La société Sunrun a réussi à renforcer la stabilité du réseau électrique de Porto Rico en s'appuyant sur son réseau de « centrales électriques virtuelles » (Virtual Power Plant - VPP), qui regroupe des milliers de batteries domestiques. Ces batteries ont été utilisées pour soutenir le réseau pendant 18 jours consécutifs au cours du mois d'octobre dernier.
La technologie de la centrale virtuelle repose sur la connexion de batteries distribuées à travers des milliers de propriétés, coordonnant leur fonctionnement pour agir comme une source d'énergie unifiée en cas de besoin. Selon les données de l'entreprise, son réseau à Porto Rico compte désormais près de 70 000 batteries, capables de fournir en moyenne 45 mégawatts (MW) pendant quatre heures à chaque fois. Ce réseau a été activé plus de 60 fois depuis avril dernier, y compris lors des déploiements quotidiens qui ont débuté le 13 octobre pour faire face à une vague de chaleur inhabituelle.
Mécanisme de fonctionnement et croissance technique
Le réseau de Sunrun a connu une croissance accélérée, passant d'environ 4 000 clients en 2024 à plus de 30 000 en 2025, pour atteindre les niveaux actuels. L'entreprise est désormais le plus grand agrégateur d'énergie dans le cadre du programme de partage d'énergie par batterie pour les clients (CBES) à Porto Rico.
L'opérateur du réseau sur l'île, la société LUMA, sollicite les ressources du programme CBES lorsqu'il prévoit que la demande en électricité ou les besoins en réserve dépasseront les niveaux de production disponibles. Dans ce cas, des entreprises comme Sunrun gèrent automatiquement la réponse des batteries, permettant de décharger l'énergie stockée dans les maisons pour soutenir le réseau public.
Pourquoi cette évolution est-elle importante ?
L'importance de cette solution technique réside dans les défis majeurs auxquels Porto Rico est confronté dans le secteur de l'énergie ; les résidents paient certains des prix de l'électricité les plus élevés des États-Unis, le prix moyen du kilowattheure ayant atteint 26,36 cents en août, contre une moyenne de 18,16 cents aux États-Unis.
Outre le coût, l'île souffre de problèmes de fiabilité, la durée moyenne des coupures de courant ayant atteint 36 heures pour les clients en 2025, soit une augmentation de 19 % par rapport à 2024. La technologie des centrales virtuelles permet d'utiliser les équipements déjà présents dans les maisons pour sécuriser l'énergie sans attendre la construction de nouvelles centrales de production. De plus, les propriétaires reçoivent une compensation financière en échange du partage d'une partie de la capacité de leurs batteries, tout en conservant une réserve suffisante pour un usage personnel.
Limites et défis futurs
Malgré le succès obtenu, une lacune technique subsiste. Les agrégateurs participant au programme ont expliqué dans un rapport réglementaire en avril que le programme n'avait pas pu empêcher toutes les coupures de courant programmées en 2025, car certains déficits d'approvisionnement dépassaient la capacité du programme, qui est d'environ 50 mégawatts pendant quatre heures. Les participants cherchent actuellement à enregistrer davantage de batteries pour augmenter la capacité de stockage et couvrir des déficits d'approvisionnement plus importants.