des centrales de régulation, évolue vers un marché complexe à plusieurs niveaux, où ressources énergétiques distribuées (DER), plateformes logicielles et agrégateurs coordonnent des millions d’actifs pour maintenir l’équilibre du système.

Nous sommes à un tournant structurel. Les gagnants de cette transition ne seront pas ceux qui contrôlent les actifs de production, mais ceux qui construisent la couche de connectivité et d’orchestration, libérant massivement la flexibilité. Les modèles émergents de coordination natifs de la cryptographie et les mécanismes d’incitation basés sur des tokens pourraient accélérer cette évolution, en permettant une participation décentralisée, une facturation transparente et une fluidité mondiale des services de flexibilité.

Comme nous l’explorerons en profondeur, la flexibilité n’est plus seulement une capacité technique ; elle devient une infrastructure économique émergente — créant de nouvelles valeurs via la superposition de revenus dans les marchés de capacité, les services auxiliaires, la réponse à la demande et les marchés locaux, redéfinissant la façon dont l’énergie est échangée, gérée et monétisée.

Arguments principaux

Le marché de la flexibilité électrique est à un point de basculement. La montée en puissance des renouvelables, la croissance des besoins en centres de données et la réglementation créent un déséquilibre structurel entre l’offre et la demande de services de flexibilité.

La demande en électricité pour alimenter l’IA et les applications dépasse rapidement la capacité disponible du réseau, principalement en raison de :

• La consommation électrique mondiale des centres de données devrait doubler d’ici 2030, atteignant environ 945 TWh, légèrement supérieure à la consommation totale actuelle du Japon. L’IA est le principal moteur de cette croissance, mais d’autres services numériques continuent d’augmenter. Il est important de noter que le manque de flexibilité pourrait aussi freiner cette croissance.

Le marché électrique nécessite une efficacité opérationnelle et une flexibilité accrues pour atténuer les risques. Face à un retard dans la construction d’infrastructures, la demande et la nécessité de services de flexibilité augmentent significativement.

De nombreuses régions subissent une pression énorme sur leurs réseaux : on estime qu’à moins de résoudre le risque de capacité, environ 20 % des projets de centres de données prévus pourraient être retardés.

Aux États-Unis, en raison de difficultés à gérer la congestion lors de l’interconnexion, environ 10 300 projets électriques sont en attente, pour une capacité totale de 2 300 GW — soit le double de la capacité installée actuelle.

L’intermédiation et la connexion des infrastructures constitueront le plus grand gagnant. Elles jouent un rôle clé en faisant le pont entre l’offre (utilisateurs disposant de capacité inutilisée) et la demande (opérateurs de réseau sous pression).

Les plateformes logicielles, qui agrègent et optimisent les ressources énergétiques distribuées (DER), devraient voir leur valeur croître de manière disproportionnée, passant d’environ 98,2 milliards de dollars en 2025 à environ 293,6 milliards de dollars en 2034 (CAGR de 12,94 %).

Aperçu du marché de la flexibilité

Qu’est-ce que la flexibilité dans le marché de l’énergie ?

Dans un système électrique, la flexibilité = capacité à ajuster rapidement la production ou la consommation pour répondre à des signaux (prix, congestion, fréquence, etc.), afin de maintenir l’équilibre offre-demande et éviter les coupures.

Historiquement, la flexibilité provenait presque exclusivement de générateurs flexibles (centrales à gaz de régulation, hydroélectricité). Avec l’expansion des renouvelables et de l’électrification, les opérateurs du système achètent désormais la flexibilité via :

• La réponse à la demande : charges pouvant être réduites ou décalées dans le temps
• Le stockage : batteries, véhicules électriques, stockage thermique
• La production décentralisée : photovoltaïque en toiture, cogénération, etc.

Le « marché de la flexibilité » regroupe l’ensemble des marchés et contrats où cette flexibilité est achetée et vendue, incluant les marchés de gros, les produits de services d’équilibrage/auxiliaires, les marchés de capacité, ainsi que les plateformes locales de flexibilité gérées par les distributeurs (DSO). Les agrégateurs jouent le rôle d’intermédiaires, fournissant une plateforme permettant aux opérateurs de réseau d’acheter la flexibilité auprès des utilisateurs finaux, formant ainsi une couche d’infrastructure clé (voir chapitre « Négociation et tarification de la flexibilité »). La facturation est assurée par le gestionnaire du système de transmission (TSO), qui paie les agrégateurs, lesquels déduisent leur commission avant de reverser le reste aux clients.

