Marché des ressources énergétiques distribuées (DER) Taille et part 2026-2035

Taille du marché des ressources énergétiques distribuées (DER)

Le marché mondial des ressources énergétiques distribuées (DER) était évalué à 312 milliards de dollars américains en 2025. Selon le dernier rapport publié par Global Market Insights, Inc., le marché devrait passer de 347,9 milliards de dollars américains en 2026 à 1 000 milliards de dollars américains d’ici 2035, soit un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 12,4 % sur la période de prévision 2026–2035. La décarbonation des réseaux portée par les politiques publiques, la baisse des coûts du solaire photovoltaïque et du stockage par batteries au lithium, ainsi que l’intégration des véhicules électriques dans les architectures distribuées remodèlent les priorités d’investissement.

Les investissements dans les DER dépassent désormais le cadre des équipements autonomes pour s’orienter vers des portefeuilles coordonnés d’actifs solaires, de stockage, de demande flexible et de recharge de véhicules électriques. Les plateformes de gestion des ressources énergétiques distribuées (DERMS) et de centrale électrique virtuelle (VPP) jouent donc un rôle croissant dans la chaîne de valeur, car les gestionnaires de réseau ont besoin d’une visibilité en temps réel et de moyens de pilotage des flottes distribuées. Le marché comprend le solaire photovoltaïque distribué, l’éolien, le stockage par batteries, la cogénération, la recharge de véhicules électriques, la production de secours et d’autres actifs énergétiques décentralisés déployés dans les secteurs résidentiel, commercial, industriel, des services publics et public.

La croissance du marché reflète une évolution de la manière dont les systèmes électriques gèrent la fiabilité. La production centralisée reste nécessaire, mais les ressources distribuées contribuent de plus en plus à la résilience locale, à la flexibilité de la demande, au soutien des capacités et à l’équilibrage du réseau. Le déploiement du matériel constitue la base d’actifs ; l’orchestration logicielle détermine si ces actifs peuvent participer aux marchés de l’énergie, des capacités et des services auxiliaires.

Principaux moteurs de croissance

Renforcement des impératifs de résilience du réseau et des préoccupations liées à la sécurité énergétique

La résilience du réseau est devenue une exigence opérationnelle à la suite de phénomènes météorologiques extrêmes et de perturbations récurrentes qui ont mis en évidence les limites des architectures électriques centralisées. La vague de froid qui a frappé le Texas en 2021 et les vagues de chaleur en Europe ont renforcé l’attention des autorités réglementaires à l’égard des capacités distribuées pilotables, susceptibles d’amortir les tensions localisées sur le réseau. ^{[1]U.S. Department of Energy, www.energy.gov} L’ordonnance 2222 de la FERC a ouvert les marchés de gros de l’électricité aux États-Unis aux agrégations de DER, permettant aux actifs distribués de participer aux marchés des capacités et des services auxiliaires aux côtés des moyens de production conventionnels. Contrairement aux pannes centralisées, qui peuvent se propager à des systèmes plus vastes, les actifs distribués peuvent isoler ou limiter les perturbations dans une zone de desserte définie. Ce facteur stimule la demande de stockage, d’alimentation de secours, de charges flexibles et de plateformes d’agrégation en Amérique du Nord et en Europe.

Baisse du coût actualisé de l’énergie solaire photovoltaïque et du stockage par batteries

En 2024, le coût actualisé moyen pondéré mondial de l’électricité produite par des installations solaires photovoltaïques à grande échelle est passé sous la barre de 0,05 dollar américain/kWh, soit une baisse de plus de 90 % par rapport aux niveaux de référence de 2010. ^{[2]International Renewable Energy Agency, www.irena.org} Dans plus de 60 pays, l’énergie solaire en toiture est compétitive par rapport à l’électricité vendue au détail, ramenant les périodes de retour sur investissement à trois à six ans dans les marchés bénéficiant d’un fort ensoleillement. Le prix des cellules LFP est tombé à environ 53 dollars américains/kWh en 2025, améliorant la rentabilité du stockage autonome dans plusieurs marchés d’États américains et européens. La baisse du coût du matériel élargit la clientèle, qui ne se limite plus aux premiers utilisateurs tributaires des subventions et comprend désormais des acheteurs résidentiels, commerciaux et industriels (C&I), ainsi que du secteur public, à la recherche d’économies directes sur leurs coûts énergétiques. La baisse des coûts accroît également le taux d’adoption des batteries lorsque la rémunération de l’électricité solaire injectée dans le réseau favorise l’autoconsommation.

