Les réseaux électriques obéissent à une contrainte physique : l’offre et la demande doivent s’équilibrer à chaque instant. L’Agence internationale de l’énergie estime qu’environ 100 GW de réponse de la demande sont aujourd’hui utilisés dans le monde, alors que les besoins de flexibilité pourraient être multipliés par deux à sept selon les régions d’ici 2035. La transition bas-carbone pose donc une question que le débat sur les centrales et les lignes à haute tension laisse souvent de côté : qui ajuste sa consommation, quand, et à quel prix.

L’essentiel

  • La flexibilité de la demande peut réduire fortement les coûts du système électrique et, dans certaines situations, coûter bien moins cher que l’ajout de nouvelles capacités, selon l’AIE.
  • Environ 100 GW de réponse de la demande sont actuellement utilisés dans le monde, tandis que les besoins de flexibilité pourraient être multipliés par deux à sept d’ici 2035 selon les régions (AIE, Scaling Up Demand Flexibility, juin 2026).
  • L’Irlande et l’Allemagne illustrent à la fois le potentiel des dispositifs de flexibilité et les difficultés de leur déploiement à grande échelle.
  • La flexibilité soulève une question de pouvoir : qui contrôle les appareils connectés, qui capture la valeur générée, et qui protège le consommateur d’une exposition tarifaire incontrôlée.
  • La réponse à ces questions influencera l’architecture du système électrique post-fossile pour les deux prochaines décennies.

Un réseau en tension permanente que les renouvelables amplifient

Les ingénieurs qui gèrent un réseau électrique travaillent dans une contrainte que les économistes appellent souvent l’équilibre offre-demande, mais qui est en réalité une contrainte physique bien plus sèche : si la production dépasse la consommation, la fréquence monte et les équipements peuvent être mis en difficulté ; si elle est inférieure, la fréquence baisse. Les réserves, les mécanismes de régulation et, en dernier recours, les délestages sont précisément conçus pour éviter qu’un déséquilibre ne se transforme automatiquement en panne générale. Pendant des décennies, la réponse à cette contrainte a été simple : construire des centrales pilotables, à gaz ou au charbon, capables de monter en charge en quelques minutes pour absorber les pics de consommation du soir ou du matin.

L’essor des renouvelables variables change la donne de façon structurelle. Une centrale éolienne produit quand le vent souffle ; un parc solaire, quand le soleil brille. Les deux ne coïncident pas nécessairement avec les moments où les cuisinières s’allument ou les voitures électriques se branchent. Le réseau doit donc gérer non plus seulement des pics de demande prévisibles, mais une double variabilité : celle de la production et celle de la consommation.

Jean-Marc Jancovici, ingénieur et cofondateur du Shift Project, a souvent insisté sur cette contrainte physique comme déterminant premier de la transition énergétique. Sa thèse est que l’électrification massive des transports, du chauffage et de l’industrie ne peut fonctionner sans repenser l’architecture des réseaux et les modalités des usages. Cette lecture donne à la flexibilité de la demande un statut de nécessité structurelle, et non de simple option d’optimisation.

L’AIE arrive à une conclusion convergente par une voie quantitative. Dans son rapport Scaling Up Demand Flexibility publié en juin 2026, elle souligne que les quelque 100 GW de réponse de la demande actuellement utilisés dans le monde restent modestes au regard de l’évolution attendue des systèmes électriques. La multiplication par deux à sept des besoins de flexibilité selon les régions d’ici 2035 illustre l’ampleur des transformations à engager pour gérer des réseaux comportant une forte proportion de solaire et d’éolien, tout en limitant certains investissements supplémentaires dans le système.

Le coût caché des centrales de pointe

Construire une centrale à gaz pour répondre à un nombre limité d’heures de pointe extrême d’un réseau national, c’est immobiliser des capitaux considérables pour un usage marginal. Ce calcul, que les économistes de l’énergie connaissent bien, est en train de changer d’échelle avec la transition. Plus la part des renouvelables augmente, plus les écarts entre moments de surproduction et moments de tension s’amplifient, et plus la valeur relative des ressources flexibles augmente dans le système.

La flexibilité de la demande offre une alternative parmi d’autres. Décaler le cycle du lave-linge, programmer la recharge de la voiture électrique pendant les heures les moins tendues, réduire temporairement la température du chauffe-eau : ces ajustements individuels semblent dérisoires, mais agrégés à l’échelle d’un grand nombre de foyers ou d’entreprises, ils peuvent représenter une capacité de pilotage du réseau importante.

