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

Auteur : Benji Siem, IOSG

一, Introduction

Cette étude commence par une observation simple : le système électrique se voit demander d’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 capacités de production et 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 en réseau sont importantes, et le capital intensif 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 les ressources énergétiques distribuées (DER), les plateformes logicielles et les 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 connexion et d’orchestration, et ceux qui libèrent massivement la flexibilité. Les modèles émergents de coordination native à la blockchain et les mécanismes d’incitation basés sur des tokens pourraient accélérer cette évolution, en permettant une participation décentralisée, une facturation transparente et une fluidité globale 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 clés

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 régulation créent un déséquilibre structurel entre l’offre et la demande de services de flexibilité.

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

• La consommation mondiale des centres de données devrait doubler d’ici 2030, atteignant environ 945 TWh, dépassant légèrement la consommation électrique totale du Japon actuel. L’IA en est la principale force motrice, mais la demande pour d’autres services numériques continue de croître. La pénurie de flexibilité pourrait également freiner cette croissance.

Le marché électrique a urgemment besoin d’efficacité opérationnelle et de flexibilité pour atténuer les risques. La demande et la nécessité de services de flexibilité augmentent fortement dans un contexte d’infrastructures insuffisantes.

• De nombreux réseaux subissent une pression énorme : 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 la congestion des opérateurs de réseau lors de l’intégration, environ 10 300 projets électriques sont en file d’attente, pour une capacité totale de 2 300 GW — soit le double de la capacité installée actuelle.

La couche intermédiaire d’agrégation et de connexion des infrastructures deviendra le plus grand gagnant. Elle sert de pont crucial entre l’offre (utilisateurs disposant de capacités inutilisées) et la demande (opérateurs de réseau sous pression).

• Les plateformes logicielles, qui agrègent et optimisent les ressources énergétiques distribuées (DER), représenteront une part disproportionnée de la valeur lors de l’expansion du marché, passant d’environ 98,2 milliards de dollars en 2025 à environ 293,6 milliards en 2034 (CAGR de 12,94 % entre 2025 et 2034).

Deux, Aperçu du marché de la flexibilité

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

Dans le système électrique, la flexibilité = capacité à ajuster rapidement la production ou la consommation pour répondre à des signaux (prix, congestion, fréquence), 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 (Demand Response) : réduction ou décalage de charge

• 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’équilibre/auxiliaires, les marchés de capacité, et les plateformes de flexibilité locales 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 une couche d’infrastructure clé (voir chapitre “Trading 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 aux clients.

Il existe deux modes de livraison de la flexibilité :

• Flexibilité implicite : via des signaux de prix statiques, automatiques, comme la tarification variable (tarifs heures creuses). Par exemple, un chargeur de VE intelligent retarde sa charge à la nuit lorsque le prix est bas. La conduite du comportement est pilotée par le prix.

• Flexibilité explicite : réponse active à une demande spécifique de l’opérateur de réseau. Ces actions sont conscientes, coordonnées via une plateforme de marché, et donnent lieu à une rémunération directe.

Exemple détaillé

**#**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 bâtiment à son système de gestion. Le client accepte de réduire sa charge de 2 MW sur demande.

**#**Étape 2 : Inscription auprès de l’opérateur de 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 mobilisée, via le calcul de la ligne de référence, la métrologie, et parfois des tests de dispatch.

**#**Étape 3 : Participation au marché

L’agrégateur soumet des offres de capacité dans différents marchés :

• Marché de capacité (annuel/multianneau) : « Je m’engage à maintenir 500 MW disponibles en été »

• Marché d’énergie à court terme : « Je peux réduire 200 MW demain de 16h à 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. La plateforme de l’agrégateur exécute : envoie une notification au client (SMS, email, commande 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 (moins la commission de l’agrégateur).

