Plus de 2 500 gigawatts de projets d’énergie propre attendent d’être raccordés au réseau mondial. C’est davantage que la capacité électrique totale de l’Union européenne. Ces projets existent. Les contrats sont signés, les panneaux commandés, les turbines commandées. Ils ne produisent pas un kilowattheure parce qu’ils ne sont pas branchés.

Le débat sur la transition énergétique se fixe sur les mauvaises variables. On discute du coût des panneaux solaires, de la puissance des éoliennes offshore, de la compétitivité de l’hydrogène vert. Ces questions comptent. Mais le goulot d’étranglement réel de la décennie n’est ni la technologie ni le financement des projets : c’est le câble, le transformateur et la procédure administrative qui les précède. Là où des milliers de gigawatts sont immobilisés, les solutions existent — elles relèvent de la régulation intelligente, pas de l’ingénierie de pointe.

L’essentiel

  • Plus de 2 500 GW de projets d’énergie propre sont bloqués dans les files de raccordement mondiales, soit plus que la capacité électrique totale de l’Union européenne, selon l’AIE (Electricity 2026)
  • Aux États-Unis, 80 % des projets qui entrent en file de raccordement se retirent avant d’être connectés, selon le Lawrence Berkeley National Laboratory
  • Les délais médians de raccordement ont atteint quatre à cinq ans aux États-Unis et en Europe, contre deux ans au début des années 2010
  • Le coût des composants réseau a fortement progressé en cinq ans ; l’AIE estime que l’investissement réseau mondial doit passer de 400 à 600 milliards de dollars par an d’ici 2030
  • Des réformes de procédure à coût quasi nul — études groupées, connexions non fermes — peuvent débloquer des centaines de gigawatts sans attendre les grands chantiers d’infrastructure

Quatre à cinq ans d’attente pour un projet qui ne verra peut-être jamais le réseau

Le délai médian entre le dépôt d’une demande de raccordement et la décision finale en Espagne, au Royaume-Uni ou aux États-Unis a doublé depuis le début des années 2010. Il atteint aujourd’hui quatre à cinq ans selon les données compilées par l’AIE dans son rapport Electricity 2026. En Allemagne, certains parcs éoliens terrestres attendent sept ans. Et encore : attendre n’est pas le pire scénario. Le Lawrence Berkeley National Laboratory documente qu’aux États-Unis, 80 % des projets qui entrent en file de raccordement se retirent avant d’être connectés. Ils disparaissent, non parce qu’ils sont mauvais, mais parce que les règles du jeu les rendent non viables économiquement avant même qu’un câble soit posé.

Ce phénomène n’est pas marginal. Il est systémique. La file américaine atteignait fin 2023 environ 2 600 GW de projets en attente — soit 2,5 fois la capacité électrique installée du pays. La file britannique représente plusieurs fois le parc éolien offshore existant. En Europe continentale, l’Espagne gère une accumulation de demandes qui dépasse sa propre capacité de traitement administrative. Ces files ne sont pas des stocks sains : elles sont gonflées par des projets spéculatifs, des doublons, des demandes déposées pour réserver une place sans intention ferme de construire. Mais même en les écrêtant, le solde de projets sérieux bloqués reste massif.

Le problème a une logique interne simple. Le modèle dominant d’étude de raccordement — dit “étude individuelle projet par projet” — traite chaque demande dans l’ordre d’arrivée. Quand le nombre de demandes explose, comme depuis 2020, le gestionnaire de réseau est submergé. Les études s’accumulent. Chaque nouveau projet modifie les contraintes des projets précédents. Le système se paralyse par la mécanique même de ses règles, pas par manque de bonne volonté.

Un coût réseau qui s’envole, pendant que les panneaux solaires divisent leur prix par dix

Le coût d’un panneau solaire a chuté d’environ 90 % en dix ans. C’est l’histoire que tout le monde raconte. L’autre histoire, moins racontée, est celle du transformateur de puissance : son prix a augmenté de 60 à 80 % entre 2020 et 2024, selon les données de Wood Mackenzie et Power Mag — certains petits transformateurs de distribution ayant connu des hausses encore plus marquées, proches d’un doublement. Les câbles sous-marins haute tension ont suivi une trajectoire similaire. Les disjoncteurs, les postes de raccordement, les équipements de compensation de puissance réactive — tout le matériel qui permet à l’électricité de voyager du point de production au point de consommation — a connu une inflation sévère sous l’effet simultané de la demande mondiale, des tensions sur les chaînes d’approvisionnement et de la concentration industrielle du secteur.

