Implications géopolitiques des limites d'intégration du réseau renouvelable européen et de la propagation des prix négatifs de l'électricité

Résumé analytique

L'expansion de la capacité de production d'énergie solaire en Europe a dépassé les investissements dans les infrastructures de raccordement au réseau et de stockage, établissant un phénomène structurel de prix négatifs récurrents de l'électricité et de réduction de la production, centré sur l'Espagne, le Portugal, la France, la Grèce et la Roumanie. L'acquisition par le gouvernement portugais d'une participation dans le gestionnaire de réseau REN, devenant ainsi son deuxième actionnaire, illustre une reconnaissance croissante parmi les gouvernements du sud de l'Europe que la gestion du réseau ne peut être laissée uniquement au marché. Une tendance similaire de ré-intervention de l'État est également évidente en Espagne, en France et en Allemagne. Les médias d'État chinois contrecarrent les reportages critiques occidentaux en présentant cette question non pas comme un phénomène uniquement européen, mais comme une « douleur de croissance » commune aux réseaux du monde entier, y compris en Australie, au Japon, en Inde et en Chine. Le scénario de référence implique la propagation sporadique de ré-interventions nationales asymétriques qui ne se traduisent pas par un investissement intégré au niveau de l'UE, permettant aux problèmes structurels de persister. Le scénario pessimiste implique une propagation de la réduction de la production en Europe de l'Est et dans les Balkans, affectant également l'approvisionnement en électricité des centres de données d'IA. Les entreprises sud-coréennes doivent intégrer de manière proactive les risques de prix négatifs et de retards de raccordement au réseau dans leurs évaluations de faisabilité lorsqu'elles poursuivent des contrats d'achat d'électricité (CAE) d'énergie renouvelable et co-investissent dans des systèmes de stockage en Europe.

I. Analyse de la problématique

Limites d'intégration du réseau renouvelable européen et propagation des prix négatifs de l'électricité

1. Contexte et développements

L'expansion de l'installation d'énergie solaire en Europe a progressé à un rythme dépassant les prévisions au cours des cinq dernières années. La capacité solaire installée cumulée mondiale a dépassé 3 TW [1]. Selon les données d'Eurostat, la part des énergies renouvelables en Europe a dépassé 26 % de la consommation finale d'énergie [1]. Bien que cette expansion représente une réussite dans l'atteinte des objectifs politiques, elle a également exposé des effets secondaires opérationnels pour le réseau.

Le cœur du problème est la disparité de vitesse entre l'expansion de la capacité de production et l'investissement dans les infrastructures de réseau et de stockage. L'Espagne, le Portugal, la France et la Grèce sont cités comme les marchés où cet écart est apparu en premier [1]. La production d'énergie solaire étant concentrée autour de midi, un schéma structurel s'est installé où l'électricité excédant la demande afflue sur le réseau. Le cas de la Roumanie est emblématique de ce problème. Un nombre important de projets d'énergie renouvelable ayant reçu l'approbation de raccordement au réseau ne parviennent pas, de manière répétée, à atteindre réellement le réseau, un problème qui ne réside pas dans les permis de production mais dans l'insuffisance de la capacité de raccordement au réseau et des installations de stockage [1].

La réponse du gouvernement portugais montre que cette question est perçue non pas comme une simple défaillance du marché, mais comme une question de gestion d'actifs nationaux stratégiques. L'État portugais a acquis une participation de 13,7 % dans le gestionnaire du réseau de transport national, REN, devenant ainsi son deuxième actionnaire [12]. Cela s'inscrit dans la tendance de ré-intervention de l'État dans les infrastructures stratégiques observée dans des pays comme l'Espagne, la France et l'Allemagne [12]. Le Premier ministre portugais a justifié cette décision comme une question de « garantie de la sécurité », tout en décrivant REN comme un « investissement financier solide » [12]. Une reconnaissance se répand au sein des gouvernements du sud de l'Europe que l'exploitation du réseau ne peut être laissée uniquement au marché.

2. Situation actuelle

Les prix négatifs de l'électricité ne sont plus un événement exceptionnel, mais sont devenus une caractéristique récurrente du marché pendant des saisons et des heures spécifiques de la journée. Bien que l'Espagne soit citée comme un cas exceptionnel en Europe pour sa forte croissance des investissements dans les énergies renouvelables [11], elle est également identifiée comme l'un des marchés présentant la plus haute fréquence de prix négatifs [1][9]. Le phénomène de chute des prix de gros de l'électricité en dessous de zéro pendant les heures de la journée, lorsque la production solaire est concentrée, sape fondamentalement la structure des revenus des producteurs d'énergie renouvelable.

