L’Europe installe des éoliennes et des panneaux solaires à un rythme sans précédent, mais son réseau électrique date en partie des années 1970. Au moins 120 GW de projets renouvelables planifiés risquent d’être retardés faute de lignes pour acheminer l’électricité produite, dont 66 % correspondent à un sous-ensemble de projets de transport dans les pays déclarants. L’engagement tardif des grandes lignes prioritaires risque de limiter leur contribution à la réduction des émissions et de repousser les bénéfices réseau.

L’essentiel

  • Les contraintes de réseau de transport figurent parmi les principaux défis de la transition énergétique européenne, aux côtés du coût des équipements et de la complexité des procédures d’autorisation.
  • Le déficit total identifié par Ember s’établit à 120 GW dans 20 pays; les 66 % correspondent à la part des 158 GW prévus dans les pays déclarants exposée aux contraintes de transport.
  • Les coûts de redispatch pourraient atteindre environ 26 milliards d’euros en 2030 dans le scénario de statu quo du JRC, selon les estimations de la Commission européenne.
  • Les prix négatifs sur les marchés spot se multiplient lors des pics solaires et éoliens, signe que l’électricité produite ne peut pas circuler là où elle est consommée.
  • Si les investissements de modernisation ne sont pas engagés avant 2027-2028, les délais de construction rendent difficile la mise en service avant 2035.

Le réseau électrique européen n’a pas été conçu pour ce que l’Europe lui demande

Le réseau de transport d’électricité européen a été pensé pour acheminer de l’énergie depuis de grandes centrales thermiques ou nucléaires, localisées près des bassins industriels, vers les consommateurs. Cette architecture est stable, prévisible, centralisée. L’énergie renouvelable fonctionne à l’envers : elle est produite là où le vent souffle et où le soleil brille, souvent loin des centres de consommation, et de façon variable. Le nord de la mer du Nord concentre les meilleurs gisements éoliens d’Europe. Le sud de l’Espagne et le Maghreb, les meilleures ressources solaires.

Berlin, Paris et Milan sont ailleurs.

Ce décalage géographique a pris une ampleur inédite. Pendant des décennies, les renouvelables représentaient une part marginale du mix. Aujourd’hui, lors de certains pics de production solaire, l’Allemagne, l’Espagne ou les pays nordiques produisent plus d’électricité qu’elles ne peuvent en consommer localement ou en exporter. Le surplus fait baisser les prix jusqu’au négatif sur les marchés spot, et les gestionnaires de réseau sont contraints d’éteindre des installations en parfait état de marche. On appelle cela l’écrêtement : de l’électricité propre produite, puis gaspillée, parce que les lignes ne la laissent pas passer.

Ce phénomène n’est plus anecdotique. Les épisodes de prix négatifs se multiplient sur les marchés européens, notamment en Allemagne et en Espagne, chaque fois que la production solaire atteint son pic en milieu de journée. Ils signalent un déséquilibre structurel, pas conjoncturel.

120 GW en attente, 25 milliards de coût invisible

La donnée issue de l’analyse d’Ember est frappante : Au moins 120 GW de projets renouvelables planifiés en Europe risquent des retards en raison de contraintes de capacité de réseau disponible. La Commission européenne l’inscrit dans son diagnostic des réseaux. Les 66 % représentent la part des 158 GW prévus dans les pays déclarants exposée aux contraintes de transport. Pour donner une mesure : 120 GW, c’est à peu près la capacité installée totale de l’ensemble du parc nucléaire français, multiplié par deux.

Ces projets ne sont pas bloqués par l’absence de financement ou d’investisseurs. Les capitaux privés sont là. Les technologies fonctionnent. Ce qui manque, c’est le raccordement physique au réseau de transport. Les promoteurs de parcs éoliens ou solaires déposent des demandes de connexion, attendent des années une réponse, et voient leurs projets repoussés sine die.

Dans certains pays, les délais d’attente pour obtenir un raccordement dépassent sept ans.

Les coûts de redispatch pourraient atteindre environ 26 milliards d’euros en 2030 dans le scénario de statu quo, selon les estimations du JRC de la Commission européenne. Ce chiffre mérite une traduction concrète : les coûts de congestion, ce sont les sommes que les gestionnaires de réseau paient pour rééquilibrer un système qui ne peut pas faire circuler l’électricité là où elle est demandée. Ces coûts sont répercutés dans les tarifs d’acheminement, puis dans les factures. Chaque ménage et chaque entreprise européenne paye une fraction de cette inefficacité sans le savoir.