L’AIE chiffre l’investissement mondial dans les réseaux électriques à environ 400 milliards de dollars par an en 2024. Pour permettre l’intégration des volumes d’énergies renouvelables prévus d’ici 2030, ce chiffre doit atteindre 600 milliards. L’écart — 200 milliards de dollars annuels — est considérable, mais il l’est moins que l’écart d’investissement cumulé des deux dernières décennies. Les réseaux ont été sous-financés pendant des années parce que les prix de l’électricité régulés ne rémunéraient pas suffisamment les gestionnaires, parce que la priorité politique allait aux projets visibles — l’éolienne et le panneau — plutôt qu’aux lignes et aux postes, et parce que l’urgence n’était pas encore là.

Elle est là maintenant. La demande d’électricité repart à la hausse dans presque toutes les économies avancées, portée par les data centers, la chaleur industrielle, les pompes à chaleur et les véhicules électriques. L’AIE prévoit que la consommation mondiale d’électricité augmentera de plus de 4 % par an jusqu’en 2027. Un réseau déjà tendu doit donc absorber simultanément plus de demande et plus de production intermittente — et le faire avec une infrastructure conçue pour un autre siècle.

Les fabricants de transformateurs de puissance, essentiellement européens et américains (ABB, Siemens Energy, Hitachi Energy), sont à pleine capacité. Les délais de livraison pour un transformateur de grande puissance atteignent deux à trois ans. Même quand le raccordement est accordé, l’équipement peut manquer.

Ce que la Grande-Bretagne et l’Espagne ont compris que d’autres n’ont pas encore fait

La bonne nouvelle est que les solutions les plus efficaces ne nécessitent ni technologie de rupture ni investissement massif. Elles nécessitent de la régulation intelligente.

Le Royaume-Uni a lancé en 2024 une réforme de sa file de raccordement — la “queue reform” — qui a supprimé des centaines de gigawatts de demandes spéculatives ou non viables pour reconstituer une file assainie et traitable. L’Ofgem, le régulateur, a introduit des critères de sérieux plus stricts : les développeurs doivent démontrer un niveau d’avancement du projet avant d’entrer en file. Le résultat est contre-intuitif : en réduisant la file sur le papier, le Royaume-Uni a accéléré les raccordements réels.

L’Espagne a expérimenté les “cluster studies” — les études groupées. Plutôt que d’évaluer chaque projet individuellement, le gestionnaire de réseau Red Eléctrica évalue simultanément un groupe de projets voisins, identifie les renforcements nécessaires une seule fois, et répartit les coûts. L’efficacité administrative est sans comparaison avec le mode individuel. Une étude groupée peut traiter en un an ce que le système classique traitera en cinq.

Les États-Unis ont amorcé une réforme similaire. La Federal Energy Regulatory Commission (FERC) a adopté en 2023 son Order 2023, qui impose aux gestionnaires de réseau américains de passer aux études groupées et de durcir les exigences de dépôt. Les premiers résultats sont attendus pour 2025 et 2026. L’ambition est de réduire les délais médians de moitié. Cet article est loin d’être le seul à suivre cette transition de la filière — les dynamiques similaires dans d’autres segments de l’industrie verte montrent que la politique industrielle et la régulation se jouent rarement là où les projecteurs sont braqués.

Une autre solution, déployée en Irlande, en Finlande et partiellement au Royaume-Uni, est la connexion “non ferme” ou “flexible”. Un projet se raccorde au réseau mais accepte contractuellement d’être délésté lors des heures de congestion. En contrepartie, il bénéficie d’un raccordement quasi immédiat. Pour un parc éolien ou solaire dont la production est déjà variable, accepter quelques heures de délestage par an contre des années d’attente en moins est souvent économiquement avantageux. Ce modèle libère des capacités réseau sans poser un seul câble supplémentaire.