Hausse de l’adoption des véhicules électriques

L’adoption des véhicules électriques modifie les profils de demande sur les réseaux de distribution et élargit le parc potentiel de batteries pilotables. La densification de la recharge crée des tensions locales lors des pics de demande, ce qui incite les services publics à déployer du stockage derrière le compteur, la recharge intelligente et des programmes de tarification dynamique. La fonctionnalité vehicle-to-grid de plusieurs grandes plateformes de véhicules électriques transforme les batteries des véhicules en ressources potentielles de stockage distribué. Le parc mondial de véhicules électriques a dépassé les 40 millions d’unités fin 2024, tandis que les infrastructures publiques de recharge ont progressé de plus de 35 % sur un an dans les principaux marchés. ^{[3]International Energy Agency, www.iea.org} L’intégration des véhicules électriques aux DER concerne les applications résidentielles, commerciales et de flotte, ce qui en fait le facteur auquel est attribuée la plus grande contribution estimée à la croissance du marché.

Principaux freins du marché

Obstacles au financement et vulnérabilités en matière de cybersécurité

Le financement reste un frein important, en particulier pour les projets résidentiels et les petits projets commerciaux, dont la taille ne permet pas de recourir aux structures conventionnelles de financement institutionnel de projets. Les portefeuilles agrégés de DER sont souvent dépourvus de contrats d’achat standardisés et de cadres garantissant leur bancabilité, ce qui accroît les coûts de transaction et limite l’accès à des financements par emprunt à faible coût. Parallèlement, les onduleurs connectés à Internet, les compteurs intelligents, les systèmes de contrôle BESS et les bornes de recharge pour véhicules électriques élargissent la surface d’attaque cybernétique du réseau. Le département de l’Énergie des États-Unis considère la cybersécurité des DER comme une priorité en matière d’infrastructures critiques, car des attaques coordonnées contre des onduleurs distribués pourraient entraîner des effets sur la charge comparables à la perte d’un grand groupe de production. Les contraintes de financement ralentissent l’adoption dans les marchés émergents et les petits segments de clientèle, tandis que les exigences de cybersécurité complexifient la mise en œuvre à mesure que la connectivité des flottes s’intensifie d’ici 2030.

Analyse par segment du marché des ressources énergétiques distribuées (DER)

Par ressource

Systèmes solaires photovoltaïques

Les systèmes solaires photovoltaïques représentaient 42,6 % des revenus des ressources énergétiques distribuées (DER) en 2025 et demeurent la catégorie de ressources la plus importante. Leur croissance devrait atteindre un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 8,3 % d’ici 2035, ce qui témoigne de la maturité du marché plutôt que d’un affaiblissement de la demande. Les technologies de modules de nouvelle génération permettent d’obtenir des rendements énergétiques plus élevés sur des surfaces de toiture limitées. Les déploiements commerciaux et industriels se développent grâce à des contrats d’achat d’électricité conclus avec de grands acheteurs du secteur privé. Le TCAC relativement modéré s’explique par le fait que cette technologie est déjà largement adoptée et bénéficie d’une base d’installations vaste et en expansion.