Le potentiel économique est réel. Des études menées dans plusieurs pays européens suggèrent que la flexibilité de la demande peut réduire les coûts d’infrastructure réseau de manière significative, notamment en évitant des renforcements de lignes de distribution coûteux dans les zones où la recharge de véhicules électriques se concentre. Mais cette économie reste conditionnelle : elle dépend de règles de marché, d’équipements adaptés et de modalités de mobilisation compréhensibles pour les consommateurs. Les signaux de prix et l’automatisation peuvent y contribuer, mais les paiements directs, les alertes ou les contrats d’effacement constituent également des instruments possibles.

Dani Rodrik, économiste de Harvard, a montré que les bénéfices agrégés d’une politique économique ne se distribuent pas automatiquement de façon équitable. Cette tension nuance la thèse de l’efficience pure. La flexibilité de la demande peut générer des économies systémiques tout en faisant peser l’effort d’ajustement sur les ménages les moins bien équipés, les moins informés, ou les moins capables d’investir dans des appareils connectés. Une politique de flexibilité bien conçue doit donc intégrer dès le départ la distribution des gains et des charges, et non l’ajouter en fin de parcours comme une correction politique.

Les enseignements des expériences irlandaise et allemande

L’Irlande offre l’un des cas d’étude les plus documentés. Confronté à un réseau insulaire avec une forte part d’éolien, EirGrid a mené un programme pilote de réponse de la demande résidentielle. Les tarifs dynamiques, pour leur part, sont proposés par les fournisseurs d’électricité dans le cadre régulé par la Commission for Regulation of Utilities (CRU). Ces dispositifs visent à donner aux consommateurs la possibilité d’adapter une partie de leurs usages aux conditions du système électrique.

Mais l’expérience irlandaise révèle aussi les difficultés de la participation. Le déplacement de charge n’est pas spontané. Il peut être facilité par des compteurs communicants, des tarifs lisibles, des équipements programmables et une confiance minimale dans le dispositif. Les ménages disposant d’un chauffe-eau à accumulation, d’une pompe à chaleur ou d’autres usages pilotables ont généralement davantage de possibilités de décaler une partie de leur consommation. Les locataires, les foyers à faibles revenus et les résidents d’immeubles collectifs dotés d’installations vétustes peuvent, à l’inverse, se heurter à des contraintes plus fortes.

L’Allemagne apporte une leçon complémentaire, plus ambivalente. Le déploiement des compteurs intelligents (Smart Meter) a pris du retard sur le calendrier initial, en partie pour des raisons de protection des données, en partie pour des résistances politiques et techniques. La loi sur les systèmes de mesure intelligents a été plusieurs fois amendée depuis 2016. Fin 2025, l’objectif agrégé applicable aux cas de déploiement obligatoire était dépassé, mais la part de l’ensemble des points de comptage effectivement équipés demeurait faible. La flexibilité résidentielle reste donc encore largement sous-exploitée.

La leçon qui se dégage de ces deux expériences est simple à formuler, difficile à exécuter : la flexibilité de la demande ne se décrète pas. Elle se construit, avec de l’infrastructure, des règles claires, et des modalités de participation transparentes pour les consommateurs.

La question du contrôle et de la rémunération des flexibilités

Derrière l’argument techno-économique se joue une question de pouvoir plus profonde. Lorsqu’un agrégateur de flexibilité pilote à distance le chauffe-eau d’un ménage pour vendre de la capacité au gestionnaire de réseau, la valeur de cette transaction se répartit entre le consommateur, qui supporte la contrainte, l’agrégateur, qui a organisé la transaction, et le gestionnaire de réseau, qui en bénéficie.

La réponse à cette question n’est pas neutre : elle détermine les incitations à investir dans des équipements flexibles, et la légitimité politique du dispositif.

En Europe, les régulateurs commencent à s’emparer du sujet. L’obligation de permettre la participation des agrégateurs existe déjà dans la directive européenne de 2019 sur le marché intérieur de l’électricité. La révision de 2024 du cadre de conception du marché de l’électricité renforce les droits et les protections des consommateurs, ainsi que les conditions de leur participation aux différents marchés de l’électricité. Mais la transposition reste inégale selon les pays, et les mécanismes de compensation sont souvent complexes au point d’être incompréhensibles pour un ménage ordinaire.

C’est précisément cette opacité qui constitue le risque politique le plus immédiat. Un consommateur qui ne comprend pas pourquoi sa voiture n’a pas été rechargée à l’heure prévue, ou pourquoi sa facture a fortement varié d’un mois à l’autre, ne deviendra pas nécessairement un participant durable au marché de la flexibilité. Il peut devenir un opposant à la tarification dynamique, et son opposition peut reposer sur un déficit réel de clarté et de contrôle.

Les expériences qui fonctionnent cherchent généralement à laisser la complexité côté système et la simplicité côté utilisateur. Des applications qui indiquent clairement à quel moment un équipement sera piloté et quel avantage le consommateur peut en retirer sont plus accessibles que des courbes de prix horaires exposées brutes. L’automatisation intelligente des équipements, chauffe-eaux, pompes à chaleur, véhicules électriques, peut fortement faciliter cette simplification, sans constituer la seule voie possible.