Deux modes de livraison de la flexibilité existent :

• Flexibilité implicite : réalisée automatiquement via des signaux de prix statiques, comme la tarification différenciée selon l’heure (tarifs heures creuses). Par exemple, un chargeur de VE intelligent retarde sa charge à la nuit lorsque le prix est bas. La conduite est pilotée par le signal de prix.
• Flexibilité explicite : implique une réponse active à une demande spécifique de l’opérateur du réseau. Ces actions sont conscientes, coordonnées via une plateforme de marché, et donnent lieu à une rémunération directe.

Exemples détaillés

Étape 1 : Inscription du client

Un agrégateur (ex. CPower) signe un contrat avec une entreprise manufacturière, installe des capteurs (compteurs intelligents, contrôleurs) et connecte le système de gestion du bâtiment. Le client accepte de réduire sa charge de 2 MW sur demande.

Étape 2 : Inscription auprès de l’opérateur du réseau

L’agrégateur inscrit cette capacité de 2 MW (avec des milliers d’autres sites) comme « ressource de réponse à la demande » auprès de l’ISO. Il doit prouver que cette ressource peut effectivement être livrée, via le calcul de la ligne de référence, la protocole de mesure, et parfois des tests de dispatch.

Étape 3 : Participation au marché

L’agrégateur soumet des offres pour cette capacité dans différents marchés :

• Marché de capacité (annuel/multianne) : « Je m’engage à maintenir 500 MW disponibles durant le pic estival »
• Marché de l’énergie à court terme : « Je peux réduire 200 MW demain entre 16h et 20h »
• Services auxiliaires en temps réel : « Je peux répondre à une déviation de fréquence en moins de 10 minutes »

Étape 4 : Dispatch

Lorsque le réseau a besoin de flexibilité, le TSO envoie un signal à l’agrégateur. La plateforme logicielle de l’agrégateur exécute : envoie une notification au client (SMS, email, signal de contrôle automatique) ; active la réduction programmée (ex. augmenter la température de consigne, diminuer l’éclairage, suspendre un processus industriel) ; surveille en temps réel la performance.

Étape 5 : Facturation

Après l’événement, l’ISO mesure la différence entre la livraison réelle et la promesse, et le flux financier va de : ISO → agrégateur → client (après déduction de la commission).

Principaux acteurs

Bourses — plateformes de marché

Les lieux d’échange de la flexibilité, où se rencontrent acheteurs (DSO/TSO) et vendeurs (agrégateurs, propriétaires de DER). Les marchés de réserve de fréquence offrent aussi une plateforme supplémentaire.

Exemples de projets

EPEX SPOT, Nord Pool, Piclo Flex, NODES, GOPACS, Enera

Modèles commerciaux

• Frais de transaction sur les échanges (généralement 0,5-2 % du montant ou €0,01-0,05/MWh)
• Abonnement/adhésion pour accéder au marché (frais annuels pour les participants)
• Certains plateformes, en tant qu’opérateurs régulés (via les coûts tarifaires du réseau), d’autres en mode commercial

Tarification

Les plateformes ne fixent pas elles-mêmes les prix, mais facilitent la découverte par des enchères (paiement selon l’offre ou règlement unique).

Les prix de congestion sur les plateformes locales (Piclo, NODES) tournent généralement autour de €50-200/MWh.

Les marchés de gros en équilibre peuvent atteindre €1 000+/MWh en cas de pénurie.

Les marchés de gros classiques (ex. EPEX) peuvent aussi présenter des prix négatifs, ce qui revient à acheter activement de la flexibilité dans un marché dédié.

Agrégateurs / VPP (Virtual Power Plants)

Contrôlent un ensemble d’actifs flexibles, dont les revenus dépendent de la réussite des contrats et de la bonne orchestration de la charge / stockage.

Exemples d’entreprises

Enel X, CPower, Voltus, Next Kraftwerke, Flexitricity, Limejump

Modèles commerciaux

Partage des revenus avec les propriétaires d’actifs : l’agrégateur conserve 20-50 % des revenus de marché, le reste allant au client.

