En 2024, vent et solaire représentent en moyenne 29% de l’électricité de l’UE, avec un pic mensuel d’environ 33% en avril. Certains pays européens individuels dépassent 40% voire 60%, mais pas l’Europe agrégée. Mais une panne de grande envergure dans une région à dominante renouvelable peut faire s’effondrer la fréquence du réseau en moins de dix secondes. Pas faute de watts. Faute de logiciel.

Ce glissement, du mégawatt à l’algorithme, est l’un des enjeux les moins visibles de la transition énergétique. Et il a une géographie précise : Shenzhen, Hefei, Pékin.

L’essentiel

  • Les onduleurs “grid-forming” sont désormais la pièce maîtresse de la stabilité des réseaux à forte pénétration renouvelable, remplaçant l’inertie mécanique des turbines à vapeur par une stabilité synthétique programmée.
  • Sungrow, Huawei Digital Power, BYD et les universités Tsinghua et Shandong concentrent l’essentiel des brevets mondiaux sur la technologie VSG (Virtual Synchronous Generator), le coeur du contrôle grid-forming.
  • Des incidents de fréquence documentés en Australie, en Espagne et au Royaume-Uni ont mis en évidence la dépendance croissante des réseaux modernes à ces couches logicielles.
  • L’Europe dispose des objectifs climatiques mais pas de la propriété intellectuelle ni des techniciens formés pour concevoir, certifier et auditer ces systèmes. Des centres de formation et de certification émergent en 2026, mais le retard est structurel.

Il y a dix ans, les ingénieurs réseau mesuraient la solidité d’un système électrique en gigawatts de puissance installée et en secondes d’inertie mécanique. Plus les turbines étaient lourdes, plus elles tournaient vite, et plus le réseau absorbait naturellement les chocs : une panne soudaine, un pic de consommation inattendu, une tempête qui coupe une ligne. La physique des grands rotors en acier compensait les erreurs humaines et les aléas climatiques. Ce coussin mécanique, personne ne l’avait conçu. Il était simplement là, héritage de cent ans d’électricité thermique.

Ce coussin disparaît. Chaque panneau solaire, chaque éolienne connectée via un convertisseur électronique réduit la masse tournante totale du réseau. Une région qui produit 70% de son électricité avec du solaire un jour de juillet ressemble, du point de vue du réseau, à une pièce meublée de coussins en papier. La moindre perturbation non amortie peut provoquer une cascade de délestages en quelques secondes.

La solution existe. Elle s’appelle “grid-forming inverter”, ou onduleur formateur de réseau. Et c’est là que la géopolitique entre dans la physique.

Ce que l’inertie mécanique cachait

Un réseau électrique stable est un réseau dont la fréquence reste proche de 50 Hz en Europe, 60 Hz aux États-Unis. L’inertie mécanique des turbines à vapeur, des centrales nucléaires, des grands groupes hydro-électriques agit comme un amortisseur naturel : si la consommation augmente brutalement, les rotors ralentissent légèrement, libèrent de l’énergie cinétique et donnent aux opérateurs le temps de réagir. Ce délai, mesuré en secondes, est ce qui distingue un réseau robuste d’un réseau fragile.

Quand les renouvelables intermittents prennent de la place, ils emportent avec eux les onduleurs classiques, dits “grid-following”. Ces appareils se contentent de synchroniser leur sortie sur la fréquence existante du réseau. Ils la suivent, ils ne la tiennent pas. Dans un réseau à forte dominante solaire ou éolienne, ce modèle crée une dépendance circulaire : chacun suit les autres, personne ne stabilise. En cas de panne majeure, la fréquence peut s’effondrer avant même que les systèmes de protection aient le temps de réagir.

L’incident du 9 août 2019 au Royaume-Uni l’a illustré de façon brutale. Une turbine offshore (Hornsea, ~737 MW) et une centrale à gaz (Little Barford, ~244 MW) ont décroché simultanément, entraînant une perte de production initiale d’environ 1,38 GW, élargie à quelque 2 100 MW en incluant la déconnexion de génération distribuée non conforme. Environ 973 MW de demande ont dû être délestés via le mécanisme LFDD, privant un million de foyers de courant. L’enquête d’Ofgem a conclu que la cause était la perte simultanée de ces deux grandes centrales dépassant la réserve disponible, combinée à la déconnexion de génération distribuée dont les protections n’étaient pas conformes aux paramètres requis. National Grid a confirmé que les niveaux d’inertie étaient adéquats au moment de l’incident : ce n’est donc pas la faible inertie qui a amplifié la cascade, mais bien la conjonction de ces pertes de production dépassant les marges de réserve prévues. Ce n’était pas une panne classique. C’était un avant-goût de ce qu’un réseau insuffisamment dimensionné en réserves peut faire.