Le média d'État chinois Global Times présente cette question non pas comme un phénomène uniquement européen, mais comme une douleur de croissance commune que connaissent les réseaux du monde entier. Le Global Times souligne que la réduction de la production d'énergie renouvelable en Australie a augmenté de 37 % au premier semestre 2026, atteignant 2,93 TWh ; le Japon a connu une augmentation de 34 % à 2,35 TWh ; et l'Inde a réduit sa production de 8,13 TWh au deuxième trimestre [9]. Le même article déclare : « Dans le cas de l'Europe, à mesure que la capacité des énergies renouvelables augmente, la capacité de stockage ne suit pas, ce qui rend les prix négatifs de l'électricité plus courants » [9]. Ce récit est fortement caractérisé comme une réponse à la couverture médiatique occidentale critique sur l'ampleur de la propre réduction de la production d'énergie renouvelable de la Chine. Geo News a rapporté que la Chine a rejeté 360 TWh de production d'énergie propre entre janvier et juin 2026, soit une augmentation de 49 % par rapport à la même période de l'année précédente [5]. Le Global Times contrecarre cela en qualifiant cette information de « distorsion occidentale exagérée » et en soulignant que les contraintes de réseau ne sont pas un problème propre à la Chine [9].

La perspective du secteur de l'investissement énergétique interprète cette situation non pas comme une contraction du marché, mais comme une phase de renforcement de la discipline d'investissement. Oliver Wyman analyse qu'en 2025, l'investissement européen dans les énergies propres a montré une structure concentrée, avec environ 70 % axé sur quatre pays : le Royaume-Uni, l'Allemagne, la France et la Suède [11]. Le rapport évalue que « les données de 2025 ne montrent pas que le marché se retire, mais que des critères d'investissement plus stricts s'imposent » [11]. En même temps, il confirme un regain d'intérêt des investisseurs pour l'énergie nucléaire [11]. Cela peut être interprété comme un signal que les fardeaux de l'intégration au réseau et l'inadéquation des infrastructures de stockage incitent à une réévaluation des stratégies d'investissement qui se sont concentrées uniquement sur l'énergie solaire et éolienne.

3. Acteurs clés et positions

Les gouvernements de l'Espagne, du Portugal, de la France et de la Grèce se trouvent dans une position double, maintenant leurs objectifs d'expansion des énergies renouvelables tout en faisant face à des problèmes de stabilité du réseau. La ré-acquisition par le Portugal d'une participation dans REN est un exemple de solution interventionniste de l'État à ce dilemme [12]. La décision politique est soutenue par le jugement que l'autorégulation du marché seule ne peut pas gérer les risques du réseau.

Les développeurs et producteurs européens d'énergie renouvelable sont les parties directement affectées par la propagation des prix négatifs. Des projets ayant reçu l'approbation de raccordement au réseau mais subissant des retards ou des réductions dans la transmission effective sont confirmés sur divers marchés, y compris en Roumanie [1]. Ils désignent les retards dans l'investissement dans le réseau et le manque d'infrastructures de stockage comme les causes fondamentales de la baisse de la rentabilité.

La Chine occupe une double position sur cette question. D'une part, en tant que plus grand producteur mondial d'énergie solaire, l'ampleur de la réduction de la production de son propre réseau est une cible de critiques internationales [5]. D'autre part, elle emploie une stratégie discursive pour diluer la spécificité des critiques à son encontre en recadrant le problème, par le biais de ses médias d'État, comme un phénomène structurel commun à l'Europe, l'Australie, le Japon et l'Inde [9].

Les banques d'investissement et les cabinets de conseil interprètent cette phase comme un signal de marché plutôt qu'un signal politique. Des cabinets de conseil comme Oliver Wyman détectent une tendance à la réallocation du capital des investissements uniquement dans les énergies renouvelables vers l'énergie nucléaire et les technologies de stockage [11]. Cela est lié à la perspective que la prochaine phase de la transition énergétique de l'Europe passera de l'expansion de la capacité de production à l'investissement dans les infrastructures de réseau et de stockage.

4. Enjeux clés

Le premier enjeu est le déséquilibre fondamental entre le rythme d'expansion de la capacité de production et le rythme des investissements dans le réseau et le stockage. Tant que cet écart ne sera pas résolu, les prix négatifs risquent de s'ancrer comme un phénomène saisonnier et structurel.

Le deuxième enjeu est la portée de la ré-intervention de l'État dans les infrastructures stratégiques. Le fait que l'acquisition par le Portugal d'une participation dans REN s'inscrive dans une tendance également observée en Espagne, en France et en Allemagne [12] suggère que les gouvernements européens sont en train de reclasser l'exploitation du réseau d'un domaine purement marchand privé à un domaine de sécurité nationale et d'actifs stratégiques.

Le troisième enjeu est la compétition discursive autour de ce phénomène. La Chine tente de recadrer son propre problème de réduction de la production comme un phénomène mondial partagé par l'Europe, l'Australie et le Japon [9], ce qui a le potentiel de dégénérer en un débat international sur les causes et la responsabilité des contraintes de réseau.

