Réseau électrique en Europe – structure et goulots d’étranglement

En bref

L'Europe électrique n'est pas un réseau unique ni une file d'attente unique : ENTSO-E coordonne les codes, la planification et l'adaptation entre des dizaines de GRT, mais les listes d'attente d'exploitation et de connexion en temps réel dépendent de la TSO et du régulateur de chaque pays.
La physique divise également le continent : il existe plusieurs zones synchrones distinctes (Europe continentale, pays nordiques, Irlande/Irlande du Nord, entre autres) — Europe ≠ une seule machine à courant alternatif.
Dans les sources de ce dossier, il n'existe pas d'ensemble de données paneuropéen sur les files d'attente de connexion dans MW comparable à celui des ISO américaines - ce qui existe, ce sont des listes d'attente et des politiques nationales.
L'Irlande et les Pays-Bas illustrent cela : les goulots d'étranglement importants en matière de charge et de connexion apparaissent généralement au niveau du régulateur et de l'opérateur nationaux, et non au niveau d'un produit ENTSO-E ou ACER.

ENTSO E et ACER coordination, pas opérateur unique

ENTSO-E (Réseau européen des opérateurs de réseaux de transport d’électricité) est une association qui rassemble des 40 GRT membres de 36 pays, dotés d’un mandat légal en vertu du droit de l’Union européenne, pour l’exploitation sûre et coordonnée de l’un des plus grands systèmes électriques interconnectés au monde. [1] Cela ne fait pas de ENTSO-E un opérateur unique, à la manière d’un ISO continental : la propre page de ENTSO-E sur les opérations du système indique que la sécurité en temps réel reste l’activité principale de chaque TSO, et que le Comité des opérations du système fonctionne comme une plate-forme de coopération entre différents domaines synchrones - et non comme une salle de contrôle européenne unique. [4]

À côté de ENTSO-E se trouve ACER (Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie). Le règlement (UE) 2019/942 définit l’objectif du ACER comme étant d’aider les autorités de régulation nationales (ARN) à s’acquitter, au niveau de l’Union, de leurs tâches réglementaires et, le cas échéant, à coordonner cette action et à arbitrer ou résoudre les désaccords entre elles — contribuant ainsi à des pratiques réglementaires communes. [2] ACER ne remplace pas le régulateur national : celui qui décide de la politique de connexion dans chaque pays reste le NRA — CRU local en Irlande, ACM aux Pays-Bas, etc., comme nous le verrons plus loin dans les deux hubs.

L’article 30 du règlement (UE) 2019/943 détaille les responsabilités de ENTSO-E : élaboration des codes de réseau ; adopter et publier, tous les deux ans, un plan décennal de développement du réseau à l’échelle de l’Union (TYNDP) – explicitement non contraignant ; préparer et adopter des propositions liées au ERAA (évaluation européenne de l’adéquation des ressources) ; adopter le cadre de coopération des CCR (Centres Régionaux de Coordination) ; et adopter des outils communs d’exploitation du réseau. [3] Ce sont tous des produits de planification, de code et d’adéquation - pas de répartition, ni de file d’attente de connexion.

L’Europe n’est pas qu’une machine synchrone

Une erreur facile à commettre est de traiter « le réseau européen » comme un seul réseau AC. ENTSO-E organise lui-même le fonctionnement de son système par groupes régionaux, alignés sur différentes zones synchrones, notamment l’Europe continentale ; Nordique (qui regroupe l’Est du Danemark, la Finlande, la Norvège et la Suède) ; et Irlande/Irlande du Nord. [4]

L’Irlande en est l’exemple le plus clair. Le EirGrid Data Center Constrained Area Overview de mai 2026 décrit l’Irlande comme un îlot synchrone, avec des connexions non synchrones (HVDC) limitées, et déclare explicitement que le pays n’est pas connecté au système électrique européen par des circuits alternatifs traditionnels. [5] Cela signifie que la physique et la politique de la connexion irlandaise ne se plient pas au modèle d’une seule « Europe continentale AC » – et c’est l’une des raisons pour lesquelles l’Irlande fonctionne bien comme l’un des deux pôles nationaux de ce texte.