L’onduleur qui simule une turbine

La réponse technique est élégante. Plutôt que de recréer de l’inertie physique en installant des masses tournantes inutiles, les ingénieurs ont développé des onduleurs capables de simuler par logiciel le comportement d’une turbine synchrone. Ces onduleurs “grid-forming” détectent en permanence l’état du réseau et ajustent leur sortie de manière proactive, sans attendre d’être guidés. Ils forment la fréquence au lieu de la suivre.

Le coeur de cette technologie s’appelle Virtual Synchronous Generator, ou VSG. L’algorithme reproduit mathématiquement l’équation du rotor d’une turbine à vapeur : inertie virtuelle, amortissement synthétique, réponse aux perturbations. Quand la fréquence chute, l’onduleur injecte instantanément de la puissance supplémentaire, exactement comme le ferait un rotor qui ralentit en libérant son énergie cinétique. La différence : tout cela se passe dans un microprocesseur, en quelques millisecondes.

Les premiers essais de “black start”, c’est-à-dire de redémarrage d’un réseau à partir de zéro sans source d’alimentation externe, réalisés avec des onduleurs grid-forming en Australie et au Royaume-Uni entre 2021 et 2023, ont validé la faisabilité technique. En Australie, le gestionnaire AEMO a conduit des tests dans le réseau de Tasmanie, parvenant à maintenir la stabilité lors de scénarios de perte totale de production conventionnelle. C’est une démonstration concrète : un réseau 100% renouvelable peut être stable, à condition que ses onduleurs soient capables de tenir le réseau, pas seulement de l’alimenter.

Sungrow, Huawei, BYD : le contrôle par les brevets

C’est ici que la dépendance technologique devient stratégique. Les brevets sur les algorithmes VSG et les architectures grid-forming sont massivement concentrés en Chine. Selon les données de Wood Mackenzie, Huawei est le premier fabricant mondial d’onduleurs toutes catégories confondues avec environ 30% de part de marché global, Sungrow occupant le deuxième rang. Ensemble, les deux entreprises détiennent 55% du marché global. Huawei Digital Power, division du géant de Shenzhen, occupe donc le premier rang mondial — et non le second comme on le lit parfois. BYD, connu pour ses batteries et ses véhicules électriques, a développé une division énergie qui produit ses propres onduleurs grid-forming. Aux côtés de ces industriels, les universités Tsinghua et Shandong ont publié des volumes significatifs de recherche fondamentale sur le contrôle VSG, alimentant un pipeline de brevets qui consolide l’avance chinoise sur la couche logicielle.

Cette concentration n’est pas le résultat d’un accident industriel. Elle reflète une stratégie délibérée. La Chine a massivement subventionné sa filière photovoltaïque depuis les années 2000, ce qui lui a donné un volume de déploiement suffisant pour accumuler une expérience réseau sans équivalent ailleurs. Les ingénieurs de Sungrow et de Huawei ont résolu des problèmes de stabilité dans des provinces chinoises qui produisaient déjà 60 à 80% de leur électricité avec du solaire au moment où l’Europe en était encore à débattre de ses objectifs 2030. L’expérience pratique est elle-même un actif de propriété intellectuelle.

Pour les gestionnaires de réseau européens, cela crée une situation inconfortable. Installer des onduleurs grid-forming chinois pour stabiliser les réseaux européens résout le problème physique. Mais cela transfère le contrôle de la couche logicielle critique à des acteurs dont les décisions dépendent, in fine, d’un gouvernement étranger. La question n’est pas hypothétique : en 2022, la Commission européenne a commencé à examiner les risques liés à la présence de composants Huawei dans les infrastructures critiques, une démarche qui s’est d’abord appliquée aux télécoms mais dont la logique s’étend naturellement aux réseaux électriques.

La taxe carbone européenne crée déjà des tensions asymétriques dans les chaînes de valeur énergétiques mondiales. L’onduleur grid-forming ajoute une couche de dépendance technologique que les tarifs douaniers seuls ne résoudront pas.

Le déficit de techniciens et l’angle mort de la formation

Derrière le problème de brevets se cache un problème plus immédiat : l’Europe manque de techniciens capables de concevoir, paramétrer, certifier et auditer des onduleurs grid-forming. Ce déficit est structurel et sous-estimé.