Certains prélèvent des frais d’inscription ou d’abonnement mensuel.

Ils peuvent aussi recevoir des bonus de performance pour dépasser les objectifs de dispatch.

Tarification

Paiement de capacité : $30-150/kW·an (selon marché et produit)

Paiement d’énergie : selon le prix du marché (moins la marge de l’agrégateur)

Revenus typiques : charges C&I $50-200/kW·an, batteries résidentielles $100-400/an

Systèmes de gestion / logiciels d’optimisation DERMS

Logiciels de prévision, contrôle, soumission et conformité, formant la couche intelligente du système. Intégrés aux plateformes des agrégateurs.

Exemples d’entreprises

AutoGrid (Uplight), Enbala (Generac), Opus One, Smarter Grid Solutions, GE GridOS, Siemens EnergyIP

Modèles commerciaux

Licence SaaS pour entreprises : contrat annuel basé sur la puissance gérée ou le nombre d’actifs contrôlés

Frais d’implémentation / intégration : coûts ponctuels pour déploiement par les services publics (de $500 000 à plusieurs millions de dollars)

Services managés : optimisation continue basée sur la performance

Tarification

Licence logicielle : généralement $2-10/kW·an (selon fonctionnalités et échelle)

Contrats pour déploiements majeurs : jusqu’à $50-200 millions sur plus de 5 ans

Certains fournisseurs proposent des modèles de partage de revenus (5-15 % de la valeur additionnelle)

Actifs physiques

Fournisseurs physiques : véhicules électriques, batteries, thermostats, pompes à chaleur, charges industrielles, etc.

Acheteurs du réseau

Demand-side : services publics et opérateurs de systèmes achetant la flexibilité pour gérer congestion, équilibrage et pics, incluant DSO, TSO, fournisseurs et municipalités.

Organisations représentatives

PJM, CAISO, National Grid ESO, TenneT, UK Power Networks, E.ON, Con Edison

Modèles commerciaux

Entités régulées, coûts récupérés via tarifs ou frais de capacité

Achats quand la flexibilité est moins coûteuse que des investissements en infrastructure (« alternatives hors ligne »)

Partiellement intégrés verticalement dans des projets DR internes, le reste externalisé à des agrégateurs

Tarification d’achat

• Capacité : $20-330/MW·jour (ex. PJM, 2026-27 : $329/MW·jour)
• Services auxiliaires : $5-50/MW·h (réponse fréquence, réserve rotative)
• Flexibilité locale DSO : €50-300/MWh (souvent par enchère selon offre)

Règle empirique : la flexibilité doit coûter 30-40 % moins cher que le renforcement du réseau.

Figure 1 : Schéma du mécanisme

Opérateur de distribution (DSO) : gestionnaire du réseau local (lignes de distribution, postes) responsable de la livraison d’électricité depuis le réseau de transmission vers les foyers et entreprises.

Opérateur de transmission (TSO) : gestionnaire et mainteneur du réseau haute tension (réseau électrique et gaz), responsable du transport longue distance de l’énergie depuis les producteurs vers les distributeurs locaux ou grands consommateurs.

Estimations des revenus des acteurs

Situation actuelle du secteur

Le système électrique souffre d’un déséquilibre structurel entre capacité de production et infrastructure. Ce problème est lié à deux enjeux interconnectés : une file d’attente sans précédent pour la connexion au réseau et une demande en forte croissance provenant de l’électrification et des centres de données.

File d’attente pour la connexion

Fin 2024, plus de 2 300 GW de capacité de production et de stockage attendent leur raccordement aux États-Unis — soit le double de la capacité installée totale (1 280 GW). Ce retard constitue un obstacle majeur au déploiement des énergies propres.