Trois, Acteurs clés

Bourse — plateforme de marché

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

**#**Exemples de projets

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

**#**Modèle économique

• Frais de transaction (généralement 0,5-2 % du montant ou €0,01-0,05/MWh)

• Abonnement/adhésion pour accéder au marché (cotisation annuelle)

• Certains plateformes, en tant qu’opérateurs régulés, récupèrent leurs coûts via les tarifs d’utilisation du réseau, d’autres opèrent commercialement.

**#**Tarification

• La plateforme ne fixe pas les prix, mais facilite la découverte par enchères (paiement à l’offre ou règlement unique)

• Les prix de congestion sur plateformes locales (Piclo, NODES) oscillent entre €50 et €200/MWh

• Sur le marché de gros, en cas de pénurie, les prix peuvent dépasser €1 000/MWh

• Sur certains marchés classiques (ex. EPEX), les prix peuvent devenir négatifs, ce qui revient à acheter la flexibilité en amont dans un marché dédié.

Agrégateurs / VPP (Virtual Power Plants)

Contrôleurs d’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

**#**Modèle économique

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

• Frais d’inscription ou abonnement SaaS mensuel pour les propriétaires

• Performance bonus pour dépassement d’objectifs de dispatch par les services publics

**#**Tarification

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

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

• Revenus typiques pour le client : charges industrielles/commerciales 50-200 $/kW/an, batteries résidentielles 100-400 $/an

Systèmes de gestion des DER (DERMS) / logiciels d’optimisation

Logiciels de prévision, contrôle, soumission et conformité, formant la couche intelligente du système. Intégrables dans la plateforme des agrégateurs.

**#**Exemples d’entreprises

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

**#**Modèle économique

• Licences SaaS pour entreprises : contrats annuels basés sur la gestion en MW ou le contrôle d’actifs

• 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, en mode service

**#**Tarification

• Licences logicielles : généralement 2-10 $/kW/an (selon fonctionnalités et échelle)

• Déploiements à grande échelle pour les grands services publics : contrats de plusieurs millions de dollars sur 5 ans ou plus

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

Côté offre

Les fournisseurs physiques : véhicules électriques, batteries, thermostats, pompes à chaleur, charges industrielles.

Côté demande

Les acheteurs : services publics et opérateurs de systèmes qui achètent la flexibilité pour gérer congestion, équilibrage et pics, incluant DSO, TSO, fournisseurs et municipalités.

**#**Exemples d’acteurs

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

**#**Modèle économique

• Entités réglementées, coûts récupérés via tarifs ou capacité

• Achats quand la flexibilité est moins chère que l’infrastructure (« alternatives hors ligne »)

• Certaines opérations intégrées verticalement, autres externalisées 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 à prix d’offre)

• Règle empirique : la flexibilité doit coûter moins cher que le renforcement du réseau (économies visées : 30-40 %)

**#**Figure 1 : Schéma du mécanisme

• Opérateur de réseau de distribution (DSO) : gestionnaire du réseau local (lignes de distribution, postes) chargé de transporter l’électricité depuis le réseau principal vers les foyers et entreprises.

• Opérateur de réseau de transmission (TSO) : entité clé responsable de la gestion et de la maintenance du réseau haute tension (réseau électrique et gaz naturel), transportant l’énergie sur de longues distances depuis les producteurs vers les distributeurs locaux ou grands consommateurs.

Estimation des revenus des acteurs

Quatre, Situation actuelle du secteur

Le système électrique fait face à un déséquilibre structurel entre capacité de production et infrastructure. Ce problème se manifeste par deux enjeux liés : une file d’attente sans précédent pour la connexion au réseau, et une demande en forte croissance liée à l’électrification et aux centres de données.

File d’attente pour la connexion

Fin 2024, plus de 2 300 GW de capacité de production et de stockage cherche à se connecter — soit le double de la capacité installée totale (1 280 GW). Ce retard est un obstacle majeur au déploiement des énergies propres.