La propriété de la flexibilité du réseau à l’horizon 2035

La multiplication par deux à sept des besoins de flexibilité d’ici 2035 que projette l’AIE dépasse l’ingénierie : la propriété, le pilotage et la rémunération de cette flexibilité dans un système électrique à forte proportion de renouvelables variables restent à définir.

Une première trajectoire s’appuie sur les entreprises capables de négocier avec les gestionnaires de réseau. Dans ce scénario, les grands acteurs industriels, fabricants d’automobiles électriques, producteurs d’acier ou d’aluminium, opérateurs de centres de données, constituent l’essentiel de la flexibilité mobilisable. Ces acteurs ont la taille, les équipements et les équipes techniques pour négocier directement avec les gestionnaires de réseau. Ils peuvent ajuster leur consommation sur des plages de plusieurs heures sans que leurs clients finaux le ressentent. Leur participation est économiquement rationnelle et contractuellement solide.

Dans la seconde trajectoire, la flexibilité résidentielle prend une place croissante, portée par la diffusion des véhicules électriques, des pompes à chaleur et des systèmes de stockage domestique. Un nombre croissant de ménages peut devenir micro-fournisseur de capacité, agrégé par des plateformes numériques. Cette trajectoire présente un potentiel de volume considérable, compte tenu de l’expansion rapide du parc de véhicules électriques en Europe, mais elle repose sur des conditions politiques et sociales beaucoup plus exigeantes.

Les deux trajectoires peuvent coexister et se compléter. Leur articulation suppose toutefois des choix de régulation que les États membres n’ont pas encore tous tranchés : le droit d’agréger la flexibilité résidentielle, les conditions dans lesquelles un agrégateur peut piloter des équipements domestiques, et la part de la valeur créée qui doit revenir au consommateur sous une forme vérifiable.

Ces questions ne sont pas techniques. Elles relèvent de choix politiques sur la distribution du pouvoir dans le système énergétique de demain, un terrain sur lequel, comme le montrent les travaux de Thomas Philippon sur la concentration des marchés, laisser s’installer des positions dominantes sans cadre régulateur produit des rentes durables et des coûts sociaux difficiles à corriger après coup.

Les régulateurs européens peuvent encore agir pendant que les marchés de la flexibilité se structurent. Les règles fixées dans les prochaines années détermineront qui captera la valeur créée dans les décennies suivantes. Plusieurs pays n’ont pas encore arrêté ces règles.

La protection des ménages n’est pas un frein à la flexibilité

Une objection revient souvent dans les débats d’experts : protéger trop les consommateurs, contre les prix variables, contre la prise de contrôle à distance de leurs équipements, contre les coupures temporaires, risquerait de bloquer la flexibilité nécessaire au réseau. L’argument mérite d’être examiné sérieusement, parce qu’il contient une part de vérité et une part d’erreur.

La part de vérité : une tarification entièrement lissée, sans aucun signal de prix aux heures de tension, réduit les incitations à déplacer certains usages. Mais les modalités de mobilisation ne se limitent pas aux prix variables : des récompenses, des crédits, des alertes ou des contrats d’effacement peuvent aussi encourager la participation.

La part d’erreur : croire que la variabilité des prix suffit à produire la flexibilité. Les expériences les plus documentées montrent que les ménages à faibles revenus, mal équipés, mal informés ou mal logés peuvent subir cette variabilité sans avoir les moyens d’y répondre. Sans protections adaptées, la tarification dynamique peut alors accroître le risque budgétaire pour les foyers vulnérables. Elle n’est pas pour autant, dans tous les cas, une source de stress imprévisible.

La bonne conception est celle qui différencie : tarification dynamique optionnelle pour les ménages qui disposent des équipements pour en tirer parti, tarification protégée pour les autres, avec des mécanismes d’accès aux équipements flexibles pour les foyers à revenus modestes. Plusieurs dispositifs expérimentent des aides ciblées à l’acquisition de pompes à chaleur connectées ou de chargeurs intelligents pour véhicules électriques, afin d’élargir la base sociale de la flexibilité. La question, à l’image de ce que l’on observe dans d’autres domaines de la transition numérique, comme le montrent les débats sur l’IA et les inégalités d’accès -, n’est pas de choisir entre efficacité et équité : c’est de concevoir des dispositifs qui produisent les deux simultanément.

L’inclusion sociale est une condition importante de l’acceptabilité de la flexibilité. Elle doit être considérée comme une contrainte de conception, et non comme un ajout de bonne conscience.

