10 % des véhicules électriques de Californie pourraient fournir un soutien réseau de 9 GW

La Californie étudie la possibilité de transformer des millions de véhicules électriques (VE) à l'arrêt en « centrales mobiles » distribuées. Selon un nouveau rapport conjoint publié par GridLab, Kevala et la société Energy and Environmental Economics, si seulement 10 % du parc prévu de véhicules électriques de l'État participait d'ici 2036 aux projets de communication véhicule-réseau (Vehicle-to-Grid, V2G), cela permettrait de fournir environ 9 GW de puissance réglable au réseau pendant 12 heures — soit une capacité de stockage flexible de 108 GWh, dépassant d'un tiers l'objectif californien global de stockage à longue durée pour cette même année.

La technologie V2G autorise les modèles compatibles à réinjecter, durant les périodes de forte demande sur le réseau, l'énergie stockée dans leur batterie vers le réseau électrique ; les propriétaires peuvent ensuite recharger leurs véhicules aux heures où les tarifs sont bas et où la production d'énergies renouvelables est maximale (par exemple, à midi, lors du pic de production photovoltaïque). Cette interaction bidirectionnelle améliore non seulement la résilience du réseau, mais génère aussi des revenus potentiels pour les utilisateurs.

Le rapport, intitulé « Libérer la flexibilité de la charge en Californie : une feuille de route durable pour l'abordabilité et la fiabilité », souligne que, outre les véhicules électriques, les batteries domestiques, les thermostats intelligents, les chauffe-eau électriques et les charges des bâtiments commerciaux constituent également un « parc de centrales virtuelles », réduisant ainsi la dépendance vis-à-vis de nouvelles centrales à combustibles fossiles, de grands systèmes de stockage ou d'investissements coûteux dans les infrastructures réseau.

Bien que les fondations techniques soient de plus en plus matures, les obstacles concrets tiennent surtout à la conception institutionnelle : actuellement, les programmes de réponse à la demande des différentes sociétés de services publics californiennes (telles que PG&E, SCE et SDG&E) présentent des règles d'accès, des mécanismes de rémunération et des exigences techniques divergentes. « L'infrastructure du réseau de nouvelle génération est déjà stationnée sur nos allées, dans nos foyers et nos bureaux », note Ric O'Connell, directeur exécutif de GridLab. « Le problème ne réside pas dans l'existence des ressources, mais dans la capacité des programmes actuels à en libérer pleinement la valeur. »

Le rapport appelle à l'adoption, à l'échelle de l'État, d'un cadre projet standardisé — comprenant notamment des spécifications techniques d'interface uniformes, un mécanisme de paiement fondé sur la performance réelle du réseau (et non sur une simple inscription), ainsi qu'un plafond de rémunération fixé en dessous du coût évité par la société de services publics — afin de garantir l'équité tarifaire pour les usagers non équipés de VE ou de systèmes de stockage. Ce « garde-fou de l'abordabilité » vise directement le cœur du débat californien sur les subventions aux installations photovoltaïques résidentielles : éviter de transférer les coûts du système aux non-participants.

Cette feuille de route prolonge les conclusions d'une étude conjointe menée en 2024 par GridLab et le cabinet Brattle Group — selon laquelle les centrales virtuelles construites avec les technologies commerciales existantes pourraient couvrir plus de 15 % de la demande électrique de pointe en Californie, générant chaque année des économies de 550 millions de dollars pour les sociétés de services publics et les consommateurs. Il convient toutefois de noter que ces chiffres représentent des potentiels modélisés, sans encore avoir produit d'effets opérationnels réels. Le déploiement généralisé de la technologie V2G nécessite encore la convergence de plusieurs conditions : compatibilité des véhicules, généralisation des bornes de recharge bidirectionnelles, mise en place de politiques d'accès unifiées et volonté accrue des utilisateurs.

Même sans interaction bidirectionnelle, la recharge intelligente unidirectionnelle revêt une valeur significative : en décalant automatiquement les pics de recharge, elle évite que des millions de véhicules électriques ne se branchent simultanément en soirée, période de forte demande, atténuant ainsi efficacement la pression sur le réseau. La Commission californienne de l'énergie souligne que la gestion automatisée de la flexibilité de la charge permet non seulement de reporter des investissements coûteux dans les infrastructures, mais aussi d'améliorer le taux d'intégration locale des énergies renouvelables.

Le défi californien n'est pas celui de la pénurie de batteries, mais bien celui de construire un système étatique intégré et véritablement interopérable entre « véhicule – borne – réseau – utilisateur ».