Systèmes d’énergie éolienne décentralisée

Les systèmes d’énergie éolienne décentralisée représentaient 2,9 % du marché en 2025 et devraient afficher un TCAC de 11,2 %. Ce segment se concentre dans les zones agricoles, isolées, industrielles et dotées de réseaux fragiles, où les avantages économiques du remplacement du diesel ou les limites de l’ensoleillement réduisent l’avantage relatif du solaire. Le Département de l’Énergie des États-Unis (DOE) et des programmes européens comparables en matière d’énergie rurale soutiennent le développement du marché. Le rôle de l’éolien décentralisé reste spécialisé, mais répond à un besoin de résilience dans les zones non urbaines, ce qui soutient son marché potentiel.

Systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS)

Les BESS représentaient 19,8 % du marché en 2025 et constituent la catégorie de ressources à la croissance la plus rapide, avec un TCAC de 19,0 %. La baisse du coût des cellules LFP a amélioré la rentabilité du stockage autonome sur les marchés de l’électricité où les tarifs sont élevés, tandis que les cadres réglementaires créent une demande pour le réglage de la fréquence, le soutien de la tension et la participation aux marchés de capacité. Les installations mondiales de BESS ont atteint 375 GWh en 2024, soit une hausse de 50 % sur un an, les déploiements à l’échelle du réseau et décentralisés progressant en parallèle sur tous les grands marchés.

Cogénération (CHP)

Les systèmes de cogénération représentaient 7,7 % du marché en 2025 et devraient progresser à un TCAC de 7,6 %. L’intégration thermique permet d’obtenir un rendement énergétique global élevé dans les applications industrielles et les réseaux énergétiques urbains. Toutefois, la dépendance au gaz naturel soumet ce segment aux pressions réglementaires exercées par les normes d’émissions sur les grands marchés. Le mélange d’hydrogène au gaz naturel offre une voie de transition permettant de maintenir la production thermique tout en réduisant l’intensité carbone.

Infrastructures de recharge des véhicules électriques

Les infrastructures de recharge des véhicules électriques détenaient une part de marché de 14,9 % en 2025 et devraient afficher un TCAC de 15,0 %. Le nombre de points de recharge publics a dépassé 15 millions dans le monde à la fin de 2024, tandis que le financement fédéral américain accordé dans le cadre du NEVI Formula Program soutient l’expansion du réseau. La recharge non pilotée entraîne des pics de demande sur les réseaux de distribution, faisant de la recharge intelligente, de la tarification dynamique et de la gestion de la demande V2G-enabled des fonctions essentielles des infrastructures DER, plutôt que des services auxiliaires.

Générateurs de secours et de réserve

Les générateurs de secours et de réserve représentaient 8,9 % du marché en 2025 et devraient progresser à un TCAC de 8,7 %. Les exploitants d’infrastructures critiques, notamment les hôpitaux, les centres de données et les installations de télécommunications, continuent d’avoir besoin d’une alimentation de secours fiable. Les configurations hybrides associant BESS et générateurs réduisent la consommation de carburant tout en préservant la flexibilité des générateurs conventionnels, prolongeant ainsi le rôle des systèmes de production de secours dans les cadres de décarbonation.

Autres

La catégorie « Autres », qui comprend les piles à combustible, les petites centrales hydroélectriques, les générateurs à biomasse et les nouvelles catégories d’actifs décentralisés, représentait 3,2 % du marché en 2025 et devrait afficher un TCAC de 10,0 %. Les piles à combustible PEM et SOFC sont les composants les plus avancés sur le plan commercial et sont déployées à grande échelle dans les centres de données et les applications industrielles. L’hydrogène décentralisé représente un vecteur de croissance à plus long terme post-2030, à mesure que les cadres réglementaires arrivent à maturité.

Par application

Résidentiel

Les applications résidentielles représentaient 28,0 % du marché en 2025 et devraient afficher un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 14,5 %, le plus élevé parmi les catégories d’utilisation finale. La baisse du coût des équipements, la hausse des prix de l’électricité au détail et les politiques en faveur des prosommateurs ont amélioré la rentabilité des installations solaires en toiture avec stockage dans plus de 60 marchés nationaux. L’adhésion aux centrales électriques virtuelles (VPP) et la participation au V2G font évoluer la proposition de valeur résidentielle : la réduction des coûts énergétiques cède la place à des revenus récurrents issus des services au réseau, ce qui renforce la fidélisation de la clientèle des prestataires de services.