Pressions sur la demande

• Centres de données : la demande mondiale d’électricité 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), multipliant par plus de 10, principalement sous l’effet des engagements des centres de données

• La prévision de demande à 5 ans des planificateurs du réseau américain 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’euros d’investissements en distribution d’ici 2040, et 477 milliards en transmission ; la flexibilité permettrait d’économiser 30-40 % par rapport à ces investissements.

Trading 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 analysés (Enel X, CPower, Voltus) se placent entre deux acteurs :

2. Les opérateurs de réseau / fournisseurs qui ont besoin de capacité flexible

3. Les clients finaux disposant de charges ou actifs flexibles

Ils regroupent des milliers de petits actifs décentralisés en un seul « VPP » pour participer aux marchés de gros comme un générateur traditionnel.

Mécanisme de facturation

Contrairement à la production (mesurée en MWh), la réponse à la demande est mesurée en MWh non consommés. Il faut établir une « ligne de référence » — c’est-à-dire la consommation que le client aurait eue sans événement DR. Les méthodes courantes :

• Méthode 10-sur-10 : moyenne des 10 jours similaires précédents à la même heure

• Ajustement météo : ajustement selon la différence de température

• Mesure pré- ou en cours d’événement : comparaison entre consommation avant et pendant l’événement

Exemple de facturation :

L’agrégateur paie ensuite le client selon le contrat (souvent 50-80 % du revenu total), le reste étant sa marge.

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

De plus, les communautés énergétiques — organisées par des acteurs locaux et des 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, charges contrôlables, ces communautés surmontent les obstacles de taille et de coordination empêchant souvent les ménages individuels d’accéder à plusieurs flux de revenus.

• Cela correspond à 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 la 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 que 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. Brattle Group estime que la régulation de la capacité via VPP coûte 40-60 % moins cher que des centrales à gaz ou batteries publiques. ENTSO-E calcule qu’en Europe, la flexibilité permet d’économiser 5 milliards d’euros par an en coûts de production.

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

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 % ; avec peu d’impact opérationnel.

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

Pour la transition énergétique : augmenter la pénétration des renouvelables sans défaillance, accélérer le déploiement en évitant de « sacrifier » du vent ou du soleil, et remplacer les centrales à gaz par des services décarbonés.

Tendances structurelles favorables

2. Dynamique 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.

3. Vague d’investissements dans le réseau : aux États-Unis, 1,1 trillion de dollars prévus d’ici 2029 ; en UE, 730 milliards d’euros en distribution et 477 milliards en transmission d’ici 2040. La flexibilité est une alternative plus économique.

4. Demande croissante en DER : plus de 4 millions de PV résidentiels aux États-Unis, 240 000 batteries domestiques, 1 million de véhicules électriques vendus en 2023. La taille critique est atteinte, permettant aux agrégateurs et à l’économie DER de se développer.

Risques clés à surveiller

2. Surplus d’offre après 2030 : investissements massifs en batteries pourraient réduire la rentabilité du marché de la flexibilité. La relance de l’hydroélectricité de pompage est aussi envisagée.

3. 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 ». La norme NFPA 855 augmente de 15-25 % le coût des batteries urbaines.

Cinq, Modèles économiques des agrégateurs

Sources de revenus

2. Paiement de capacité ($/MW/an ou $/MW/jour) : la principale source de revenus, la plus prévisible. Le client est rémunéré pour sa disponibilité, même s’il n’est pas appelé. Exemple : le prix de capacité PJM atteint 329 $/MW/jour en 2026-27.

3. Paiement d’énergie ($/MWh) : rémunération pour la réduction réelle de charge lors d’un événement. Plus volatile, dépendant de la fréquence de dispatch et des prix du marché.

4. Services auxiliaires ($/MW + $/MWh) : régulation de fréquence, réserve rotative, etc. Plus valorisés mais nécessitant une réponse très rapide (secondes à minutes). Voltus a été pionnier dans ces produits à forte marge.

