La montée en puissance des renouvelables intermittents (éoliens et solaires) et la variabilité de leurs productions exigent des capacités d’ajustement des systèmes électriques dont la stabilité est mise à mal. Et cela qu’il s’agisse du stockage de l’électricité produite en surabondance quand la météorologie est favorable, du pilotage de la demande ou de l’agrégation de productions distribuées, selon le terme consacré pour désigner les productions solaires éparses, décentralisées et individuelles.
Agréger en temps réel des productions, c’est-à-dire accroître la flexibilité du système en coordonnant à distance un grand nombre d’équipements semblait être une tâche presque impossible avant que l’intelligence artificielle (IA) permette de changer la donne.
Un mouvement de fond est en train de s’amorcer : la progressive « plateformisation » du système, dans lequel la valeur ne se situe plus seulement dans la production d’énergie, mais aussi dans la capacité d’orchestrer un écosystème d’équipements connectés, de données et d’algorithmes d’optimisation. Le développement de technologies de pilotage à distance des batteries de véhicules électriques, le V2G (vehicule-to-grid), renforcera ce mouvement. Les entreprises capables de combiner matériel, logiciel et relation-client pourraient alors occuper une position centrale dans la future architecture énergétique.
Coordonner des millions d’actifs énergétiques éparpillés
Dit autrement, à mesure que la production des systèmes électriques devient plus décentralisée (plus individuelle) et basée sur des sources intermittentes, l’extraction de valeur passe par des plateformes capables de coordonner des millions d’actifs énergétiques éparpillés et d’accompagner le pilotage de la demande, dont le développement est resté marginal sur le segment des petits et moyens consommateurs. La concurrence s’effectuera en aval non plus seulement sur le terrain de la vente d’électricité, mais aussi sur celui de la maîtrise des plateformes énergétiques, donnant corps à un modèle d’affaires qui transforme profondément la relation entre le fournisseur et le consommateur.
Le fournisseur ne se limite plus à vendre des kilowattheures ; il devient l’opérateur d’une infrastructure énergétique distribuée, capable par exemple d’optimiser en temps réel les flux d’énergie entre la maison, le véhicule et le réseau. Le champ de l’opérateur peut être élargi en amont en incluant des installations éoliennes et solaires dont il est propriétaire, combinées à des installations de stockage stationnaire.
Deux exemples illustrent le développement de ce nouveau modèle d’affaires, l’entrée de Tesla dans le métier de la fourniture électrique en Grande Bretagne et la réussite d’Octopus Energy grâce au développement de sa plateforme d’intelligence artificielle Kraken.
Tesla nouveau fournisseur d’électricité en Grande Bretagne
Tesla vient de se voir accorder au début de l’année une licence de fournisseur en Grande Bretagne. Les produits développés par Tesla, les logiciels de gestion énergétique, la batterie domestique Powerwall, les systèmes de stockage à grande échelle Megapack et les voitures électriques à batteries constituent l’infrastructure de gestion de ce qu’on appelle une centrale électrique virtuelle (ou Virtual Power Plants) dont l’entreprise s’est fait le principal développeur dans plusieurs régions du monde.
Cette stratégie a été testée aux États-Unis, où l’entreprise a lancé au Texas un service de fourniture d’électricité reposant sur l’agrégation de batteries domestiques et la participation au marché régional d’électricité. En Australie, Tesla exploite dans la province d’Australie du sud plusieurs dispositifs de centrales électriques virtuelles où des milliers de logements équipés de batteries participent à la stabilité du réseau. L’entrée sur le marché de la fourniture d’électricité apparaît comme une extension logique de cette stratégie.
L’agrégation par un logiciel de la gestion de milliers d’unités permet de fournir au réseau des services traditionnellement assurés par des centrales électriques : équilibrage de fréquence, réserve de capacité ou arbitrage entre périodes de prix bas et de prix élevés. Ceci implique le pilotage en temps réel de millions de flux énergétiques grâce à une plateforme numérique capable d’intégrer des signaux de prix, des prévisions météorologiques, des comportements de consommation et l’état de charge des équipements connectés. En contrôlant la relation commerciale avec l’utilisateur final, Tesla peut intégrer ces équipements dans une architecture énergétique complète et optimiser leur fonctionnement via sa propre plateforme numérique. En valorisant les batteries domestiques, les installations solaires et les véhicules électriques comme autant d’actifs énergétiques distribués, Tesla vise à capter une part importante de valeur au-delà de la vente des véhicules de sa marque, car tous les véhicules électriques sont concernés.