Commercial et industriel

Le segment commercial et industriel constituait le plus grand segment d’utilisation finale, avec une part de marché de 42,0 % en 2025 et un TCAC prévisionnel de 13,0 %. Les contrats d’achat d’électricité des entreprises, les engagements de réduction des émissions de carbone, la gestion des frais liés à la puissance appelée et la participation aux programmes d’effacement soutiennent l’adoption. Les secteurs de la fabrication, de la logistique et des centres de données sont les principaux utilisateurs. Les clients C&I considèrent de plus en plus les portefeuilles de ressources énergétiques distribuées comme des infrastructures opérationnelles au service de leur stratégie d’approvisionnement énergétique, plutôt que comme des investissements autonomes en faveur du développement durable.

Services publics et opérateurs de réseau

Les services publics et les opérateurs de réseau représentaient 22,0 % du marché en 2025 et devraient afficher un TCAC de 9,3 %. La réponse à la demande, les solutions alternatives aux investissements dans les réseaux, l’approvisionnement auprès de centrales électriques virtuelles et les initiatives relatives aux plateformes de distribution permettent aux services publics de se procurer de la flexibilité distribuée au lieu de réaliser des investissements coûteux dans les réseaux. Les délais d’approbation réglementaire modèrent la croissance du segment, malgré les solides arguments économiques en faveur du report des investissements dans les infrastructures.

Administrations publiques et municipalités

Les applications des administrations publiques et des municipalités représentaient 8,0 % du marché en 2025 et devraient afficher un TCAC de 8,9 %. Les déploiements du secteur public comprennent des programmes de résilience, des projets solaires communautaires et l’électrification des flottes municipales. Les obligations fédérales américaines applicables aux installations et les programmes d’agrégation à choix communautaire soutiennent la demande, tandis que les programmes de financement du développement étendent l’accès à l’énergie distribuée aux marchés émergents. ^{[4]World Bank, www.worldbank.org}

Analyse régionale du marché des ressources énergétiques distribuées (DER)

Marché des ressources énergétiques distribuées (DER) en Amérique du Nord

L’Amérique du Nord représentait 22,0 % des revenus du marché mondial en 2025 et devrait afficher un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 10,5 %. La loi américaine sur la réduction de l’inflation a prolongé les crédits d’impôt à l’investissement pour le solaire décentralisé et les systèmes autonomes de stockage d’énergie par batterie (BESS), améliorant ainsi les rendements des investissements commerciaux. L’ordonnance 2222 de la FERC a élargi l’accès à l’agrégation au sein des principaux opérateurs de réseaux de transport, tandis que PJM a ouvert son marché de capacité aux agrégations de ressources énergétiques distribuées (DER) pour l’année de livraison 2025/26. Le Canada accélère le déploiement grâce à des programmes provinciaux ; en 2024, l’IESO de l’Ontario a lancé un appel d’offres portant sur 1,5 GW de capacité de stockage décentralisé.

Marché des ressources énergétiques distribuées (DER) en Europe

L’Europe détenait une part de marché de 18,0 % en 2025 et devrait afficher un TCAC de 11,0 %. REPowerEU, les obligations des États membres en matière d’énergies renouvelables et les priorités de sécurité énergétique façonnent la demande régionale. ^{[5]European Commission, www.ec.europa.eu} L’Allemagne a ajouté 14 GW de capacité solaire décentralisée en 2024, grâce à des procédures simplifiées de raccordement au réseau. Au Royaume-Uni, le dispositif Smart Export Guarantee a porté le taux d’équipement en BESS à plus de 45 % des nouvelles installations solaires résidentielles. L’Italie et l’Espagne bénéficient de la rentabilité de l’autoconsommation, favorisée par des prix de détail élevés de l’électricité, ce qui réduit le principal frein comportemental à l’adoption.