Pressions du côté de la demande

• Centres de données : la consommation électrique mondiale devrait doubler d’ici 2030, atteignant 1 000-1 200 TWh (équivalent à la consommation totale du Japon)
• Marché de capacité PJM : les prix sont passés de $28,92/MW·jour (2024-25) à $329,17/MW·jour (2026-27), une hausse de plus de 10 fois, principalement due aux engagements des centres de données
• La prévision de demande sur 5 ans par les planificateurs américains a presque doublé ; les centres de données IA exigent une disponibilité de 99,999 % et une consommation électrique énorme
• Coût de mise à niveau du réseau : l’UE prévoit €730 milliards d’investissements en distribution d’ici 2040, plus €477 milliards en transmission ; la flexibilité permet d’économiser 30-40 % par rapport à ces investissements

Négociation et tarification de la flexibilité

Les opérateurs de réseau (PJM, ERCOT, CAISO, etc.) doivent équilibrer en temps réel l’offre et la demande, mais ne peuvent pas communiquer directement avec des millions d’actifs décentralisés (thermostats, batteries, charges industrielles). Les agrégateurs jouent donc un rôle d’intermédiaire.

Les agrégateurs (Enel X, CPower, Voltus) se situent entre deux parties :

• Opérateurs/entreprises de réseau nécessitant de la capacité flexible
• Clients finaux disposant de charges ou actifs flexibles

Ils regroupent des centaines ou milliers de petits actifs en un « VPP » unique, participant aux marchés de gros comme un générateur traditionnel.

Mécanismes de facturation

Contrairement à la production (mesurée en MWh), la réponse à la demande est mesurée en MWh non consommés. Cela nécessite une « ligne de référence » — la consommation que le client aurait eue sans réponse à la demande. Méthodes courantes :

• Méthode 10-sur-10 : moyenne des 10 jours similaires précédents
• Ajustement selon la météo : correction en fonction de la différence de température
• Mesure avant / pendant l’événement : comparaison de la consommation

Exemple de facturation :

L’agrégateur paie le client selon le contrat (souvent 50-80 % du revenu total), le reste allant à l’agrégateur.

La flexibilité est monétisée via divers marchés, avec des mécanismes de superposition de revenus pour maximiser la rentabilité des actifs.

De plus, les communautés énergétiques — organisations locales de citoyens et petites entreprises soutenues par la politique européenne — deviennent un levier clé pour l’agrégation de flexibilité. Environ 9 000 communautés en Europe regroupent 1,5 million de participants.

En regroupant des actifs comme PV, batteries et charges contrôlables, ces communautés surmontent les obstacles de taille et de coordination qui empêchent souvent les ménages individuels d’accéder à plusieurs flux de revenus de flexibilité.

Ce qui rejoint la recherche : les fournisseurs de flexibilité peuvent « superposer » leur valeur entre marchés de capacité, services auxiliaires, arbitrage énergétique, réponse à la demande et marchés locaux DSO. Les communautés énergétiques créent un cadre organisationnel et opérationnel pour une participation fiable multi-marchés, transformant des DER dispersés en portefeuilles coordonnés, démocratisant ainsi les revenus de flexibilité tout en soutenant la décarbonation et la résilience du réseau.

Pourquoi la flexibilité est-elle cruciale ?

Les services de flexibilité offrent une alternative plus rapide et moins coûteuse à la construction de nouvelles centrales ou lignes. La vitesse de « construction » d’un VPP correspond à celle de l’inscription des clients — sans file d’attente pour la connexion. Selon le Brattle Group, la capacité de régulation via VPP coûte 40-60 % moins cher qu’une centrale à gaz ou une batterie à l’échelle d’un service public. ENTSO-E estime qu’en Europe, la flexibilité permet d’économiser 5 milliards d’euros par an en coûts de production.

Pour les opérateurs de réseau : équilibrer en temps réel, réduire la dépendance aux centrales coûteuses et aux renforcements du réseau, mieux intégrer les renouvelables, renforcer la résilience face aux événements extrêmes.

Pour les propriétaires d’actifs : générer de nouveaux revenus à partir de batteries, EV, HVAC, charges industrielles ; superposer plusieurs services pour augmenter le rendement de 30-50 % ; intervention minimale sur l’exploitation.

Pour les consommateurs : réduire leur facture via la réponse à la demande ; éviter des coûts d’infrastructure ; améliorer la fiabilité et réduire les coupures.

Pour la transition énergétique : augmenter la pénétration des renouvelables sans déroger à la stabilité du réseau ; fournir des services de décarbonation (en remplacement des centrales à gaz) ; accélérer le déploiement par rapport aux infrastructures limitées.