Le modèle Octopus Energy avec sa plateforme Kraken
Depuis 2015 des fournisseurs innovants tels Octopus Energy et OVO Energy sont entrés sur le marché britannique de la fourniture, en introduisant des formules « smart » (intelligente) de vente de l’électricité verte qu’ils produisaient, ainsi que des modèles tarifaires dynamiques et des solutions de gestion intelligente de la demande. Plus récemment le premier a développé une architecture numérique destinée à piloter de larges ensembles d’équipements connectés, la plateforme technologique Kraken alimentée à l’IA. Elle gère la relation-client et optimise la consommation d’électricité selon les prix de marché. Elle peut traiter des quantités massives d’informations pour améliorer les opérations et les services. Elle est capable de gérer environ 15 milliards de points de données par jour (consommation, météo, production solaire, prix du marché).
Octopus Energy est devenu en dix ans le premier fournisseur d’électricité au Royaume-Uni, avec 7,3 millions de clients, et le deuxième pour le gaz. La société domine le marché des changements de fournisseurs en ayant attiré plus de deux millions et demi de clients de ses concurrents entre 2023 et 2025 qui s’ajoutent à ceux des fournisseurs rachetés (dont Shell Energy Retail fin 2023). L’expansion d’Octopus, valorisée 10 milliards de dollars, est rapide. Elle se développe à l’international, et notamment en France depuis 2022 où elle a racheté Plüm Energie. Elle comptait plus de 600.000 clients fin 2025 avec l’objectif d’en avoir million cette année.
Concernant les offres particulières, Octopus propose, en s’appuyant sur la plateforme Kraken :
- Des offres en tarification dynamique, avec un prix de l’électricité qui varie toutes les 30 minutes selon l’équilibre de marché horaire et la production de ses éoliennes et installations photovoltaïques.
- Des contrats privilégiés pour les recharges de batteries de véhicules électriques si Octopus gère directement la charge de la batterie, notamment pour pouvoir en soutirer des kWh lors des heures de prix élevés (pointe ou faible productions EnRi). En contrepartie, le propriétaire bénéficie de kilomètres gratuits.
- Des contrats de flexibilité pour laisser l’opérateur piloter les équipements (batteries, chauffage, chauffe-eau), contre la réduction de la facture. Dans cette même ligne, Octopus propose des contrats « Maison Zéro facture » qui concernent les habitations neuves 100% électriques et « intelligentes », qui bénéficient de 10 ans d’électricité gratuite. Mais il faut accepter de déléguer la gestion de sa consommation d’électricité et de la disponibilité de ses équipements.
- Des contrats « Micro-réseaux autonomes » passés avec des communautés locales qui produisent leur énergie (par éoliennes notamment) et sont équipées de stockage, l’ensemble étant géré par l’IA de Kraken.
Sur le modèle de ce qu’elle propose en Grande Bretagne, la filiale française d’Octopus a mis en place une offre dite « Fan Club » qui propose une électricité à prix réduite pour les voisins du parc éolien qu’elle possède en Loire Atlantique en échange du pilotage de certains de leurs appareils. Elle possède en propre une capacité de 250 MW en EnR et vise 500 MW en 2030.
Octopus a mis la plateforme Kraken à disposition de certains grands énergéticiens opérant en Grande Bretagne, EDF-Energy et l’allemand E.ON, et ailleurs, des pétroliers et gaziers comme TotalEnergies, l’australien Origin Energy, le japonais Tokyo Gas et la filiale de l’italien Eni Plenitude (qui opère en France, en Espagne et au Portugal). Si bien que Kraken compte près de 70 millions de licences-clients dans le monde
En prenant le cas d’EDF-Energy qui s’appuie depuis 2024 sur Kraken, cela a fait basculer ses 5,8 millions de clients domestiques et tertiaires vers des contrats flexibles permettant de piloter leurs consommations et d’exploiter la flexibilité de diverses sources depuis les batteries de véhicules électriques, les batteries domestiques liées à des panneaux solaires, les pompes à chaleur et les ballons d’eau chaude. EDF-Energy peut ainsi se prévaloir de la création du plus grand dispositif de virtual power plant de 2 GW, doublant celui d’Octopus au Royaume uni qui est de 1,5 GW.