II. Analyse approfondie de la problématique

Limites d'intégration du réseau renouvelable européen et propagation des prix négatifs de l'électricité

Analyse approfondie de la problématique

1. Cause profonde : L'asymétrie des vitesses

La cause profonde de ce phénomène est l'écart de vitesse entre l'investissement dans les installations de production et l'investissement dans les infrastructures de réseau. Les panneaux solaires et les onduleurs peuvent être produits en masse en une courte période grâce à des processus de fabrication standardisés. En revanche, la construction de nouvelles lignes de transport, l'expansion des sous-stations et la construction d'installations de stockage à grande échelle prennent des années pour l'obtention des permis et l'acquisition des sites. Ce décalage temporel s'est solidifié en un goulot d'étranglement structurel sur le marché de l'électricité en Europe.

Le cas de la Roumanie illustre concrètement ce décalage temporel. Un nombre important de projets d'énergie renouvelable ayant reçu l'approbation de raccordement au réseau n'atteignent jamais réellement le réseau [1]. Le problème ne se situe pas au stade du permis de production, mais dans l'allocation de la capacité de raccordement et le manque d'installations de stockage [1]. Cet écart entre les projets approuvés et l'exploitation réelle crée un risque de coût irrécupérable pour les investisseurs et, simultanément, un double fardeau pour les gestionnaires de réseau, qui font face à une accumulation de demandes ingérables.

Les signaux de prix eux-mêmes font partie de la cause. La production solaire est concentrée sur une période spécifique autour de midi. Lorsque la production excédant la demande entre sur le réseau pendant cette période, les prix de gros chutent en dessous de zéro [1][9]. Si les installations de stockage pouvaient absorber cet excédent d'électricité, l'effondrement des prix serait atténué. Cependant, le rythme d'expansion de la capacité de stockage par batterie ne suit pas le rythme d'expansion de la capacité de production renouvelable [9]. Cet écart est le mécanisme clé qui a ancré les prix négatifs comme un phénomène récurrent en Espagne, au Portugal, en France et en Grèce [1].

2. Contexte structurel : La convergence du marché, de la politique et de la sécurité

D'un point de vue économique, les prix négatifs sapent fondamentalement les modèles économiques des producteurs d'énergie renouvelable. Les producteurs basés sur le marché, sans tarifs de rachat garantis (TRG) ou contrats à prix fixe, sont confrontés au paradoxe de devoir payer pour produire de l'électricité pendant les heures de prix négatifs. Cela détériore les conditions de financement pour les nouveaux projets et augmente les primes de risque exigées par les investisseurs. Oliver Wyman souligne le phénomène en 2025 où environ 70 % de l'investissement européen dans les énergies propres était concentré dans quatre pays — le Royaume-Uni, l'Allemagne, la France et la Suède — l'évaluant comme un cas où « le marché devient plus prudent, sans se retirer » [11]. L'Espagne est citée comme un marché qui a exceptionnellement maintenu sa croissance au milieu de cette tendance [11], mais c'est aussi l'un des marchés avec la plus haute fréquence de prix négatifs [1]. Ce paradoxe de la coexistence de la croissance et de l'instabilité des prix sur le même marché démontre que l'expansion des énergies renouvelables n'apporte pas automatiquement la stabilité du marché.

D'un point de vue politique, la ré-intervention de l'État dans le réseau est prédominante. L'État portugais a acquis une participation de 13,7 % dans le gestionnaire du réseau de transport national, REN, assurant sa position de deuxième actionnaire [12]. Le Premier ministre portugais a justifié cette décision comme une question de « garantie de la sécurité », tout en décrivant REN comme un « investissement financier solide » [12]. Une tendance similaire est confirmée en Espagne, en France et en Allemagne [12]. Cela implique une compréhension partagée parmi les gouvernements du sud de l'Europe que le problème de l'intégration des énergies renouvelables ne peut être résolu en laissant l'exploitation du réseau à de purs mécanismes de marché. Ceci est lié à la tendance de la transition énergétique à être reclassée de politique industrielle à politique de sécurité nationale.

D'un point de vue sécuritaire, les goulots d'étranglement du réseau entrent en conflit avec la stratégie de l'Europe visant à réduire sa dépendance énergétique vis-à-vis de la Russie. Après la guerre en Ukraine, l'Europe a accéléré l'expansion des énergies renouvelables comme une voie alternative pour réduire la dépendance aux combustibles fossiles russes [16]. Cependant, dans une situation où la production renouvelable est gaspillée par la réduction, il est difficile de démanteler complètement les centrales à combustibles fossiles. Une double structure persiste où l'énergie solaire et éolienne intermittente crée des prix négatifs, tandis que la dépendance à la production au gaz est nécessaire pendant les heures sans vent ou la nuit. Cela se manifeste par une tension entre l'objectif d'indépendance énergétique de l'Europe et la réalité opérationnelle de devoir maintenir les centrales à combustibles fossiles en service de secours.