Tendances favorables

• Cadre réglementaire : FERC Orders 2222/2023 (États-Unis), réglementation européenne sur la réponse à la demande (2027), BSC P483 au Royaume-Uni impliquant 345 000 foyers. Plus de 45 pays introduisent des marchés de flexibilité.
• Investissements dans le réseau : aux États-Unis, plus de 1 100 milliards de dollars d’ici 2029. En UE, €730 milliards en distribution et €477 milliards en transmission d’ici 2040. La flexibilité est une alternative plus économique.
• Demande en centres de données : doublement prévu d’ici 2030, atteignant 1 000-1 200 TWh. Les prix PJM ont été multipliés par 10 (2024-2027). La croissance crée à la fois une demande et une offre de flexibilité.
• Expansion des DER : plus de 4 millions de systèmes PV résidentiels aux États-Unis, 240 000 batteries domestiques, plus d’un million de véhicules électriques en 2023. La taille critique est atteinte, permettant aux agrégateurs et à l’économie DER de s’épanouir.

Risques clés à surveiller

• Surplus d’offre après 2030 : investissements massifs en batteries pourraient réduire la rentabilité du marché de la flexibilité. Certains marchés relancent la filière de stockage par pompage.
• Cybersécurité : des millions d’actifs décentralisés élargissent la surface d’attaque. La législation européenne sur l’IA classe la gestion du réseau comme « à haut risque ». NFPA 855 augmente le coût des batteries urbaines de 15-25 %.

Modèles commerciaux des agrégateurs

Sources de revenus

• Paiement de capacité ($/MW·an ou $/MW·jour) : la principale source de revenus, stable, rémunérant la disponibilité même si non dispatchée. Exemple : prix PJM en 2026-27 : $329/MW·jour.
• Paiement d’énergie ($/MWh) : basé sur la réduction réelle de charge pendant l’événement, plus volatile.
• Services auxiliaires ($/MW + $/MWh) : fréquence, réserve rotative, etc. Plus rémunérateurs mais nécessitant une réponse très rapide (secondes à minutes). Voltus a été pionnier dans ces produits à forte marge.

Structure des coûts

Exemple de modèle économique (clients C&I)

Superposition de revenus : comment maximiser la valeur

Les agrégateurs les plus matures superposent plusieurs flux de revenus sur un même actif :

Exemple : 10 MW de charge industrielle dans PJM

C’est la raison pour laquelle Enel DER.OS et Tesla Autobidder insistent sur « l’optimisation collaborative » — leur IA décide à chaque instant dans quel marché participer pour maximiser le rendement total.

Analyse approfondie des acteurs clés

Enel X — Leader mondial

Présentation

Enel X est la branche de demande réactive et de DER du groupe Enel, l’un des plus grands fournisseurs d’énergie au monde (chiffre d’affaires > €860 milliards). Elle trouve ses origines dans EnerNOC, pion de la demande réactive fondé en 2001, racheté par Enel en 2017. Aujourd’hui, Enel X gère la plus grande plateforme de VPP industriel et commercial au monde, avec plus de 9 GW de capacité de réponse à la demande et plus de 110 projets actifs dans 18 pays.

Taille et couverture

Capacité mondiale : plus de 9 GW gérés (Q1 2025), objectif 13 GW

Amérique du Nord : ~5 GW, couvrant 31 États américains et 2 provinces canadiennes, plus de 10 000 sites

Projets : plus de 80 projets de réponse à la demande, plus de 30 partenaires avec des contrats exclusifs

Revenus clients : près de 2 milliards de dollars distribués depuis 2011

Investissements technologiques : plus de $200 millions dans le développement de la plateforme

Partenariats stratégiques

En septembre 2024, Enel X a annoncé un partenariat avec Google pour agréger 1 GW de flexibilité provenant des centres de données — le plus grand VPP d’entreprise au monde. La collaboration illustre la convergence entre croissance de la demande en centres de données et offre de flexibilité : Google, géant du cloud, avec ses UPS et capacités de décalage de charge, devient un acteur clé de la flexibilité côté demande.

