Compteurs intelligents : l'Allemagne dernière d'Europe, la flexibilité du réseau en dépend

Le chiffre occupe la dernière ligne d'un tableau de 25 lignes. Le Danemark et la Suède sont à 100 pour cent, l'Estonie et l'Italie à 99,9 pour cent, la moyenne de l'UE à 65,6 pour cent. C'est le fournisseur d'énergie 1Komma5° qui a publié ce panorama, relayé par t3n le 3 novembre.

La Roumanie, la Grèce et la Bulgarie manquent dans les données. Le retard ne s'explique pas par une échéance légale absente. Les foyers allemands qui consomment plus de 6 000 kilowattheures par an, ou qui font tourner des charges pilotables, devraient recevoir un compteur intelligent. Les gestionnaires de comptage devaient équiper 20 pour cent de ce segment obligatoire avant la fin 2025. Selon t3n, 434 des quelque 800 gestionnaires recensés n'ont même pas atteint ce quota. Dans plus de 40 zones de réseau, pas un seul compteur n'a été posé. La Bundesnetzagentur annonce désormais qu'elle réclamera des astreintes aux gestionnaires qui n'ont pas tenu leurs obligations.

Ce que disent les chiffres, c'est la taille des opérateurs.

Les 19 plus grands gestionnaires comptent chacun plus de 500 000 points de comptage. Ils atteignent un peu moins de 30 pour cent, au-delà de leur objectif. Les quelque 600 gestionnaires qui restent sous 30 000 points de comptage plafonnent à 19 pour cent en moyenne. t3n explique une partie du retard national par d'anciennes règles de sécurité. Les compteurs devaient voyager sous scellés, et les appareils allemands doivent pouvoir piloter activement les charges des consommateurs. Cela ajoute du travail d'ingénierie.

Ce déploiement lent compte bien au-delà d'un tableau de conformité, à cause de ce à quoi servent les compteurs intelligents. t3n rappelle qu'ils rendent possibles les tarifs flexibles et le basculement ciblé des charges. Le gain est réel là où un foyer ou une entreprise a une forte demande déplaçable, une pompe à chaleur ou une voiture électrique par exemple. C'est le même argument de flexibilité qui traverse le reste de la couverture réseau de cette année. Les preuves se font plus précises.

Déplacer le calcul rapporte moins qu'il n'y paraît

Une analyse d'Ember publiée en octobre 2026 et reprise par pv magazine le 3 novembre chiffre le soulagement que les centres de données peuvent apporter aux réseaux. Elle examine deux mécanismes : déplacer les charges de calcul dans le temps, et produire l'électricité sur site. L'étude porte sur neuf marchés aux États-Unis, en Europe et en Asie du Sud-Est. L'Irlande, le Royaume-Uni et l'Allemagne sont cités comme particulièrement exposés.

En Irlande, les centres de données pèsent déjà environ 19 pour cent de la pointe. Soit 1,1 GW sur une pointe système de 6 GW en janvier 2025. Ember projette que cette part montera à 24 pour cent d'ici 2030, avec une demande des centres de données de 1,6 GW face à une pointe de 6,5 GW. Le problème est un problème de calendrier. Un grand centre de données demande 200 MW à 500 MW et se construit en 18 à 24 mois. L'extension classique du réseau prend de quatre à 10 ans, rapporte pv magazine.

Le déplacement de charge semble la solution bon marché, tant qu'on ne regarde pas le mix des charges.

Les services cloud, les charges applicatives d'entreprise et l'inférence d'IA exigent une faible latence. Ils représenteront environ 87 pour cent de la capacité mondiale des centres de données d'ici 2030, selon Ember. Ember suppose 35 pour cent de flexibilité pour l'entraînement d'IA, 5 pour cent pour l'inférence et aucune pour les centres de données classiques. Sur ces hypothèses, environ 6,5 pour cent de la capacité pourrait théoriquement se déplacer. Le taux d'utilisation moyen approche 48 pour cent, si bien que la capacité réellement disponible pendant une tension de réseau tombe à environ 3 pour cent. En Irlande, cela signifie environ 100 MW de réduction de pointe d'ici 2030, soit 1,5 pour cent. Les autres marchés se situent entre 0,1 et 0,6 pour cent.

Ember propose une autre voie : apporter sa propre capacité. On garde la charge en marche et on couvre l'électricité par une production ou un stockage sur site. pv magazine rapporte que cela apporterait près de cinq fois plus de soulagement, avec des réductions potentielles allant jusqu'à 2,7 GW au Texas. C'est une affaire de raccordement et d'interconnexion au réseau, pas de capteurs. Mais cela fixe la barre que tout produit de flexibilité doit franchir.

L'emplacement décide si la flexibilité compte

Le régulateur irlandais a publié sa première évaluation nationale des besoins de flexibilité. L'article de CleanTechnica du 29 octobre en détaille le contenu. La Commission for Regulation of Utilities identifie environ 234 MW et 58 GWh de besoins potentiels de flexibilité à la hausse sur les réseaux de distribution en 2028.