L’avenir du modèle des plateformes
L’essor des plateformes énergétiques redéfinit le métier de la vente de détail dans les systèmes électriques en permettant la fusion des rôles de fournisseur et d’agrégateur par l’exploitation de plateformes. Ces acteurs sont en mesure de coordonner un écosystème d’équipements domestiques, de véhicules électriques et de ressources distribuées et d’y intégrer aussi les productions en amont de leurs installations EnR et de stockage stationnaire.
L’entrée d’acteurs innovants en fourniture et l’évolution des fournisseurs traditionnels à leur suite devraient avoir des effets structurants. Pour faciliter ce développement, la Grande Bretagne avait déjà un cadre réglementaire favorable aux agrégateurs de flexibilité et aux productions distribuées, avec la normalisation des programmes de pilotage de demande. A noter qu’il commence à en être de même dans l’Union Européenne à la suite du Règlement sur l’amélioration du market design de 2024, dont une partie des mesures visent à encourager le développement de la flexibilité.
Demeure toutefois en Grande Bretagne une réelle difficulté constituée par le manque d’adaptation de la gestion des réseaux nationaux et régionaux à l’intelligence artificielle et le manque de standardisation des données. L’architecture actuelle de gestion de l’équilibre des réseaux n’est pas conçue pour gérer un système hautement flexible intégrant les stockages stationnaires et de nombreux actifs distribués. Un centre de contrôle modernisé, tirant parti de la puissance de l’IA, permettrait une meilleure utilisation de l ‘ensemble des ressources du réseau. Toutefois, en fusionnant les métiers de fournisseur et d’agrégateur, la « plateformisation » complète utilement les fonctions de coordination des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution. Il faudrait toutefois renforcer la disponibilité, la transparence et l’interopérabilité des données énergétiques, tant entre les différents acteurs du système que pour les innovateurs extérieurs au système actuel.
De plus, si rendre certains types de données accessibles de manière standardisée peut permettre le développement de ces nouveaux modèles d’affaires, il ne faut pas oublier que la gestion d’un parc massif d’équipements distribués de production et de consommation soulève des enjeux réglementaires en matière de cybersécurité, de protection des données et d’intégration au fonctionnement des réseaux électriques.
Quelle perspective en France ?
La situation française présente plusieurs différences avec celle d’outre-Manche qui la rende un peu moins favorable au développement de ce modèle d’affaires. La diffusion du stockage domestique et des installations PV individuelles y est encore limitée. Les besoins de flexibilité sont moins importants du fait d’un moindre développement de l’intermittence. Les possibilités de valorisation de la flexibilité distribuée sur le mécanisme d’ajustement et le marché de services système sont encore en développement, mais la réforme récente du mécanisme de rémunération des capacités offre dès à présent une rémunération aux MW d’installations de stockage et aux programmes de pilotage de la demande.
Un dernier obstacle est que le marché de détail reste structuré par le poids des tarifs réglementés de vente qui continuent de concerner une large part des consommateurs résidentiels et des PME. Toutefois la généralisation des compteurs communicants Linky constitue un atout important dont ne bénéficient pas les fournisseurs innovants au Royaume Uni. Pourquoi ne pas imaginer que sous la pression d’Octopus France, EDF Commerce bascule ses clients au tarif TRVe vers la plateforme Kraken, comme EDF Energy l’a fait avec ses clients résidentiels en Grande Bretagne. Elle pourrait alors généraliser les contrats de gestion intelligente de la recharge V2G à tous ses clients équipés d’un véhicule électrique, alors que cette offre n’est actuellement réservée qu’aux flottes d’entreprise avec le contrat V2G Entreprise de sa filiale Izivia.