3. Précédents historiques et cas similaires

Le phénomène des contraintes de réseau entravant l'expansion des énergies renouvelables ne se limite pas à l'Europe. Au premier semestre 2026, la Chine a rejeté 360 TWh de production d'énergie propre en raison des limitations du réseau, soit une augmentation de 49 % par rapport à la même période de l'année précédente [5]. Cette quantité équivaut à la consommation annuelle d'électricité du Mexique [5]. Pendant la même période, la réduction de la production en Australie a augmenté de 37 % pour atteindre 2,93 TWh, et celle du Japon a augmenté de 34 % pour atteindre 2,35 TWh [5][9]. L'Inde a réduit sa production de 8,13 TWh au cours du seul deuxième trimestre [9].

Ce que ces cas montrent collectivement, c'est qu'une fois que l'expansion de la capacité de production renouvelable dépasse un certain niveau, le réseau lui-même devient le goulot d'étranglement. Bien que les phénomènes superficiels des prix négatifs en Europe et de la réduction de la production en Chine, en Australie, au Japon et en Inde diffèrent, leur cause profonde est la même. Ils partagent une structure identique en ce qu'ils sont le résultat d'une expansion de la capacité de production qui dépasse les investissements dans le réseau et le stockage.

Cependant, des différences régionales sont apparentes dans les réponses. Les médias occidentaux ont critiqué les contraintes du réseau chinois comme un signe d'une politique inefficace en matière d'énergies renouvelables [5]. En réponse, le Global Times a rétorqué avec la phrase « l'amertume cachée derrière le ton exagéré de l'Occident », citant comme preuve que les réseaux du monde entier, y compris en Europe, connaissent le même problème [9]. Le Global Times déclare : « Dans le cas de l'Europe, à mesure que la capacité des énergies renouvelables augmente, la capacité de stockage ne suit pas, ce qui rend les prix négatifs de l'électricité plus courants », encadrant ainsi la question non pas comme un échec politique propre à la Chine, mais comme une douleur de croissance commune de la transition mondiale des réseaux [9]. Bien que cela ait le caractère d'une bataille discursive en réponse aux critiques sur sa réduction de production renouvelable, cela sert également de contre-preuve que le goulot d'étranglement du réseau européen est devenu suffisamment distinct pour être un point de comparaison international.

Au sein de l'Europe, la ré-acquisition d'une participation dans REN a les implications précédentistes les plus significatives. Elle représente un renversement partiel de la tendance à la privatisation et à la libéralisation du réseau électrique poursuivie par les pays européens depuis les années 1990 [12]. Alors que la libéralisation du marché a stimulé la concurrence et l'efficacité dans le secteur de la production, une leçon politique est en train d'être apprise : la ré-intervention de l'État est, en fait, nécessaire pour le segment du goulot d'étranglement physique du réseau.

4. Variables clés façonnant les développements futurs

La première variable est le rythme des investissements dans les infrastructures de stockage. Le moment où le déploiement des systèmes de stockage par batterie rattrapera le rythme d'expansion de la capacité de production déterminera la fréquence des prix négatifs. Ce rythme est déterminé par les politiques de subvention des gouvernements nationaux et les attentes de retour sur investissement du capital privé.

La deuxième variable est le changement dans la structure de propriété des gestionnaires de réseau. Un facteur clé est de savoir si la ré-intervention de l'État dans les réseaux, comme on le voit au Portugal, en Espagne, en France et en Allemagne, s'étendra à d'autres pays européens [12]. Si l'État prend directement la tête des investissements dans le réseau, le rythme et la priorisation des investissements pourraient différer d'une approche purement privée.

La troisième variable est l'évolution des modèles économiques des producteurs d'énergie renouvelable. À mesure que les prix négatifs deviennent un phénomène régulier, la demande de garanties politiques comme les contrats à prix fixe ou les Contrats pour la Différence (CfD) augmentera. La vitesse à laquelle ces compléments institutionnels seront mis en place déterminera le rythme des nouveaux flux d'investissement.

La quatrième variable est la résurgence de l'investissement dans la puissance de base, y compris le nucléaire. Oliver Wyman signale une tendance des investisseurs en énergie à revenir vers l'énergie nucléaire [11]. À mesure que la préférence des investisseurs pour des sources d'énergie moins intermittentes grandit, la manière dont la tension entre les deux objectifs d'expansion des énergies renouvelables et de garantie de la stabilité du réseau sera résolue déterminera la structure future du marché européen de l'électricité.