Structure de coûts

Exemple de modèle économique unitaire (clients C&I)

Superposition de revenus : comment maximiser la valeur pour l’agrégateur

Les agrégateurs les plus matures superposent plusieurs flux de revenus à partir d’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 la « synergie optimisée » — leur IA décide à chaque instant dans quel marché participer pour maximiser le rendement global.

Six, Analyse approfondie des acteurs clés de l’orchestration

Enel X — leader mondial

**#**Présentation

Enel X est la branche de la gestion de la demande et des DER du groupe Enel, l’un des plus grands fournisseurs d’énergie au monde (chiffre d’affaires > €860 milliards). La société trouve ses origines dans EnerNOC, pionnier de la demande réactive fondé en 2001, racheté par Enel en 2017. Aujourd’hui, Enel X exploite le plus grand VPP industriel et commercial au monde, avec plus de 9 GW de capacité de DR en gestion dans 18 pays, et plus de 110 projets actifs.

**#**Taille et couverture

• Capacité gérée : plus de 9 GW (Q1 2025), objectif 13 GW

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

• Projets : plus de 80 projets de DR, 30+ partenariats avec des fournisseurs d’énergie (dont 11 exclusifs)

• Paiements aux participants : près de 2 milliards de dollars distribués depuis 2011

• Investissements technologiques : plus de 200 millions de dollars 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. Ce partenariat illustre la convergence entre croissance de la demande des centres de données et offre de flexibilité : Google, géant du cloud, génère une pression sur le réseau tout en pouvant, via ses batteries UPS et ses capacités de décalage de charge, devenir un acteur clé de la flexibilité côté demande.

**#**Plateforme technologique : DER.OS

Le plateforme DER.OS d’Enel X utilise l’apprentissage machine pour optimiser la planification. Selon un audit interne, cette approche augmente la rentabilité de 12 % par rapport à une stratégie basée sur des règles. La plateforme collecte en flux continu les données de plus de 16 000 sites d’entreprises, et opère 24/7 un centre de gestion en temps réel.

**#**Clients principaux : sites industriels et commerciaux

Ce sont de grands consommateurs d’électricité avec des charges pouvant être interrompues sans impact majeur :

Insights clés

Ces clients disposent déjà d’« actifs » (leurs charges). Enel X se contente de leur permettre de monétiser une flexibilité qu’ils ne savaient pas qu’ils avaient. La société se positionne clairement côté demande, avec peu ou pas de possession d’actifs de production. La réduction de la demande équivaut à une augmentation de l’offre pour le réseau.

**#**Implication du partenariat avec Google

Le partenariat avec Google, annoncé en septembre 2024, bouleverse le modèle traditionnel :

• Mode classique : Enel X recrute des installations → agrège en VPP → vend au réseau

• Mode 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 la coordination. 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 fournisseurs d’énergie, écosystème intégré d’énergies renouvelables (11 GW renouvelables + 1 GW stockage), plateforme mature, soutien financier du groupe Enel

• Inconvénients : modèle traditionnel de vente, 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 logiciel d’abord

**#**Présentation

Voltus, fondée en 2016 par d’anciens cadres d’EnerNOC (Gregg Dixon et Matt Plante), 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 VPP de Wood Mackenzie en Amérique du Nord.

**#**Taille et financement

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

• Couverture : tous les 9 marchés de gros américains et le Canada — la plus large parmi les agrégateurs purement startups

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

• SPAC : annoncé en décembre 2021, fusion valorisée à 1,3 milliard de dollars, non finalisée

**#**Différenciation stratégique

Voltus se distingue sur trois axes : (1) innovation précoce — premier à ouvrir l’accès à la réserve d’opérations dans plusieurs opérateurs ; (2) couverture de marché la plus large — évitant les marchés complexes que d’autres évitent ; (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 conçu pour les centres de données et hyperscalers. BYOC permet aux développeurs de centres de données de déployer la flexibilité VPP en même temps que leurs projets, en achetant la flexibilité dans le réseau distribué de Voltus pour compenser la capacité, réduisant ainsi le délai de mise en service. Partenaires : Cloverleaf Infrastructure.