Marché des ressources énergétiques distribuées (DER) en Asie-Pacifique

L’Asie-Pacifique est le plus grand marché régional : elle représentait 42,0 % des revenus en 2025 et affiche un TCAC de 13,9 %. En Chine, les obligations de couplage avec des capacités de stockage imposées aux grandes installations d’énergies renouvelables font des BESS un élément structurel des projets d’énergies renouvelables décentralisées. L’Inde a alloué 2,4 milliards de dollars américains supplémentaires à la phase II du programme PM-KUSUM pour le déploiement de capacités solaires sur les lignes d’alimentation agricoles. ^{[6]Ministry of New and Renewable Energy, www.mnre.gov.in} Les programmes de flexibilité de la demande des services publics japonais ont permis d’agréger d’importantes ressources de flexibilité résidentielles et commerciales. Les avantages en matière de coûts de fabrication et le maintien d’un engagement fort des pouvoirs publics confortent le leadership de l’Asie-Pacifique pendant la période de prévision.

Marché des ressources énergétiques distribuées (DER) au Moyen-Orient et en Afrique

Le Moyen-Orient et l’Afrique représentaient 8,0 % des revenus du marché mondial en 2025 et constituent la région à la croissance la plus rapide, avec un TCAC de 14,2 %. Les programmes de diversification des énergies renouvelables du Conseil de coopération du Golfe — portés notamment par la Vision 2030 de l’Arabie saoudite et la Stratégie énergétique propre 2050 des Émirats arabes unis — stimulent le solaire décentralisé et le stockage destinés à l’autoconsommation industrielle et commerciale. Les systèmes hors réseau et les mini-réseaux restent essentiels à l’élargissement de l’accès à l’énergie en Afrique subsaharienne, où plus de 600 millions de personnes ne disposent pas d’un approvisionnement fiable en électricité. Les contraintes de financement et d’accès au réseau constituent les principaux freins à court terme à l’ampleur du déploiement.

Marché des ressources énergétiques distribuées (DER) en Amérique latine

L’Amérique latine détenait 10,0 % du marché en 2025 et devrait afficher un TCAC de 10,0 %. Le Brésil est le premier marché de la région, avec une capacité solaire décentralisée qui dépassait 40 GW fin 2024, soutenue par des dispositifs de comptage net. Le Chili et la Colombie sont des marchés de croissance secondaires, notamment dans les secteurs minier et agricole, où le remplacement du diesel génère des retombées économiques directes. Les plateformes de réponse à la demande déployées par les services publics de la région gèrent les problèmes de tension et de flux de puissance liés à la forte pénétration du solaire derrière le compteur.

Part de marché des ressources énergétiques distribuées (DER) et paysage concurrentiel

Le marché est modérément concentré. Schneider Electric, Siemens, ABB, GE Vernova et Enel X représentaient ensemble environ 35 % du chiffre d’affaires mondial des DER en 2025. Schneider Electric arrivait en tête, avec une part de 10 %, grâce à l’intégration d’EcoStruxure dans la gestion énergétique des bâtiments, l’informatique en périphérie du réseau et l’orchestration des DERMS. Siemens est présent sur le marché avec Smart Infrastructure et les capacités de DERasset, en particulier auprès des gestionnaires de réseaux de distribution européens. ABB associe conversion de l’énergie, protection du réseau, gestion énergétique et recharge des véhicules électriques. Depuis sa scission de General Electric en avril 2024, GE Vernova se concentre sur la fourniture indépendante de technologies de réseau. Eaton répond aux besoins de gestion énergétique des installations critiques, tandis qu’Enel X se distingue par sa participation directe à la gestion de la demande et aux VPP, et gère plus de 12 GW de capacité distribuée en Amérique du Nord, en Europe et en Asie-Pacifique.