Les acteurs qui font avancer le chantier

L’Agence internationale de l’énergie joue un rôle de documentation et de pression rarement reconnu à sa juste valeur. En publiant Electricity 2026 avec un chapitre entier consacré aux réseaux — chiffrant pour la première fois de façon systématique les files mondiales et les délais par pays — l’AIE a fourni aux régulateurs et aux gouvernements un argumentaire factuel. Les ministères qui hésitaient à engager des réformes de procédure coûteuses politiquement disposent désormais d’un diagnostic commun.

L’initiative internationale lancée sous la présidence française du G7 en 2023 — la “Grid Declaration” — a réuni des engagements d’investissement réseau et des promesses de réforme réglementaire de la part de la plupart des économies du G7. Les résultats restent inégaux, mais le cadre politique est posé.

Côté privé, des entreprises comme Amprion en Allemagne, National Grid au Royaume-Uni ou Elia en Belgique ont lancé des programmes d’investissement massifs pour moderniser les lignes de transmission. Ces gestionnaires de réseau, historiquement peu visibles dans le débat public, sont devenus des acteurs centraux de la décarbonation. Leur capacité à emprunter sur les marchés, à conditions réglementées, détermine en partie le rythme des raccordements.

Des fonds d’infrastructure spécialisés — Copenhagen Infrastructure Partners, Macquarie, Brookfield — ont identifié le réseau comme une classe d’actifs en forte croissance. Les rendements régulés, prévisibles sur vingt ans, correspondent à leur profil de risque. Cette convergence entre capital patient et besoin d’investissement est une des conditions favorables que le secteur n’avait pas il y a dix ans.

Le problème n’est donc pas l’argent disponible, ni la technologie. C’est la vitesse à laquelle les projets d’infrastructure réseau obtiennent leurs permis. En Europe, un projet de ligne de transmission prend en moyenne un nombre considérable d’années entre la décision et la mise en service. C’est là que la régulation intelligente doit s’attaquer, avec des procédures accélérées pour les projets d’intérêt européen commun, comme le Règlement TEN-E révisé en 2022 tente de le faire.

La règle du dernier kilomètre et l’inégalité de la transition

Les pays du Sud global font face à une version plus aiguë du même problème. En Afrique subsaharienne, en Asie du Sud-Est et dans une partie de l’Amérique latine, le réseau de distribution — la “basse tension”, le dernier kilomètre entre le poste et le foyer — est soit inexistant, soit trop dégradé pour accueillir des productions décentralisées.

Cette situation crée une asymétrie profonde dans la transition énergétique mondiale. Les pays riches ont les réseaux mais manquent de capacité administrative pour traiter les raccordements ; les pays pauvres manquent du réseau lui-même. Les solutions diffèrent radicalement. Pour les premiers, la réforme de procédure suffit à débloquer des centaines de gigawatts déjà financés. Pour les seconds, il faut construire le réseau avant même de poser la question du raccordement.

Selon les dernières données publiées par l’IEA, l’IRENA et leurs partenaires dans le rapport Tracking SDG 7 (2025), environ 666 millions de personnes n’ont toujours pas accès à l’électricité dans le monde. L’atteinte de l’accès universel d’ici 2030 implique d’électrifier cette population, dont la majorité devra être atteinte par des solutions hors réseau ou mini-réseau — exactement parce que le réseau conventionnel ne les atteindra pas à temps. Des entreprises comme Bboxx au Kenya ou SunCulture en Afrique de l’Est déploient des kits solaires et des mini-réseaux ruraux qui contournent l’absence d’infrastructure centralisée. C’est de la transition par défaut, pas par choix : elle fonctionne pour l’accès de base, mais elle ne soutient pas l’industrialisation.

La fracture réseau est donc aussi une fracture de développement. Un pays qui ne peut pas raccorder ses projets d’énergie propre ne peut pas décarboner son économie, mais il ne peut pas non plus créer les conditions d’une industrie compétitive. L’accès à une électricité propre, abondante et fiable est une condition du développement industriel — ce que le Vietnam a compris dans sa stratégie de montée en gamme, documentée ici dans une autre perspective.