Le compteur intelligent n’est que la première étape

Le déploiement des compteurs communicants en Europe avance à des rythmes très inégaux. L’Espagne et la Suède ont atteint des taux proches de 100 %. L’Allemagne reste en retard, tandis que la France a réalisé un déploiement très étendu de Linky. Ces écarts de déploiement sont souvent présentés comme le problème central : si les ménages avaient tous des compteurs intelligents, la flexibilité suivrait naturellement.

Cette lecture est trop simple. Le compteur communicant est un outil important, mais très loin d’être suffisant. Il permet de mesurer la consommation et de transmettre des informations tarifaires, mais le consommateur doit encore décider d’y répondre, et ses équipements doivent pouvoir s’y prêter. Un ménage équipé d’un compteur intelligent mais disposant d’un habitat peu équipé en appareils pilotables verra son potentiel de flexibilité limité, sans qu’il soit nécessairement nul : il peut encore déplacer ou réduire certains usages.

Le vrai levier, à l’horizon 2030-2035, est la combinaison de trois éléments : des compteurs communicants, des équipements flexibles connectés, pompes à chaleur, véhicules électriques, chauffe-eaux intelligents, et des interfaces utilisateurs suffisamment simples pour que la participation ne demande aucun effort cognitif au quotidien. Aucun de ces trois éléments n’est suffisant seul. Leur articulation est un défi d’ingénierie de système, mais aussi un défi de design d’expérience utilisateur et de régulation. La politique énergétique des prochaines années devra traiter les trois simultanément, sans surestimer l’automatisme de la diffusion technologique ni sous-estimer les conditions sociales qui permettent à cette diffusion de produire ses effets.

L’enjeu final est celui-ci : un système électrique bas-carbone qui mobilise davantage de flexibilité résidentielle peut réduire certains besoins de capacités de pointe et compléter les ressources industrielles, de stockage, de production pilotable ou d’interconnexion. Un système qui réussit à faire des ménages des participants actifs à l’équilibrage du réseau, à condition de leur en donner les moyens et de leur en rétribuer la valeur, peut être moins coûteux à construire et à opérer. La différence entre les trajectoires se jouera moins dans les salles des marchés de l’énergie que dans des décisions de politique publique sur l’accès aux équipements, la protection tarifaire et la gouvernance des données de consommation.

Sources

  1. Agence internationale de l’énergie, Scaling Up Demand Flexibility, juin 2026, https://www.iea.org/reports/scaling-up-demand-flexibility
  2. Agence internationale de l’énergie, Electricity 2026, https://www.iea.org/reports/electricity-2026
  3. Union européenne, directive sur la conception du marché de l’électricité (Electricity Market Design), révision 2024, disponible sur EUR-Lex
  4. EirGrid, rapports annuels sur l’équilibrage du réseau irlandais et les programmes de tarification dynamique, disponibles sur www.eirgrid.ie
  5. Bundesnetzagentur, rapports sur le déploiement des compteurs intelligents en Allemagne (Smart Meter Gateway), disponibles sur www.bundesnetzagentur.de
  6. Agence internationale de l’énergie, Electricity 2026, Flexibility, https://www.iea.org/reports/electricity-2026/flexibility
  7. Agence internationale de l’énergie, Scaling Up Demand Flexibility, Executive Summary, https://www.iea.org/reports/scaling-up-demand-flexibility/executive-summary
  8. Agence internationale de l’énergie, The Value of Demand Flexibility, Executive Summary, https://www.iea.org/reports/the-value-of-demand-flexibility/executive-summary
  9. North American Electric Reliability Corporation, Balancing and Frequency Control, https://www.nerc.com/globalassets/who-we-are/standing-committees/rstc/rs/reference_document_nerc_balancing_and_frequency_control.pdf
  10. Commission for Regulation of Utilities, Dynamic Price Tariffs for Electricity, https://www.cru.ie/consumer-information/billing/dynamic-price-tariffs-for-electricity/
  11. EirGrid et Electric Ireland, Residential Demand Response Programme, Project Initiation Document, https://cms.eirgrid.ie/sites/default/files/publications/Electric-Ireland-EirGrid-Residential-DR-Prog-PID_Public-Version-for-Website_Clean.pdf
  12. ESB Networks, « Nearly 40,000 customers are helping Ireland reach net zero », https://www.esbnetworks.ie/about-us/newsroom/article/is-this-a-good-time—nearly-40-000-customers-are-helping-ireland-reach-net-zero
  13. Bundesnetzagentur, informations sur le déploiement des systèmes de mesure intelligents, https://bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/NetzzugangMesswesen/Mess-undZaehlwesen/iMSys/start.html
  14. Union européenne, directive (UE) 2024/1711, https://eur-lex.europa.eu/eli/2024/1711/oj
  15. Commission européenne, Protecting and Empowering Energy Consumers, https://energy.ec.europa.eu/topics/markets-and-consumers/energy-consumers-and-prosumers/protecting-and-empowering-energy-consumers_en