Plateforme technologique : DER.OS

Enel X utilise DER.OS, une plateforme basée sur l’apprentissage machine pour l’optimisation du dispatch. Selon ses audits internes, cette plateforme augmente la rentabilité de 12 % par rapport à une stratégie basée sur des règles. Elle collecte en continu des données de plus de 16 000 sites d’entreprises et opère un centre de contrôle 24/7 pour la gestion en temps réel.

Clients principaux : installations C&I

Ce sont de grands consommateurs d’électricité avec charges pouvant être interrompues sans interruption majeure :

Insights clés

Ces clients disposent déjà d’« actifs » (leurs charges). Enel X les aide à monétiser la flexibilité qu’ils ignorent souvent. La société se positionne clairement côté demande, sans construire ni posséder d’actifs de production. La réduction de la demande équivaut à une augmentation de l’offre sur le réseau.

Implications de la collaboration avec Google

Le partenariat de septembre 2024 est révélateur : il bouleverse le modèle traditionnel :

• Modèle traditionnel : Enel X recrute des installations → agrège en VPP → vend au réseau
• Modèle Google : centres de données Google deviennent actifs flexibles → Enel X orchestre le VPP → opérateurs de réseau achètent la flexibilité

Les centres de données Google disposent de grandes batteries UPS (souvent pour la sauvegarde), de charges de refroidissement flexibles et d’une certaine souplesse dans la gestion des workloads. Google ne consomme plus la flexibilité du réseau, il la fournit — Enel X orchestre cette flexibilité. C’est la concrétisation du concept « centres de données comme actifs du réseau ».

Répartition des revenus

Position concurrentielle

Avantages : taille mondiale, relations solides avec les services publics, écosystème intégré d’énergies renouvelables (11 GW renouvelables + 1 GW stockage), plateforme mature, soutien financier du groupe Enel

Inconvénients : modèle de vente traditionnel, rythme d’innovation plus lent que les startups, coûts de gestion élevés

Stratégie : focalisation sur le segment C&I, intégration renouvelable à l’échelle des services publics, partenariat avec centres de données

Voltus — Challenger axé sur le logiciel

Présentation

Fondée en 2016 par d’anciens cadres d’EnerNOC, Gregg Dixon et Matt Plante, Voltus se positionne comme une alternative technologique aux fournisseurs traditionnels de réponse à la demande. Son argument : un logiciel supérieur et une couverture de marché plus large permettent de surmonter la faiblesse de taille. En septembre 2025, Voltus est en troisième année consécutive en tête du classement de gestion GW dans le rapport North American VPP de Wood Mackenzie.

Taille et financement

Capacité : plus de 7,5 GW (septembre 2025), en forte croissance par rapport à 2 GW en 2021

Couverture : active dans tous les 9 marchés de gros américains et au Canada — la plus large parmi les agrégateurs purement startups

Financement : plus de $121 millions levés (investisseurs : Equinor Ventures, Activate Capital, Prelude Ventures)

Tentative SPAC : annonce en décembre 2021 d’une fusion SPAC à $1,3 milliard (valorisation), transaction non finalisée

Stratégie différenciante

Voltus se différencie sur trois axes : (1) innovation rapide — premier à ouvrir l’accès à des réserves d’opération dans plusieurs opérateurs ; (2) couverture de marché la plus large — intervient dans des segments que d’autres évitent à cause de leur complexité ; (3) partenariat DER — ne concurrence pas les fabricants d’équipements, mais collabore avec Resideo, Carrier, etc., pour agréger leur base d’installation en VPP.

Focus sur les centres de données

En 2025, Voltus lance le produit « Bring Your Own Capacity » (BYOC), spécifiquement pour les centres de données et grands cloud providers. BYOC permet aux développeurs de centres de données de déployer simultanément VPP et flexibilité réseau, en achetant cette flexibilité via Voltus pour compenser leur besoin en capacité, réduisant ainsi le délai de mise en service. Partenaires : Cloverleaf Infrastructure.

Clients principaux : installations C&I (similaires à Enel X)

Partenariats OEM

Importance du modèle OEM

Le coût d’acquisition client (CAC) est la dépense la plus importante pour un agrégateur. La collaboration OEM permet de :

• Confier la relation client à l’OEM
• Voltus fournit logiciel et accès au marché
• Partage des revenus entre OEM, Voltus et client final

Le CAC est ainsi considérablement réduit par rapport à une vente directe.