Ce que révèle le goulot d’étranglement réseau

L’histoire du câble et du poteau enseigne plusieurs choses sur la mécanique du progrès.

D’abord, les gains spectaculaires de coût sur une technologie — le panneau solaire — peuvent être neutralisés par des rigidités administratives dans un autre maillon de la chaîne. La baisse de 90 % du coût du solaire n’a aucune valeur si le projet attend cinq ans dans une file de raccordement et disparaît avant d’être branché. Le progrès technique et le progrès institutionnel doivent avancer ensemble.

Ensuite, les réformes qui débloquent le plus de valeur ne sont pas toujours celles qui coûtent le plus cher. Une étude groupée coûte moins qu’une étude individuelle et traite dix fois plus de projets. Une connexion non ferme ne nécessite aucun câble supplémentaire. Le durcissement des critères d’entrée en file réduit la paperasse globale. Ce sont des réformes de gouvernance, pas des programmes d’investissement. Elles se décident en quelques mois, pas en quelques années.

Enfin, les acteurs qui font avancer ce chantier ne sont pas des inventeurs ni des entrepreneurs charismatiques. Ce sont des régulateurs — l’Ofgem, la FERC, la Commission européenne, Red Eléctrica — qui prennent des décisions techniques peu spectaculaires mais décisives. La réforme de la file de raccordement britannique ne fera jamais la une des journaux économiques. Elle débloquera pourtant des dizaines de gigawatts.

La question qui reste ouverte est celle de la vitesse. Les réformes de procédure prennent du temps à produire leurs effets : il faut former les agents, modifier les systèmes informatiques, négocier avec les développeurs existants dont les droits acquis compliquent la transition vers de nouvelles règles. Les premières régions à avoir engagé les réformes les plus ambitieuses — le Royaume-Uni, certains États américains — verront leurs résultats en 2026 et 2027. Si ces résultats confirment l’hypothèse, d’autres suivront. Le parallèle avec d’autres domaines de régulation technique est éclairant : l’idée juste met souvent plusieurs cycles réglementaires à s’imposer, puis elle s’impose rapidement une fois la preuve faite.

Le vrai test pour la décennie n’est pas de savoir si les énergies renouvelables peuvent être moins chères que le charbon. Elles le sont déjà. C’est de savoir si les systèmes politiques et administratifs peuvent réformer leurs procédures assez vite pour laisser cette électricité rejoindre le réseau.

Sources

  1. IEA, Electricity 2026, section Grids — https://www.iea.org/reports/electricity-2026/grids
  2. Lawrence Berkeley National Laboratory, Queued Up : Characteristics of Power Plants Seeking Transmission Interconnection — https://emp.lbl.gov/queues
  3. Federal Energy Regulatory Commission, Order 2023 — https://www.ferc.gov/explainer-interconnection-final-rule-2023-A
  4. Bruegel, études sur les délais de permitting des infrastructures de réseau en Europe — sans URL certifiée (bruegel.org)
  5. IRENA/IEA, Tracking SDG 7: Energy Progress Report 2025 — https://www.irena.org/News/pressreleases/2025/Jun/Energy-Access-Has-Improved-Yet-International-Financial-Support-Still-Needed-to-Boost-Progress
  6. Ofgem, Connections Reform — https://www.ofgem.gov.uk/press-release/ofgem-sets-out-major-reform-package-next-step-accelerate-grid-connections
  7. AIE, Electricity 2025 (executive summary) — https://www.iea.org/reports/electricity-2025/executive-summary
  8. Wood Mackenzie, Transformer market pricing — https://www.woodmac.com/news/opinion/supply-shortages-and-an-inflexible-market-give-rise-to-high-power-transformer-lead-times/
  9. IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2024 (juillet 2025) — https://www.irena.org/Publications/2025/Jun/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024
  10. Ember, Money on the line: scaling electricity interconnection for Europe — https://ember-energy.org/latest-insights/money-on-the-line-scaling-electricity-interconnection-for-europes-energy-future/