Un onduleur grid-forming n’est pas un équipement qu’on installe et qu’on oublie. Son comportement dépend des paramètres VSG : inertie virtuelle, amortissement, temps de réponse, interaction avec les autres sources du réseau. Un mauvais réglage peut aggraver les oscillations au lieu de les amortir. Dans un réseau complexe avec des dizaines de sources interconnectées, la coexistence de plusieurs onduleurs de marques différentes, avec des algorithmes de contrôle propriétaires différents, peut créer des interactions imprévisibles. Les ingénieurs qui gèrent ces systèmes doivent maîtriser à la fois la physique des réseaux, l’électronique de puissance et la théorie du contrôle. Cette combinaison est rare.

Les cursus universitaires européens d’électrotechnique et de génie électrique forment des ingénieurs sur les réseaux classiques à inertie mécanique. La montée en puissance des onduleurs grid-forming y est encore traitée comme un sujet de recherche avancé, pas comme une compétence opérationnelle de base. Le marché du travail reflète ce retard : les offres d’emploi pour des ingénieurs spécialisés en contrôle grid-forming se multiplient depuis 2023, sans que l’offre de formation suive.

En 2026, des initiatives émergent. Le réseau des gestionnaires de réseaux de transport européens ENTSO-E a lancé des groupes de travail sur les exigences techniques des onduleurs grid-forming, en vue de définir des standards d’interconnexion communs. Quelques centres de formation spécialisés, notamment au Danemark et en Allemagne, ont intégré des modules dédiés dans leurs programmes d’ingénierie électrique. L’université technique de Munich et l’École Polytechnique Fédérale de Lausanne ont publié des cursus de certification pour ingénieurs en activité. Ces initiatives restent modestes par rapport à l’ampleur du déploiement prévu.

Les leviers existent, encore faut-il les activer

Il serait inexact de conclure que l’Europe est condamnée à la dépendance. Plusieurs mécanismes peuvent inverser ou au moins contenir la dynamique.

Le premier est la standardisation des interfaces. Si les gestionnaires de réseau européens imposent des standards d’interconnexion stricts qui décrivent précisément comment un onduleur grid-forming doit se comporter dans des scénarios de perturbation définis, l’avantage compétitif des fabricants chinois sur la couche logicielle propriétaire diminue. Un standard d’interconnexion contraignant oblige tous les fournisseurs à respecter des comportements définis de l’extérieur, réduisant la marge de différenciation par l’algorithme opaque. La Commission européenne, via le règlement sur les réseaux (Network Code on High Voltage Direct Current, HVDC), a déjà posé des précédents en matière de standardisation technique imposée aux équipements connectés aux réseaux. La même logique peut s’appliquer aux onduleurs.

Le deuxième levier est la certification mutualisée. Aujourd’hui, les tests de conformité pour les onduleurs grid-forming sont fragmentés entre les États membres, avec des exigences qui varient d’un gestionnaire de réseau à l’autre. Un centre européen de certification mutualisé, sur le modèle de ce qui existe pour les équipements aéronautiques avec l’EASA, permettrait de créer un marché unique de la conformité et de financer l’expertise technique nécessaire pour auditer les algorithmes de contrôle. C’est une dépense publique qui crée une souveraineté réelle.

Le troisième est le financement de la recherche sur les alternatives. ABB, Siemens Energy et Schneider Electric ont des divisions actives en électronique de puissance et investissent dans les onduleurs grid-forming. Leur capacité à rivaliser avec Sungrow et Huawei sur les volumes et les prix à court terme est limitée. Mais sur la qualité du contrôle, la transparence algorithmique et l’intégration aux systèmes de gestion réseau européens, ils ont des atouts que les acheteurs publics peuvent valoriser explicitement dans les critères d’appel d’offres. Les marchés publics, quand ils intègrent des critères de souveraineté technologique vérifiables, peuvent orienter la demande plus efficacement que les seules subventions à la R&D.

L’expérience australienne est instructive. Le marché australien, qui concentre certains des problèmes de stabilité les plus aigus au monde du fait de sa géographie et de sa forte pénétration renouvelable, a produit des standards techniques et des exigences de certification parmi les plus avancés. Des fabricants comme SMA Solar Technology, d’origine allemande, ont développé des solutions grid-forming compétitives en partie parce que le marché australien exigeait des performances que seuls les meilleurs pouvaient atteindre. La demande exigeante crée l’offre de qualité.