Une file d’attente qui trahit une crise de gouvernance

Le problème du raccordement n’est pas uniquement technique. Il est administratif et politique. Une ligne aérienne de transport prend en moyenne environ dix ans au total, dont environ 3,3 ans de construction et le reste en planification et procédures d’autorisation. Le réseau de transport décennal publié par ENTSO-E, l’association des gestionnaires de réseau européens, identifie régulièrement les projets prioritaires. Mais l’identification ne suffit pas : chaque ligne traverse plusieurs pays, plusieurs régions, plusieurs communes, chacune disposant de droits de recours distincts.

Le résultat : des projets jugés prioritaires au niveau européen depuis dix ans sont encore en phase d’autorisation. Des parcs éoliens offshore construits et opérationnels attendent leur raccordement. Des corridors solaires ibériques capables d’alimenter une partie de l’Europe centrale restent déconnectés faute d’une ligne qui traverserait les Pyrénées à haute capacité.

Les investisseurs privés ne construisent pas les lignes à haute tension parce que le transport d’électricité est un monopole naturel réglementé : un réseau de transport ne se concurrence pas par définition. Sa construction et son financement relèvent des gestionnaires de réseau nationaux, encadrés par des régulateurs qui fixent les tarifs et les volumes d’investissement autorisés. Quand ces enveloppes sont sous-dimensionnées ou que les procédures d’autorisation durent une décennie, aucun capital privé ne peut compenser.

La question du financement des infrastructures de transition rejoint ici des enjeux de capacité institutionnelle que le Journal a déjà documentés sur d’autres terrains : un État qui ne peut pas planifier et exécuter ses investissements à long terme perd la capacité de piloter les transitions majeures.

Les pays qui avancent et les mécanismes qui fonctionnent

Le tableau n’est pas uniforme. Certains pays ont compris plus tôt que le réseau était le vrai levier de la transition et ont agi en conséquence.

Le Danemark a engagé depuis plusieurs années un programme de modernisation de son réseau offshore, en lien direct avec ses ambitions éoliennes. Energinet, le gestionnaire de réseau danois, a développé des procédures d’autorisation accélérées pour les raccordements prioritaires, avec un guichet unique et des délais légalement opposables. Le résultat est visible : le Danemark affiche aujourd’hui un des taux d’intégration des renouvelables les plus élevés d’Europe, avec des épisodes de production couvrant 100 % de la demande de plus en plus fréquents.

L’Espagne a lancé en 2023 un plan de simplification des autorisations pour les projets renouvelables et leurs raccordements, réduisant certains délais de sept ans à moins de deux ans pour les projets jugés prioritaires. La mise en œuvre reste inégale selon les régions, mais le cap est fixé.

À l’échelle européenne, la Commission a inclus dans son paquet énergie des dispositions visant à raccourcir les délais d’autorisation. La directive sur les énergies renouvelables révisée en 2023 fixe un délai maximal de deux ans pour les projets hors zones d’accélération, avec régimes spécifiques dans les zones d’accélération et des exceptions pour l’offshore. L’application de ce règlement reste à surveiller : plusieurs États membres peinent à adapter leurs procédures nationales dans les délais impartis.

ENTSO-E estime à plus de 400 milliards d’euros les investissements requis pour le transport offshore à l’horizon 2050. Une part seulement de ces montants est actuellement engagée ou planifiée. L’écart est colossal.

Les décisions de 2027 conditionnent les résultats de 2035

La fenêtre d’action est étroite. Une ligne aérienne de transport prend en moyenne environ dix ans entre la décision d’investissement et la mise en service. Si les grandes lignes de transport prioritaires ne sont pas engagées avant 2027-2028, leurs effets n’arriveront qu’après 2037-2040, ce qui risque de limiter leur contribution à l’atteinte des objectifs climatiques de 2030 et repoussera les bénéfices réseau au-delà de 2035. Le goulot du réseau peut ainsi devenir une irréversibilité de fait, parce que le temps de le surmonter excède le temps disponible.

Deux trajectoires sont ouvertes, et les prochaines années décideront laquelle l’Europe emprunte.

