Infrastructures électriques

Demande

Électrification massive des usages : un défi à relever à moyen et long terme

L’électrification massive des usages, portée par le déploiement des infrastructures de recharge pour véhicules électriques (IRVE) et des pompes à chaleur (PAC), constitue un défi structurel majeur. Si cette transition répond à la nécessité de décarboner les secteurs des transports et du bâtiment, elle met sous tension les réseaux de distribution, en particulier dans les pays où ils sont historiquement conçus pour les usages « spécifiques » de l’électricité (éclairage, appareils électroménagers) : c’est notamment le cas de pays dont la consommation de chauffage repose essentiellement sur le gaz, comme la Belgique ou les Pays-Bas.

Un point de vigilance subsiste concernant l’incertitude liée à la consommation pour la recharge des véhicules électriques : l’année 2024 a démontré la difficulté à  projeter avec précision l’augmentation de leur consommation d’électricité d’année en année dans la phase de croissance actuelle.

Reprise des consommations post covid et crise ukrainienne : une incertitude à court terme

La stabilisation des prix de l’électricité, après les fluctuations intenses liées à la crise énergétique des dernières années, entraîne une reprise progressive de la consommation.

Cependant, une partie des baisses de consommation observées depuis 2020 n’est pas réversible : c’est le cas de la partie causée par des investissements d’efficacité énergétique et par des changements de comportement (sobriété énergétique). Une autre partie, spécifique à l’industrie, provient de la baisse de production due aux difficultés de l’industrie européenne, sous l’effet de la hausse des prix de l’énergie et de la situation économique globale de certains secteurs (compétitivité, demande de l’économie mondiale) : la reprise de ces consommations est incertaine à date, et la dynamique de baisse d’activité (mises à l’arrêt et fermetures partielles ou totales de sites) pourrait se poursuivre dans les mois à venir.

Production, flexibilité et réseaux

2024 a marqué un retour à des niveaux « normaux » de production décarbonée, permis par la réussite des opérations de maintenance sur le parc nucléaire français et des niveaux de pluviosité élevés qui ont alimenté la production hydroélectrique.

Par ailleurs, la dynamique de développement de la production renouvelable s’accélère, marquée notamment par la mise en service de parcs éoliens en mer (le premier parc a été mis en service en 2024 en France).

Enjeux et orientations clés des infrastructures pour 2025

E-CUBE sera particulièrement attentif à plusieurs sujets :

• Evolution des projets de consommation massifs (data centers, zones industrialo-portuaires) qui nécessitent des investissements importants dans le système électrique : concernant les data centers en particulier, la croissance dans les prochaines années est soumise à de nombreuses incertitudes (besoin de puissance de calcul fonction du développement des applications d’intelligence artificielle, densification et amélioration de l’efficacité énergétique des baies grâce au refroidissement liquide) et est déjà freinée par la disponibilité de foncier et l’accès au réseau dans certaines régions (notamment Dublin depuis 2021)
• Décisions stratégiques sur le nucléaire : en Belgique notamment, 2025 sera marquée par des décisions politiques majeures concernant la prolongation de plusieurs centrales nucléaires, dans le cadre de la révision possible de la loi de 2003 sur la sortie du nucléaire. Ces choix politiques auront des répercussions majeures sur la planification des réseaux électriques (e.g., sur le besoin du maintien / renforcement du réseau de transport, sur la présence ou non d’une offre de production stable et pilotable, …)
• Développement de la flexibilité (effacement, stockage) et des interconnexions : leur besoin se manifeste notamment par l’augmentation rapide des quantités de prix négatifs sur de nombreuses zones de marché, et sous-tend les investissements des acteurs du secteur : acteurs spécialisés, développeurs renouvelables, énergéticiens intégrés
• Création de règles permettant aux GRT de mieux piloter les files d’attente de projets de production et de stockage dans l’intérêt du système électrique : au Royaume-Uni, la réforme TMO4+ de NESO mise en consultation permettrait de prioriser le raccordement des projets selon des critères d’avancement et d’alignement avec les objectifs de développement du réseau
• Possible modification des zones de marché européennes : celle-ci pourrait avoir un effet massif sur les signaux de prix envoyés aux investisseurs et aux consommateurs (particulièrement en cas de scission de l’actuelle zone de marché Allemagne)
• Financement des investissements massifs pour faire face à l’augmentation des capacités de production renouvelables et de la consommation : des opérations sont prévues sur le capital de 3 des 4 GRT allemands (Amprion, 50 Hertz / groupe Elia, TenneT) en 2025

 En 2025, les infrastructures électriques seront plus que jamais au centre des enjeux stratégiques et climatiques de l’Europe. Les choix effectués détermineront la capacité du continent à réussir sa transition énergétique tout en garantissant un approvisionnement stable, compétitif et décarboné.