Adéquation ERAA et NRAA nationales

ERAA (European Resource Adequacy Assessment) est le principal produit paneuropéen sur « le réseau aura-t-il suffisamment d’énergie ». Le rapport exécutif de ERAA 2024, dans la version approuvée et modifiée par ACER (août 2025), le décrit comme une évaluation probabiliste paneuropéenne de l’adéquation des ressources, avec un horizon allant jusqu’à dix ans, dans le cadre du règlement (UE) 2019/943 ; Les résultats et les besoins identifiés dépendent du scénario — ils ne doivent pas être cités dans les versions préliminaires avant l’approbation du ACER sans cette mise en garde. [6] [7]

Pourtant, ERAA n’est pas le seul nombre qui compte. Le rapport exécutif lui-même indique que, en conjonction avec les évaluations de l’adéquation des ressources nationales (NRAA) qui identifient des préoccupations spécifiques, le ERAA 2024 soutient les États membres – et qu’au moins les 12 États membres complètent le ERAA avec leur propre NRAA, pour capturer les circonstances locales que l’évaluation paneuropéenne peut ne pas prendre en compte, compte tenu de la taille et de la complexité du système ; Les hypothèses adoptées dans un pays peuvent affecter les résultats calculés pour les voisins. [6] En d’autres termes : l’adéquation en Europe est une lecture à deux niveaux – paneuropéen et national – et il n’existe pas de « chiffre du déficit de capacité européen » unique qui remplace les deux.

Congestion entre zones marché, pas file d’attente de connexion

Un autre chiffre qui circule beaucoup est celui de la congestion entre zones – et il convient de préciser qu’il mesure l’accès au marché et non la file d’attente de connexion pour un nouveau projet. Le rapport de surveillance 2025 de 2025 sur les capacités d’échanges entre zones rappelle que la législation de l’UE exige que les GRT offrent au moins 70% de capacité physique sur les lignes pertinentes pour les échanges entre zones d’approvisionnement. En 2024, les GRT de la région Core ont fourni, en moyenne, 54% sur les lignes les plus encombrées ; les mesures correctives ont dépassé 60 TWh, pour un coût de 4,3 milliards d’euros ; et le rapport estime que le respect du 70% minimum au Core, en 2024, aurait généré environ 580 millions d’euros de gains de bien-être. [8]

Il s’agit de la lecture institutionnelle du ACER — attribuée à l’agence, et non d’un verdict du NiLu sur la performance des GRT. Du côté de l’exploitation, les restrictions de sécurité du réseau, les dérogations et les périodes de transition limitent la quantité de capacité pouvant être immédiatement offerte sur chaque ligne encombrée ; La propre page de TenneT sur la congestion aux Pays-Bas, que nous verrons dans le hub néerlandais, documente ce type de limite opérationnelle conduisant à des listes d’attente jusqu’à ce que le réseau soit renforcé. [8] Les deux lectures – efficacité du marché d’un côté, sécurité opérationnelle de l’autre – sont des perspectives légitimes et attribuables à leurs sources ; Ni l’un ni l’autre ne doit être interprété comme « la file d’attente de connexion européenne », car ce qui est mesuré ici est l’accès à la capacité commerciale entre les zones d’approvisionnement existantes, et non les commandes de nouveaux projets en attente de connexion.

TYNDP les lacunes sont encore “à titre d’avis”

Le TYNDP à l’échelle de l’Union est, comme nous l’avons déjà vu, biennal et explicitement non contraignant. [3] Le rapport TYNDP 2024 Infrastructure Gaps Report, publié en 9 avril 2025 et marqué comme avis – c’est-à-dire, toujours soumis à commentaires et approbation, et non à un ensemble final – estime, dans le cadre de l’étude elle-même, que jusqu’à 2030 une capacité supplémentaire d’environ 88 GW transfrontalière et 56 GW de stockage minimiserait les coûts du système ; d’ici 2040, l’estimation s’élève à environ 108 GW transfrontaliers supplémentaires (y compris environ 20 GW hybrides offshore). Le rapport indique également que l’atteinte de ce niveau d’échanges transfrontaliers créera de nouveaux besoins en matière de renforcement des réseaux internes dans les réseaux nationaux européens. [9]

Deux mises en garde sont importantes ici. Premièrement, le statut : jusqu’à ce que le paquet TYNDP 2024 soit finalisé par ACER, la Commission européenne et les États membres, ces GW sont des estimations d’étude et non un besoin d’infrastructure déjà convenu. Deuxièmement, et plus important encore pour éviter toute confusion dans des sections de ce texte : le besoin de renforcement interne évoqué par TYNDP est une conséquence générale de l’augmentation du commerce transfrontalier au niveau de la planification — il ne s’agit pas du même mécanisme, ni de la même décision, que la politique de connexion aux centres de données d’un pays spécifique (comme nous le verrons ci-dessous en Irlande). Un fossé transfrontalier identifié par ENTSO-E n’est pas une bifurcation nationale de durcissement décidée à cause des centres de données ; ce sont deux conversations différentes, à des niveaux différents.