Les quelque 65 % de revenus restants se répartissent entre spécialistes régionaux, fabricants de matériel et fournisseurs de logiciels. Les opérations de fusions-acquisitions se sont accélérées depuis 2023, notamment avec l’acquisition de Royal Power Solutions par Eaton et l’intégration du portefeuille de logiciels industriels d’AVEVA par Schneider Electric. La concurrence évolue : la différenciation, auparavant axée sur le matériel, repose désormais davantage sur les services définis par logiciel, la maîtrise du parc installé et les infrastructures de communication propriétaires. Les entreprises qui établissent des liens interopérables entre les actifs distribués, les systèmes des services publics et les interfaces de marché disposent d’un avantage concurrentiel durable par rapport à celles qui misent uniquement sur les marges du matériel.

ABB propose un vaste portefeuille de solutions DER couvrant la conversion de l’énergie, l’intégration de systèmes de stockage par batteries (BESS), les infrastructures de recharge des véhicules électriques et la protection du réseau. Ability Energy Manager permet la surveillance et le contrôle unifiés des actifs distribués.

AutoGrid Systems fournit, par l’intermédiaire de sa plateforme Flex, des solutions de gestion de la flexibilité de la demande pilotées par l’IA. Déployée auprès de services publics et de fournisseurs d’énergie dans le monde entier, cette plateforme orchestre la réponse à la demande, l’adhésion aux VPP et le pilotage des DER.

Delta Electronics est un fabricant d’électronique de puissance et d’infrastructures énergétiques — notamment de bornes de recharge pour véhicules électriques, d’onduleurs solaires et de contrôleurs de microréseaux — fortement implanté en Asie-Pacifique et dont la présence en Europe s’accroît.

Eaton propose une gestion intégrée de l’énergie sur l’ensemble de la chaîne de valeur des DER, avec une expertise particulière dans les centres de données, les établissements de santé et les applications de résilience industrielle, grâce à sa plateforme Power Xpert.

Enel X exploite la plateforme d’agrégation de VPP et de réponse à la demande JuiceNet en Amérique du Nord, en Europe et en Australie. Elle compte plus de 600 000 actifs inscrits et participe directement aux marchés des principaux marchés de l’énergie américains.

EnergyHub fournit la plateforme DERMS SaaS Mercury, déployée auprès de services publics nord-américains pour l’orchestration d’actifs résidentiels et commerciaux, la réponse à la demande et les services réseau.

Enphase Energy est un acteur de premier plan dans les domaines des micro-onduleurs résidentiels et de la gestion énergétique domestique. L’entreprise dispose d’un important parc installé aux États-Unis et en Europe, ainsi que de solutions modulaires de stockage par batterie résidentielle qui assurent l’alimentation de secours et permettent de participer à des programmes de centrales électriques virtuelles (VPP).

Exide Technologies fabrique des solutions de batteries au plomb-acide et lithium-ion pour le stockage stationnaire et l’alimentation de secours. L’entreprise se positionne sur les architectures hybrides associant systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) et générateurs pour les infrastructures critiques.

GE Vernova est un fournisseur indépendant de technologies de réseau depuis sa scission en 2024. Ses capacités d’intégration des ressources énergétiques distribuées s’appuient sur GridSolutions, SCADA et des logiciels avancés de gestion de la distribution.

Generac Holdings répond aux besoins des clients résidentiels et commerciaux soucieux de résilience grâce à la production d’électricité de secours, au stockage d’énergie par batterie résidentielle et à des systèmes avancés de gestion de l’énergie.

Hitachi Energy fournit des systèmes ADMS, SCADA et de gestion des réseaux aux services publics qui gèrent une forte pénétration des ressources distribuées. L’entreprise est bien implantée sur les marchés des services publics au Japon, en Australie et en Amérique du Nord.

Honeywell intervient dans le domaine des ressources énergétiques distribuées par l’intermédiaire de ses divisions de gestion des bâtiments et de solutions énergétiques. L’entreprise propose des capacités d’optimisation énergétique pilotées par l’IA pour de grands portefeuilles commerciaux, notamment des aéroports, des hôpitaux et des campus industriels.