Dans la première, un partage public-privé structuré pourrait mobiliser les investissements nécessaires avant 2030. Les gestionnaires de réseau nationaux peuvent bénéficier d’enveloppes d’investissement accrues selon les décisions de leurs régulateurs. Les projets transfrontaliers ayant le statut de PCI ou de PMI relèvent du cadre TEN-E. Pour ces projets, les autorités nationales de régulation peuvent adopter des décisions d’allocation transfrontalière des coûts, et les porteurs peuvent solliciter un financement au titre du Connecting Europe Facility.

Le règlement TEN-E prévoit des procédures d’autorisation rationalisées d’une durée de trois ans et demi, avec une possible prolongation exceptionnelle de neuf mois. Dans ce scénario, la capacité renouvelable à risque serait progressivement raccordée et les coûts de congestion resteraient gérables.

Dans le second scénario, les retards s’accumulent. Les coûts de congestion augmentent significativement. L’électricité renouvelable abondante et bon marché devient accessible dans les zones bien connectées, mais reste hors de portée des territoires mal desservis. La transition se fragmente géographiquement : certaines régions bénéficient d’une électricité décarbonée compétitive, d’autres restent dépendantes de sources carbonées faute d’accès physique au réseau. Ce scénario se manifeste par une accumulation de retards, de reports et de projets abandonnés.

Mais il produit une fracture durable entre les territoires inclus dans la transition et ceux qui en sont exclus par leur localisation.

Cette fragmentation géographique des bénéfices d’une transition a des précédents. Des mécanismes comparables existent dans l’accès aux ressources stratégiques : la valeur ajoutée se concentre là où les infrastructures existent, pas là où les ressources sont produites.

Les signaux à suivre

Deux indicateurs permettent de savoir laquelle des deux trajectoires l’Europe emprunte réellement, au-delà des annonces.

Le premier : le nombre de GW renouvelables effectivement raccordés chaque année, comparé aux objectifs du Plan décennal ENTSO-E. Si l’écart se creuse, le scénario de fragmentation est en train de se matérialiser. Si l’écart se resserre, les réformes administratives et les investissements produisent leurs effets.

Le second : la fréquence et le coût annuel des épisodes de prix négatifs sur les marchés spot européens, publiés chaque année par Ember Energy. Ces prix négatifs sont le thermomètre du réseau. Quand ils augmentent en fréquence et en durée, le réseau n’absorbe pas la production renouvelable. Quand ils reculent, les lignes fonctionnent.

La question politique qui sous-tend tout cela est celle du partage des coûts. Les coûts de congestion sont aujourd’hui mutualisés de fait dans les tarifs d’acheminement, mais de façon opaque et inégale. Les territoires mal connectés paient les déséquilibres produits par leurs voisins mieux dotés. Un mécanisme explicite de péréquation, discuté dans plusieurs propositions de la Commission, permettrait au moins de rendre ce transfert visible et négociable, plutôt que subi.

La création d’une agence européenne de planification et de financement du réseau de transport, dotée d’une capacité d’emprunt propre sur les marchés de capitaux, est aujourd’hui l’une des pistes les plus sérieuses sur la table. Elle résoudrait le problème structurel des corridors transfrontaliers : ces lignes sont rentables collectivement pour l’Europe, mais aucun État n’a intérêt à les financer seul, car les bénéfices débordent ses frontières. C’est le cas classique où le marché ne peut pas faire ce que la coordination publique peut faire. ENTSO-E joue un rôle de coordination et de planification, mais sans mandat contraignant ni capacité de financement propre.

L’Europe a réussi des mobilisations de ce type dans d’autres domaines lorsque la pression était suffisante. Le raccordement du réseau électrique est moins visible que les panneaux solaires sur les toits ou les éoliennes en mer. C’est précisément pourquoi il risque d’être traité trop tard.

Sources

  1. TEPSA / Ember Energy / Commission européenne, Europe’s Energy Security in 2026: More Resilient but Systematically Exposed : https://tepsa.eu/analysis/europes-energy-security-in-2026-more-resilient-but-systematically-exposed/
  2. ENTSO-E, Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) : document de planification décennal du réseau européen de transport d’électricité (sans lien : page stable à consulter sur entso-e.eu)
  3. Commission européenne, Règlement sur les énergies renouvelables (révision 2023), dispositions sur les délais d’autorisation
  4. Ember Energy, Données annuelles sur les prix négatifs et les épisodes de congestion sur les marchés spot européens (sans lien : rapports annuels disponibles sur ember-climate.org)