Hub Ireland un îlot synchrone sous la pression des datacenters

L’Irlande possède probablement l’exemple le plus documenté de pression exercée par des centres de données sur un réseau national en Europe. La CRU (Commission for Regulator of Utilities), dans une décision du 12 décembre 2025, déclare que les centres de données sont passés d’environ 5% à 22% de la demande nationale d’électricité de l’Irlande entre 2015 et 2024 ; les prévisions de EirGrid citées par CRU projettent une demande de centres de données passant de 9,4 TWh en 2025 à 14,6 TWh en 2034 — environ 31% de la demande nationale cette année-là. [10]

Pour résoudre ce problème, la politique de connexion de CRU exige que les nouveaux centres de données adaptent la production ou le stockage distribuable à leur capacité d’importation maximale (MIC) et obtiennent au moins 80% de leur demande annuelle à partir de sources renouvelables indigènes supplémentaires, après une trajectoire progressive de six ans ; La politique distingue également les zones contraintes des zones non contraintes. [10] L’aperçu des zones contraintes du centre de données EirGrid de mai 2026 donne l’ampleur du problème : le pic de toute l’Irlande se situe autour de 7,5 GW ; environ un tiers des centres de données 2 GW sont déjà sous contrat (principalement dans la région du Grand Dublin), soit près d’un tiers de la demande s’ils sont pleinement utilisés ; et les renseignements sur le marché de EirGrid ont indiqué, dans la même publication, un intérêt supplémentaire de l’ordre de 6 GW — un nombre attribué aux renseignements sur le marché et non aux commandes formelles confirmées. [5]

Le processus derrière ces décisions est national, et distinct de tout produit paneuropéen : le EirGrid Data Center Connection Offer Process and Policy (DCCOPP), dans sa version 3 de mai 2026, documente le processus d’offre de connexion pour les centres de données en Irlande, avec un seuil opérationnel cité dans le package lui-même de 1 MVA, selon les règles et évaluations du système irlandais (y compris la notion de zone contrainte). Ce n’est pas TYNDP, ce n’est pas ERAA — c’est une réglementation et un fonctionnement nationaux. [11]

Hub Pays Bas files d’attente TSO et DSO

Aux Pays-Bas, les preuves de l’existence de files d’attente nationales pour les connexions sont encore plus explicites, car les opérateurs de transport et les opérateurs de distribution publient les numéros officiels des listes d’attente. La publication Stand van de Uitvoering de Netbeheer Nederland, de septembre 2025 (avec des données du premier semestre de cette année), rapporte, pour le prélèvement d’énergie (offtake) : les GRD régionaux ajoutent 14.044 demandes uniques sur la liste d’attente, totalisant 9.131 MW ; le TenneT, comme TSO, ajoute des 212 commandes de prélèvement uniques, totalisant 38 GW, et, côté injection, des 161 commandes, totalisant 34 GW — y compris les droits de transport fixes et alternatifs. [12]

La page TenneT sur la congestion du réseau néerlandais explique pourquoi : la demande – provenant des centres de données, de l’horticulture, de l’énergie solaire, entre autres utilisations – dépasse la capacité du réseau dans de nombreux endroits, ce qui entraîne des listes d’attente jusqu’à ce que le renforcement soit terminé ; le chemin de l’objection et de la réglementation, dans ce cas, passe par ACM, le régulateur national néerlandais, et non par ACER en tant que gestionnaire d’une file d’attente. [13] Il est important de noter que les Pays-Bas se trouvent dans la zone synchrone de l’Europe continentale et participent à la région de calcul de la capacité de base (CCR) mentionnée dans la section sur la congestion – mais faire partie du couplage de marché entre zones n’équivaut pas à disposer de capacité sans connexion disponible localement ; ce sont deux couches différentes du même réseau.