NextEra Energy Resources est le plus grand producteur d’énergie renouvelable en Amérique du Nord. L’entreprise gère un portefeuille composé d’actifs solaires, éoliens, de stockage et de réponse à la demande, à l’échelle des services publics comme distribués, au sein de plusieurs organisations de transport d’électricité américaines.

Schneider Electric occupe la position de leader du marché avec une part de marché de 10 %. L’entreprise s’appuie sur EcoStruxure pour relier les systèmes DERMS, la gestion des bâtiments, l’automatisation industrielle et l’informatique en périphérie du réseau. Ces solutions sont déployées auprès de plus de 40 clients du secteur des services publics dans le monde.

Siemens assure l’intégration des ressources énergétiques distribuées grâce aux solutions Smart Infrastructure, DERasset et Xcelerator. L’entreprise est particulièrement bien implantée sur les marchés européens des gestionnaires de réseaux de distribution et développe sa présence auprès des services publics en Asie-Pacifique.

SolarEdge Technologies est un fournisseur de premier plan d’onduleurs et de solutions d’optimisation énergétique. Son offre comprend des solutions solaires avec stockage et de recharge des véhicules électriques destinées aux marchés commercial et résidentiel en Europe, en Amérique du Nord et en Asie-Pacifique.

Sunrun Inc. est la plus grande entreprise américaine spécialisée dans l’énergie solaire résidentielle et le stockage. Elle associe le déploiement d’équipements à la participation à des programmes de centrales électriques virtuelles et comptait plus de 900 000 systèmes installés chez ses clients au premier trimestre 2025.

Tesla propose des solutions de ressources énergétiques distribuées pour les marchés résidentiel et commercial, notamment des systèmes de stockage, la plateforme logicielle Autobidder pour la participation autonome aux marchés de l’énergie et un vaste réseau d’infrastructures de recharge des véhicules électriques.

Virtual Peaker fournit aux services publics d’Amérique du Nord et d’Amérique latine une plateforme DERMS native du cloud intégrant la réponse à la demande. Celle-ci permet une intégration rapide de divers types d’actifs résidentiels et commerciaux.

Zunder est un opérateur européen d’infrastructures de recharge des véhicules électriques dont le réseau est principalement implanté en Espagne, au Portugal et dans le sud de l’Europe. L’entreprise se positionne comme un fournisseur clé d’infrastructures publiques de recharge sur des marchés où la pénétration des véhicules électriques s’accélère.

Évolutions récentes du secteur

• Juin 2026 : Schneider Electric a annoncé une extension d’EcoStruxure DERMS afin de prendre en charge le pilotage prédictif fondé sur l’IA de portefeuilles multi-actifs, les premiers déploiements auprès de services publics nord-américains étant prévus au T3 2026.
• Avril 2026 : La Commission européenne a publié des lignes directrices actualisées relatives à la loi sur l’industrie « zéro net », établissant des délais d’autorisation accélérés pour les installations de stockage d’énergie décentralisées de moins de 10 MW et visant à réduire de 50 % les délais d’approbation du raccordement au réseau dans les États membres de l’UE.
• Février 2026 : GE Vernova a intégré le logiciel de gestion DER GridSolutions au cadre de simulation OpenDER de l’EPRI, permettant aux clients des services publics de modéliser les effets des parcs de DER sur les réseaux de distribution avant leur déploiement physique.
• Novembre 2025 : Megapack de Tesla a obtenu un contrat d’approvisionnement de 1,5 GWh avec Pacific Gas & Electric pour le déploiement de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) décentralisés raccordés au réseau dans les postes de distribution de Californie.
• Septembre 2025 : La plateforme VPP JuiceNet d’Enel X a dépassé les 600 000 actifs inscrits en Amérique du Nord, avec une capacité de réponse à la demande supérieure à 4 GW dans les territoires de CAISO, PJM et ERCOT.