**#**Clients principaux : sites 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 :

• L’OEM gère la relation client

• Voltus fournit logiciel et accès au marché

• La répartition des revenus se fait entre OEM, Voltus et client final

• Le CAC est ainsi considérablement réduit par rapport à une vente directe à l’entreprise

Différences de revenus : Voltus vs Enel X

**#**Enel X : principalement marché de capacité

• Prévisible (enchères annuelles)

• $/kW plus faible mais volume élevé

• Nécessite de gros engagements en MW

**#**Voltus : ciblage délibéré des services auxiliaires, évités par la concurrence

**#**Pourquoi privilégier les services auxiliaires ?

Prix $/kW plus élevé (2-3 fois le marché de capacité) ; moins de concurrents (barrières liées à la complexité) ; logiciel avancé (force de Voltus) ; mais actifs nécessitant une réponse très rapide.

Position concurrentielle

• Avantages : technologie avancée, couverture de marché étendue, influence réglementaire (ex-FERC Jon Wellinghoff en chef régulateur), partenariat OEM, focus sur centres de données

• Inconvénients : taille inférieure à Enel X, absence d’actifs de niveau utility, coûts élevés liés au capital-risque, échec du SPAC

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

Sept, Critères d’évaluation des investissements VPP / agrégateurs

Marché UE vs États-Unis

Grâce à une réglementation favorable et une infrastructure hautement interconnectée, l’UE a pris une avance dans l’expansion de la flexibilité globale. Eurelectric souligne que la libéralisation du marché européen incite producteurs et consommateurs à participer activement, augmentant l’offre de flexibilité ; la large diffusion des compteurs intelligents et la tarification horaire ont aussi favorisé le transfert de charge côté demande.

• Conception du marché : mécanismes de marché libéralisés, participation proactive des deux côtés, avec la tarification horaire pour le décalage de charge

• Réseau interconnecté : réseau transfrontalier robuste, réduisant significativement les coupures et leur durée, 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 pourrait réduire la charge de façon significative (ex. 100 GW) 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 utilities américaines.

“L’intrinsèque fragilité du réseau exige que chaque actif connecté soit soigneusement évalué pour assurer une fiabilité optimale. La croissance rapide des sources intermittentes (instables) et l’électrification (pics de demande) posent de sérieux défis au système électrique.” — a16z

Huit, Conclusion

Jusqu’ici, la flexibilité a été dominée par la « macro-flexibilité » — c’est-à-dire les grands actifs industriels connectés en haute tension (>200 kW). Ces actifs sont attrayants car faciles à identifier, signer et dispatcher. Mais ce modèle touche ses limites structurelles. La macro-flexibilité n’est plus suffisante, ce qui entraîne des insuffisances d’offre et des problèmes en chaîne, comme des retards de connexion. Cela accroît la vulnérabilité du système, devenant un goulot d’étranglement pour la croissance de la demande IA.

Le prochain frontier sera inévitablement la micro-flexibilité — c’est-à-dire les petits actifs connectés en basse ou moyenne tension, dans la gamme 1-10 kW, tels que chargeurs EV, pompes à chaleur, HVAC, batteries et 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’accès à 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 capable d’atteindre une taille critique, indépendant des fabricants ou des marques d’équipements, peut générer un effet d’entraînement puissant. Une fois que les utilisateurs sont agrégés horizontalement, les énergéticiens et OEM seront incités économiquement à participer volontairement, plutôt que de tenter de contrôler la relation client dès le départ.

Au cœur de tout cela, je crois que DePIN — Infrastructure décentralisée basée sur la cryptographie — détient la plus grande opportunité de révolutionner ce domaine, en créant une valeur à long terme via des mécanismes d’incitation et une infrastructure native à la blockchain. En augmentant la capacité et en ouvrant de nouvelles voies d’accès à la flexibilité, ce segment transformera le marché électrique actuel, permettant à l’IA de continuer à remodeler le monde sans contraintes.