Centrales électriques virtuelles : quel coût pour réduire la pointe ?

La flexibilité à l’épreuve des coûts

Les centrales électriques virtuelles proposent de coordonner des batteries, des recharges et d’autres usages électriques pour soulager le réseau aux heures les plus chargées. Leur intérêt économique repose sur une distinction simple : déplacer une consommation peut éviter de mobiliser une ressource supplémentaire, sans supprimer le service rendu au consommateur.

Le ticket d’entrée paraît limité dans certains cas américains. Le département américain de l’Énergie décrit des lancements avec moins de 1 million de dollars d’investissement initial dans sa publication du 10 janvier 2025. Mais cette somme n’est ni une facture complète ni le prix d’une puissance garantie. Les dépenses récurrentes, les équipements des ménages et le partage des économies restent insuffisamment documentés.

La facture en un chiffre

Selon le département américain de l’Énergie (DOE), dans sa publication du 10 janvier 2025, plusieurs entreprises électriques ont lancé des programmes simples avec un investissement initial inférieur à 1 million de dollars, en moins de six mois, pour atteindre progressivement plus de 100 mégawatts (MW) d’écrêtement de pointe. Le mégawatt mesure une puissance : ici, la baisse de demande électrique recherchée à un instant donné.

Ces repères décrivent des exemples, pas une moyenne nationale. Surtout, le budget concerne le démarrage, tandis que la puissance correspond à une montée en charge progressive. Les rapprocher donne une idée de l’ambition opérationnelle, mais ne permet pas de calculer un prix de fourniture électrique.

La matière ne fournit ni taux de change de référence ni chiffrage européen équivalent. Le montant reste donc exprimé en dollars, sans conversion en euros. Le transformer en facture française ajouterait une précision que les documents ne permettent pas.

Le détail du calcul

Pour évaluer les centrales électriques virtuelles, le périmètre comptable compte autant que le montant affiché. Le chiffre du DOE porte sur un investissement initial de programme. La publication du 10 janvier 2025 ne donne pas, dans les éléments vérifiés, la ventilation nécessaire pour additionner développement informatique, raccordement des équipements, exploitation, rémunération des participants et renouvellement du matériel.

Le coût des batteries ou des autres équipements détenus par les ménages n’est pas documenté. Certains peuvent déjà être installés ; d’autres doivent être achetés pour participer. Cette différence change le calcul économique, selon que le programme mobilise un investissement existant ou déclenche une dépense nouvelle.

La durée de fourniture manque également. Une réduction de demande ne rend pas le même service selon qu’elle peut être maintenue brièvement ou pendant toute une pointe. Il faut aussi connaître la fréquence des sollicitations, les possibilités de retrait et les consommations reportées après l’événement.

Aucun coût unitaire fiable ne peut donc être calculé à partir du seul budget de lancement. La durée d’amortissement, l’année monétaire de référence et le traitement de l’inflation ne sont pas précisés dans les éléments retenus. Aucun calcul supplémentaire n’est présenté.

Ce que ça rapporte

Dans son rapport de trajectoire commerciale, dont la date exacte de publication n’est pas retrouvée dans le dossier, le DOE estime qu’un déploiement national de 80 à 160 gigawatts (GW) pourrait éviter 10 milliards de dollars de coûts de système par an à l’horizon 2030. Il s’agit d’une projection conditionnelle, pas d’économies constatées.

La publication du DOE du 10 janvier 2025 reprend cette trajectoire de 80 à 160 GW, correspondant à 10 à 20 % de la pointe électrique américaine. Ce point de comparaison montre l’échelle envisagée : une contribution significative à la demande maximale, mais pas un remplacement de tout le système électrique.

Ces économies potentielles ne sont ni le chiffre d’affaires des opérateurs ni le montant qui reviendrait automatiquement aux abonnés. Elles désignent des coûts que le système pourrait éviter. Leur réalisation dépend notamment de la capacité à mobiliser les équipements au bon moment et au bon endroit.

Le bilan climatique des centrales électriques virtuelles n’est pas chiffré dans les documents retenus. Déplacer une consommation peut modifier les moyens de production sollicités, mais le résultat dépend des heures de recharge et de restitution. Les émissions évitées, les emplois et les importations d’énergie évitées ne sont pas documentés. Un coût d’abattement en euros par tonne de CO2 ne peut pas être établi.

Qui paie, qui gagne

Le Code de Virginie, section 56-585.1:19, issu du chapitre 860 de 2026, apporte un cadre concret. Il prévoit des demandes de pilotes pouvant agréger jusqu’à 150 MW par entreprise électrique de catégorie « Phase I », avec des programmes favorisant l’achat de batteries résidentielles représentant au moins 5 MW. Le volet résidentiel constitue ainsi une composante du pilote, non son intégralité.

Le texte demande d’examiner la rémunération des participants, les retraits lors des sollicitations, la non-performance et les paiements liés aux résultats. Il prévoit également l’étude d’incitations renforcées pour les communautés historiquement défavorisées. Il ne fixe toutefois aucun montant de rémunération en dollars.

Les ménages participants pourraient percevoir des paiements ; les entreprises électriques pourraient bénéficier d’une demande plus flexible. Mais les documents ne permettent pas de répartir la facture entre participants, autres abonnés, actionnaires et contribuables. Ils n’établissent pas non plus un gain net moyen pour un foyer, après achat et usage de ses équipements.

Les comparaisons

L’alternative consiste notamment à disposer de moyens physiques supplémentaires pour couvrir la pointe. La flexibilité peut réduire ce besoin ; elle ne lui est comparable que si elle apporte un service suffisamment fiable. Le dossier ne contient pas de coût homogène permettant de classer financièrement ces options. Aucune comparaison européenne chiffrée n’est disponible.

Un indicateur invite à distinguer potentiel technique et participation effective. Selon la Federal Energy Regulatory Commission (FERC), régulateur fédéral américain de l’énergie, dans son évaluation du 12 décembre 2025, l’effacement sur les marchés de gros organisés augmente de 217 MW entre 2023 et 2024, soit seulement 0,7 %. Ces ressources représentent environ 6,5 % de la somme des pointes non simultanées de ces marchés en 2024.

Cette comparaison ne mesure ni toutes les ressources distribuées ni leur évolution récente. Elle montre néanmoins que l’intégration commerciale de la flexibilité peut avancer bien plus lentement que les capacités annoncées. Une inscription dans un programme ne vaut pas démonstration de disponibilité pendant une pointe.

Les limites du calcul

Le coût complet des centrales électriques virtuelles reste donc ouvert. Les principales dépenses manquantes concernent les équipements, leur exploitation, les rémunérations et la vérification des performances. Les économies nationales projetées ne permettent pas de combler ces lacunes à l’échelle d’un programme local.

La prochaine mesure utile sera la puissance effectivement mobilisée, accompagnée de la durée des événements, du taux de réponse et des retraits. Ces indicateurs permettront de rapprocher les paiements d’un service réellement fourni, plutôt que d’une capacité théorique.

Le Code de Virginie, dans sa disposition de 2026, fixe les prochains jalons : dépôt des demandes de pilotes au plus tard le 1er juillet 2027, demande d’une structure tarifaire au plus tard le 15 juin 2028, puis fin de la phase initiale le 1er février 2030 et examen des résultats. Ces étapes doivent permettre de passer du coût de lancement à une évaluation du coût et du bénéfice réels.

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