À l'échelle d'un seul poste source, les chiffres deviennent concrets. L'évaluation modélise un besoin de 0,6 MW et 3 MWh au poste 38 kV/10 kV de Naas en 2028, concentré en janvier. Un renforcement est prévu d'ici 2030, après quoi plus aucun besoin correspondant n'est identifié. CleanTechnica prend soin de parler d'un besoin de réseau modélisé, pas d'un engagement à acheter un service ou à installer une batterie.

Une batterie ailleurs en Irlande pourrait fournir des services d'équilibrage utiles, aider à intégrer la production renouvelable et générer des revenus sur les marchés de l'électricité, sans rien apporter à la contrainte particulière de Naas.

Voilà l'argument pour le comptage et la surveillance en bout de réseau. Une estimation nationale de capacité ne dit pas quel transformateur est en défaut. CleanTechnica cite aussi l'évaluation de réseau de UK Power Networks de mars 2026. Le gestionnaire y indique avoir cessé de lancer des appels d'offres de flexibilité pour certains postes à transformateur unique dont les contraintes duraient typiquement 24 heures. Le marché ne pouvait pas y répondre, pour des raisons techniques et commerciales.

L'autre face du bilan

Toute nouvelle charge n'exige pas de nouveaux câbles. Une étude du think tank RMI, consacré aux énergies propres, a été relayée par Canary Media le 28 octobre. Elle conclut que dans environ la moitié des États américains, la capacité hivernale du réseau suffit à ajouter un grand nombre de pompes à chaleur sans déclencher de travaux coûteux. Le réseau culmine en été, et les pompes à chaleur remplacent en grande partie des climatiseurs moins efficaces. Dans les 24 États plus Washington, D.C. analysés par RMI, une adoption plus large des pompes à chaleur pourrait réduire les tarifs résidentiels de 13 pour cent en moyenne par rapport à leur niveau autrement attendu. Soit environ 200 dollars par an et par client. Le Michigan pourrait installer 3,6 millions de pompes à chaleur domestiques et réduire les tarifs résidentiels de jusqu'à 27 pour cent.

Canary Media cite Ryan Shea, coauteur de l'étude chez RMI. Il compare le réseau à un pont à péage avec trop peu de voitures : plus d'usagers répartissent le coût fixe.

La réserve vient de Parth Vaishnav, de l'université du Michigan. Il a déclaré à Canary Media que le travail est sensé. Mais il note qu'un prix plus bas par kilowattheure ne signifie pas forcément une facture totale plus basse. Les chiffres sont des estimations directionnelles, pas des prévisions.

Côté production, la file d'attente est le problème. Canary Media rapportait le 29 octobre que PJM Interconnection a accepté de lancer une concertation sur le Surplus Interconnection Service. PJM est le plus grand gestionnaire de réseau américain, sur 13 États. Ce service permettrait aux centrales existantes d'ajouter des batteries derrière leurs raccordements actuels. Jon Gordon, d'Advanced Energy United, a indiqué à Canary Media que le Market Implementation Committee examinera les prochaines étapes à sa réunion du 4 novembre. Un dépôt auprès de la FERC est possible dès avril 2027. Gavin Ahern, cofondateur du cabinet Surplus Interconnection, affirme que sa société a recensé 44 GW de demandes historiques de projets SIS à la mi-2026. Environ 80 pour cent concernent des ajouts de batteries.

Les enjeux de PJM se lisent dans les prix.

Canary Media rapportait le 22 octobre que Google et Voltus visent désormais un gigawatt de capacité de centrale virtuelle dans la région. C'est dix fois l'objectif initial de 100 MW. Dana Guernsey, directrice générale de Voltus, a déclaré que les 100 premiers mégawatts étaient toujours la première bouchée. PJM a vu le coût de sécurisation de la capacité de pointe plus que multiplié par huit en quelques années. Il prévoit que les grosses charges ajouteront 30 à 34 GW de demande au début des années 2030, sur un système dont la pointe récente a atteint 162,6 GW.

Ce que la couche de capteurs doit prouver

Rien de tout cela ne fonctionne sans mesure au niveau de la distribution. Les 5,9 pour cent de l'Allemagne illustrent le mieux l'écart entre un objectif de flexibilité et le matériel qui le rendrait réel. Les astreintes de la Bundesnetzagentur diront si la sanction fait bouger les petits gestionnaires qui constituent l'essentiel du déficit.

Les chiffres d'Ember et de la CRU suggèrent que l'épreuve plus difficile est la granularité. Un chiffre national en mégawatts peut être atteint par une batterie au mauvais endroit. L'exemple de Naas demande une réponse dans un poste source, sur un mois donné. C'est un problème de données avant d'être un problème de matériel. Au vu des éléments actuels, la couche de comptage du plus grand marché électrique d'Europe a encore du chemin à faire avant de pouvoir répondre à cette question.