Ce que le réseau européen devra décider avant 2030

L’échéance n’est pas lointaine. La directive RED III fixe un objectif contraignant de 42,5% de la consommation finale d’énergie provenant de sources renouvelables d’ici 2030, assorti d’un objectif indicatif de 45% — lequel n’est pas contraignant mais constitue un horizon politique affiché. Dans plusieurs pays membres, Allemagne, Espagne, Danemark, la part renouvelable dans la production électrique atteint déjà des niveaux suffisants pour que la stabilité réseau devienne un enjeu opérationnel immédiat, pas une préoccupation de planificateurs.

Le paradoxe de la transition actuelle est que les pays les plus avancés sur le solaire et l’éolien sont aussi ceux qui accumulent le plus vite une dépendance sur la couche de contrôle. L’Espagne, qui a franchi 60% de renouvelables dans sa production électrique certains jours de 2024, déploie des onduleurs dont les algorithmes critiques sont en grande partie écrits à Shenzhen ou à Hefei. La décision n’a pas été prise consciemment. Elle s’est faite par défaut, au rythme des appels d’offres remportés par les fabricants les moins chers.

Ce type de dépendance sur les infrastructures critiques, l’Europe l’a appris à ses dépens sur le gaz naturel. La différence avec la dépendance gazière russe est que la dépendance algorithmique est moins visible, plus distribuée, et plus difficile à désengager une fois installée. On ne remplace pas un algorithme de contrôle intégré dans dix mille onduleurs répartis sur un territoire en quelques saisons.

La bonne nouvelle est que la prise de conscience est en cours. Les travaux d’ENTSO-E sur les standards grid-forming, les réflexions de la Commission sur l’extension du cadre de sécurité des infrastructures critiques aux équipements réseau, les premiers programmes de formation spécialisée : les instruments existent. Le financement de l’éolien offshore a montré que les objectifs sans visibilité sur les coûts réels peuvent mener à des impasses budgétaires. La stabilité des réseaux renouvelables risque de produire la même désillusion si la dépendance technologique n’est pas intégrée dans les calculs dès maintenant.

La question qui se pose aux décideurs européens d’ici 2030 n’est pas de savoir si l’on fait la transition. Elle est de décider qui écrit les règles d’interopérabilité du réseau de demain. Ce choix se fait maintenant, dans les appels d’offres, les standards techniques et les curricula universitaires. Pas dans les discours sur la souveraineté.

Sources

  1. Beyond Tomorrow / ScienceDirect — Grid-Forming Inverters: Renewables Integration and Black Start Trials : https://beyondtmrw.org/article/grid-forming-inverters-renewables-integration-black-start-trials
  2. Ofgem — 9 August 2019 power outage report, Office of Gas and Electricity Markets, 2019 : https://www.ofgem.gov.uk/publications/investigation-9-august-2019-power-outage
  3. AEMO — Black system South Australia 28 September 2016 et rapports sur les essais grid-forming en Tasmanie, Australian Energy Market Operator
  4. ENTSO-E — Groupe de travail Grid-Forming, publications techniques 2024-2026, European Network of Transmission System Operators for Electricity
  5. Wood Mackenzie — Global Inverter Market Share Report, données 2023-2024 : https://www.woodmac.com/press-releases/global-pv-inverter-shipments-grew-by-10-in-2024-to-589-gwac/
  6. Commission européenne — Directive RED III (2023/2413), objectifs renouvelables 2030 : https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/renewable-energy-directive-targets-and-rules/renewable-energy-directive_en
  7. Red Eléctrica de España (REE) — rapports de production électrique 2024 : https://www.ree.es/en/press-office/press-release/news/press-release/2025/01/renewable-energies-generated-56-per-cent-spains-electricity-mix-2024
  8. Ember — European Electricity Review 2025 (parts annuelles vent+solaire UE) : https://ember-energy.org/latest-insights/european-electricity-review-2025/2024-at-a-glance/
  9. UK Government E3C — GB Power Disruption Interim Report 2019 : https://assets.publishing.service.gov.uk/media/5d96100340f0b61743bd4cc3/20191003_E3C_Interim_Report_into_GB_Power_Disruption.pdf
  10. PatSnap — Grid Forming Inverter Technology Landscape 2026 : https://www.patsnap.com/resources/blog/articles/grid-forming-inverter-technology-landscape-2026/
  11. ESS News — BYD HaoHan et GC Flux grid-forming inverter (2025) : https://www.ess-news.com/2025/09/19/byd-unveils-worlds-largest-14-5-mwh-dc-energy-storage-system/