fr.wedoany.com Rapport : Le Massachusetts et le Minnesota ont récemment lancé des plans de développement de centrales électriques virtuelles (VPP) à grande échelle, accélérant le déploiement de cette technologie qui joue un rôle clé dans la transition énergétique.
La gouverneure du Massachusetts, Maura Healey, a signé le 13 mars un décret exécutif exigeant que l’État développe 3,5 GW de ressources de gestion de la demande d’ici 2035, y compris des centrales électriques virtuelles. Cet objectif est considérable : à titre de comparaison, la demande de pointe du réseau de la Nouvelle-Angleterre, qui couvre six États, est de 26,1 GW en 2025. Ce chiffre dépasse également largement le plus grand réseau de centrales électriques virtuelles du pays, celui de la Californie, dont la production de pointe en juillet dernier était d’environ 0,5 GW.
Le décret énumère les types de ressources pouvant être comptabilisées, notamment les centrales électriques virtuelles, la gestion de la recharge des véhicules électriques, l’efficacité énergétique et les programmes de réponse à la demande. Dans un contexte où la définition du concept de centrale électrique virtuelle n’est pas encore unifiée, cette énumération concrète permet de clarifier les orientations. Le décret exige également que le gouvernement du Massachusetts publie d’ici septembre un rapport recensant les programmes existants de réponse à la demande et les projets énergétiques connexes, servant de référence pour atteindre l’objectif de 2035.
Larry Chretien, directeur exécutif de la « Green Energy Consumers Alliance », une organisation de défense couvrant le Massachusetts et le Rhode Island, s’est dit encouragé par ce plan, tout en estimant qu’il faut accélérer le rythme. Il a souligné que le déploiement de 3,5 GW de ressources pourrait réduire les besoins d’investissement dans des infrastructures coûteuses du réseau, comme les centrales de pointe, et espère que cette mesure contribuera à la mise hors service de certaines centrales de pointe vieillissantes.
Dans le Minnesota, le régulateur des services publics a approuvé le 13 mai un plan de Xcel Energy, appelé Capacity*Connect, visant à déployer 200 MW de batteries communautaires, d’une capacité unitaire comprise entre 1 et 3 MW, afin d’améliorer la fiabilité du réseau et de réduire les besoins d’investissement dans des infrastructures de grande capacité. Cependant, certains défenseurs des consommateurs s’inquiètent du fait que Xcel possédera et contrôlera entièrement ces batteries, ce qui diffère du modèle de centrale électrique virtuelle distribuée, où les consommateurs possèdent ou louent les équipements. John Farrell, codirecteur de l’« Institute for Local Self-Reliance », a souligné qu’un réseau de batteries détenu par une entreprise de services publics est moins efficace et manque d’incitations à la maîtrise des coûts. Un porte-parole de Xcel Energy a déclaré que la possession et l’exploitation de ces batteries par l’entreprise garantiraient leur fonctionnement sûr et fiable aux endroits où le réseau en a le plus besoin, maximisant ainsi les avantages globaux pour tous les clients. Xcel n’a pas utilisé le terme « centrale électrique virtuelle » dans son communiqué de presse.
Selon un rapport du Lawrence Berkeley National Laboratory publié en janvier 2025, la Californie détenait à cette date environ un tiers des projets de centrales électriques virtuelles du pays, soit 62 projets, suivie du Colorado (16) et du Massachusetts (15). La capacité potentielle totale des centrales électriques virtuelles aux États-Unis atteint 19 GW, soit près des trois quarts de la demande de pointe du réseau de la Nouvelle-Angleterre, ce qui montre l’immense potentiel de cette ressource.
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