Différences de revenus : Voltus vs Enel X

• Enel X : principalement marché de capacité, prévisible, avec des enchères annuelles, faibles coûts unitaires mais volume élevé, nécessite de gros engagements en MW
• Voltus : privilégie les services auxiliaires, plus rentables, moins de concurrents, réponse très rapide requise

Position concurrentielle

Avantages : technologie avancée, couverture de marché étendue, influence réglementaire (ex-FERC Jon Wellinghoff), partenariat OEM, position dans les centres de données

Inconvénients : taille inférieure à Enel X, absence d’actifs de service public, rythme de dépense élevé soutenu par le VC, échec de SPAC

Stratégie : monétisation logicielle des DER tiers, avantage en services auxiliaires, partenariat avec centres de données

Critères d’évaluation des investissements VPP / agrégateurs

Marché UE vs États-Unis

Grâce à une réglementation favorable et une infrastructure hautement interconnectée, l’UE accélère le déploiement de la flexibilité par rapport aux États-Unis. Eurelectric souligne que la libéralisation du marché européen incite producteurs et consommateurs à participer activement, augmentant ainsi l’offre de flexibilité ; la large diffusion des compteurs intelligents et la tarification différenciée favorisent le transfert de charge côté demande.

Conception du marché : mécanismes de marché libéralisés qui encouragent la participation active des deux côtés, avec la tarification différenciée selon l’heure.

Réseau interconnecté : la robustesse du réseau européen réduit significativement la fréquence et la durée des coupures, assurant une alimentation stable pour l’industrie.

Les États-Unis disposent d’un potentiel de flexibilité côté client encore peu exploité, avec des études montrant qu’un déploiement massif (ex. 100 GW) est possible avec un impact minimal sur l’utilisateur.

Focus sur la périphérie du réseau : la croissance rapide des DER rend la gestion de la flexibilité en « edge » de plus en plus critique pour les services publics américains.

« La vulnérabilité intrinsèque du réseau exige que chaque actif connecté soit soigneusement évalué pour assurer une fourniture fiable et une demande prévisible. La croissance rapide des sources intermittentes (aléatoires) et l’électrification (pics de demande) posent de sérieux défis au système électrique. » — a16z

Conclusion

Jusqu’à présent, la flexibilité a été dominée par la « macro-flexibilité » — grands actifs industriels (>200 kW) connectés en haute tension ou distribution. Leur simplicité d’identification, de contractualisation et de dispatch en fait des cibles attrayantes. Mais ce modèle atteint ses limites structurelles. La macro-flexibilité devient insuffisante, provoquant des pénuries d’offre et des problèmes en chaîne, comme des retards de connexion. Cela accroît la vulnérabilité du système et constitue un frein clé à la croissance de la demande IA.

Le prochain frontier sera inévitablement la « micro-flexibilité » — petits actifs connectés en basse ou moyenne tension, entre 1 et 10 kW, tels que chargeurs EV, pompes à chaleur, HVAC, batteries, appareils domestiques. Ces actifs, une fois agrégés, représentent une capacité plusieurs ordres de grandeur supérieure aux sources macro, mais leur accès est beaucoup plus difficile.

Les méthodes actuelles d’acquisition de cette flexibilité laissent encore beaucoup de valeur non capturée, offrant une opportunité aux propriétaires d’actifs de combler cette lacune et de participer à l’écosystème. Un agrégateur indépendant, capable d’atteindre une taille critique sans dépendre d’un fournisseur ou d’une marque d’équipement, peut générer un effet d’entraînement puissant. Une fois que les utilisateurs sont agrégés horizontalement, les énergéticiens et OEM seront incités économiquement à participer, plutôt que de tenter de contrôler la relation client dès le départ.

Au cœur de tout cela, je crois que DePIN (Decentralized Physical Infrastructure Networks) détient la plus grande opportunité de révolutionner ce domaine, en créant une valeur durable via des infrastructures natives de la cryptographie et des mécanismes d’incitation. En augmentant la capacité et en ouvrant de nouvelles voies d’accès à la flexibilité, cette niche pourrait transformer le marché électrique actuel, permettant à l’IA de continuer à remodeler le monde sans contraintes.