Il convient de noter, en tant que note de processus et non comme troisième pôle de ce cycle, que l’Allemagne a également récemment modifié sa logique de file d’attente nationale : dans une déclaration commune de 5 février 2026, les quatre GRT allemands (dont 50Hertz) ont annoncé l’introduction, à compter du 1er avril 2026, d’un “Reifegradverfahren” (processus par degré de maturité) pour le stockage, les grandes charges et les centres de données, en remplacement du critère du premier arrivé, premier servi après avoir accumulé environ 717 demandes de connexion en transmission, totalisant environ 270 GW, à la fin du troisième trimestre de 2025. [14] L’exemple allemand renforce le point central de cette section : chaque pays résout sa file d’attente à sa manière, et aucun d’entre eux n’est publié comme un produit unique de ENTSO-E.

En fait, aucune des principales sources consultées dans ce dossier — ENTSO-E, ACER, la législation européenne ou les hubs irlandais et néerlandais eux-mêmes — ne contient un ensemble de données paneuropéen sur les files d’attente de connexion, qu’il s’agisse de génération ou de charge, comparable aux files d’attente publiées par les ISO américaines. Ce qui existe, ce sont des listes d’attente et des politiques de connexion publiées par TSO, DSO ou NRA pour chaque pays.

Incertitudes

Dans les sources consultées, rien n’indique qu’un ensemble de données officiel sur les files d’attente de connexion paneuropéennes émergera dans MW, publié par ENTSO-E ou ACER, comparable aux files d’attente des ISO américaines – aujourd’hui la réponse à cette question est l’absence documentée, plus les hubs nationaux.
On ne sait pas dans quelle mesure les chiffres du rapport sur les lacunes des infrastructures TYNDP 2024 (sur 88, 56 et 108 GW) changeront lorsque le paquet sera finalisé par ACER, la Commission européenne et les États membres – aujourd’hui, il reste marqué comme avis.
Il n’est pas possible de dire quelles capacités LOLE ou ERAA 2024 ont besoin que les résultats restent stables dans le cadre de scénarios alternatifs et d’NRAA nationaux, et lesquels sont sensibles aux hypothèses des États membres.
Il n’est pas clair si les cartes thermiques des zones contraintes et non contraintes, citées comme à venir dans le package EirGrid 2026 de mai, modifieront la lecture spatiale du goulot d’étranglement irlandais au-delà de ce qui est déjà documenté dans l’aperçu des zones contraintes.
Ce cycle considérait l’Irlande et les Pays-Bas comme les deux pôles monétaires ; un détail des pays nordiques, baltes ou de la Grande-Bretagne n’a pas été abordé ici et le resterait pour un cycle suivant, si nécessaire.

Références

ENTSO-E — Mission Statement. ENTSO-E. Consulté le 09 août 2026.
Regulamento (UE) 2019/942. EUR-Lex. Consulté le 09 août 2026.
Regulamento (UE) 2019/943. EUR-Lex. Consulté le 09 août 2026.
ENTSO-E — System Operations. ENTSO-E. Consulté le 09 août 2026.
EirGrid — Data Centre Constrained Area Overview (maio de 2026). EirGrid. Consulté le 09 août 2026.
ERAA 2024 Executive Report (versão aprovada e emendada pela ACER, agosto de 2025). ENTSO-E. Consulté le 09 août 2026.
ACER — Decision 07/2025 on ERAA 2024. ACER. Consulté le 09 août 2026.
ACER — Monitoring Report 2025: Cross-Zonal Electricity Trade Capacities. ACER. Consulté le 09 août 2026.
ENTSO-E — TYNDP 2024 Infrastructure Gaps Report (for opinion, 9 abr. 2025). ENTSO-E. Consulté le 09 août 2026.
CRU — The CRU Publishes Its Decision on New Electricity Connection Policy for Data Centres (12 dez. 2025). Commission for Regulation of Utilities. Consulté le 09 août 2026.
EirGrid — Data Centre Connection Offer Process and Policy, v3 (maio de 2026). EirGrid. Consulté le 09 août 2026.
Netbeheer Nederland — Stand van de Uitvoering, halfjaarpublicatie (set. 2025). Netbeheer Nederland. Consulté le 09 août 2026.
TenneT — Congestion of the Grid. TenneT. Consulté le 09 août 2026.
50Hertz et al. — Comunicado sobre o Reifegradverfahren (5 fev. 2026). 50Hertz. Consulté le 09 août 2026.