La capacité des centrales électriques virtuelles (Virtual Power Plants, VPP) a atteint 37,5 GW en Amérique du Nord, enregistrant une progression de 13,7 % par rapport à l’année précédente. Cette croissance est davantage liée à l’élargissement du marché qu’à son approfondissement, avec une hausse supérieure à 33 % du nombre de projets déployés, d’utilisateurs finaux et de programmes monétisés par les entreprises et les services publics.
Des obstacles freinent le développement de la capacité
Les freins réglementaires et les limites imposées par les programmes de services publics ralentissent encore l’augmentation de la capacité installée, malgré l’expansion de l’activité commerciale. Des réformes sur l’accréditation des capacités et l’accès aux marchés compliquent l’alignement entre la demande croissante de flexibilité et l’intégration effective des ressources distribuées.
Le marché continue toutefois de se structurer. La part de la capacité VPP issue des clients résidentiels dans les marchés de gros a progressé pour atteindre 10,2 %, contre 8,8 % un an plus tôt. L’accès aux données par des tiers, nécessaire à l’inscription des clients et au règlement sur les marchés, reste un obstacle majeur à la participation des petits consommateurs.
Technologies embarquées et zones dynamiques
Les centrales virtuelles intègrent de plus en plus de solutions de stockage par batteries et de véhicules électriques. Les déploiements les incluant représentent aujourd’hui 61 % de ceux associant les thermostats intelligents, encore dominants dans ce segment.
Les États de Californie, Texas, New York et Massachusetts concentrent 37 % des projets recensés. Les régions opérées par PJM et ERCOT, engagées dans le développement de capacités pour les centres de données, affichent également les plus fortes capacités d’enlèvement contractualisées par les centrales virtuelles.
Demande accrue des grands consommateurs
Les 25 principaux acheteurs de services VPP ont chacun souscrit à plus de 100 MW en 2025. Plus de la moitié d’entre eux ont élargi leurs projets d’au moins 30 % par rapport à l’année précédente. Un nouveau modèle commercial d’« indépendant producteur d’électricité distribuée » s’est imposé. Il repose sur la combinaison de l’arbitrage énergétique et de la valorisation des services au réseau pour financer des offres de stockage détenues par des tiers et opérées par des fournisseurs.
Contestation autour du rôle des services publics
Une majorité des agrégateurs de VPP et éditeurs de logiciels spécialisés rejettent le principe du financement des ressources distribuées par les tarifs réglementés des services publics. Ce modèle, central dans la stratégie d’approvisionnement en capacité distribuée, est perçu comme un frein à l’investissement privé. Plusieurs acteurs expérimentés des marchés de gros estiment que l’Ordonnance 2222 de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) n’aura pas d’effet significatif sur l’accès au marché.
