En 2026, les infrastructures électriques devront continuer de répondre à un ensemble de défis majeurs de l’échelle nationale à l’échelle locale, liées à la transition énergétique et à l’électrification.
Cela impliquera la poursuite de la croissance des investissements dans les réseaux électriques, aussi bien sur le réseau de transport que de distribution, afin d’adapter les réseaux aux nouveaux besoins. Ces investissements s’accompagnent d’une évolution de la gestion des infrastructures électriques.
A l’échelle nationale, l’organisation des marchés évolue :
La réforme du marché européen de l’électricité entrée en vigueur en 2024 a entériné le fait que les mécanismes de capacités peuvent constituer un élément permanent des marchés de l’électricité des pays de l’UE.
Ces marchés, qui constituent une brique importante du modèle d’affaires des acteurs de la production et de la flexibilité, évoluent de différentes manières :
- En France, la refonte du mécanisme (avec le passage à un mécanisme centralisé) impactera à la fois l’offre (notamment par la mise en place de plafonds de prix différenciés selon les actifs, les modalités de participation des flexibilités décarbonées et des capacités transfrontalières) et la consommation (par la mise en place d’une taxe de répartition)
- La question de la coordination de ces mécanismes de capacité à l’échelle de plusieurs pays se fait maintenant jour pour optimiser le fonctionnement du système électrique
Par ailleurs, l’intégration au réseau d’une part croissante de production renouvelable « non inertielle » déclenche des réflexions sur l’opportunité de mécanismes de marché pour assurer et rémunérer les actifs capables de fournir de l’inertie au réseau afin d’amortir les variations de fréquence. Parmi les signes les plus tangibles, la création dès 2026 d’un marché de l’inertie par les GRT allemands, qui créera des opportunités à la fois pour les machines tournantes (moteurs et turbines des centrales thermiques à flamme et nucléaires), pour les batteries équipées d’onduleurs « grid-forming » et des actifs dédiés (compensateurs synchrones). Un marché de ce type est déjà en place au Royaume-Uni, et EDF a proposé de mener cette réflexion à l’échelle européenne, ses centrales nucléaires pouvant en bénéficier.
A l’échelle locale, les contraintes réseau sont de plus en plus structurantes pour la réalisation et pour l’économie des projets :
Tous les types de raccordement au réseau (production, recharge de véhicules électriques, data centers, industrie, batteries, bâtiments) sont devenus un facteur de premier ordre sur les délais de réalisation et sur l’économie des projets.
Ce qui était déjà une réalité depuis plusieurs années dans les pays où le réseau électrique n’est historiquement pas dimensionné pour l’usage « chauffage » (ex : Pays-Bas) le devient désormais également en France.
Cette situation a des impacts sur les projets à plusieurs niveaux :
- Pour les projets soumis à des écrêtements, elle impacte les flux de revenus : ce phénomène déjà fort en Australie peut créer des différentiels de rentabilité importants entre projets situés dans une même zone de marché
- Pour les projets de raccordement, elle crée un aléa important sur les pipelines de développement : la puissance précisément disponible n’est connue qu’après plusieurs semaines / mois, ou nécessite une étude de raccordement payante au gestionnaire de réseau, ce qui affecte l’économie des développeurs (taux d’abandon de projet, coût des demandes), malgré les données de plus en plus nombreuses publiées par les gestionnaires ;
- Pour l’ensemble des projets, elle affecte le dimensionnement
Dans ce contexte, les acteurs s’adaptent de plusieurs manières :
- Les pouvoirs publics et les gestionnaires de réseau mettent en place des mesures d’attribution des capacités qui s’éloignent du principe historique « premier arrivé, premier servi » :
- Au Royaume-Uni : les résultats du premier exercice de priorisation du pipeline de projets ont été publiés en décembre 2025 (https://www.neso.energy/industry-information/connections-reform/connections-reform-results)
- En France : la consultation « Fos Berre Provence » a fourni une illustration concrète de la procédure de traitement des demandes de raccordement modifiée en 2023
- Les développeurs ajustent les projets, en ajustant la puissance électrique de l’installation à la puissance de raccordement « facilement accessible », et en complétant avec :
- Des moyens de flexibilité pour écrêter les pointes d’injection et/ou de soutirage (batteries en aval compteur, effacement)
- Une hybridation (notamment dans les logements et dans l’industrie par hybridation chaudière gaz / pompe à chaleur).
Par ailleurs, pour les projets dont la localisation est flexible (ex : data centers), des opportunités peuvent se faire jour chez des gestionnaires de réseau de plus faible taille qui disposent de capacités de raccordement non exploitées : c’est le cas notamment en France sur les zones de desserte de certaines ELD (entreprises locales de distribution).
Le pilotage du réseau se complexifie également : si la stabilité a toujours été une préoccupation majeure pour les GRT (comme est venu le rappeler le black-out ibérique de 2025), elle le devient également de manière croissante pour les GRD du fait :
- De la forte augmentation du nombre de points d’injection et de soutirage de puissance élevée (panneaux PV, PAC)
- Du synchronisme avec lequel certaines de ces ressources sont pilotées par des tiers (acteurs de la flexibilité) au pas de temps 15 minutes des produits de marché (ex : ordres de soutirage / d’injection de ballons ECS et de véhicules électriques V1G ou V2G), qui peut déstabiliser localement le réseau si le GRD n’est pas en mesure de l’anticiper
Face à ces défis, les gestionnaires de réseau mettent en place des règles (ex : rampes de puissance pour limiter les variations d’injection / de soutirage des batteries) mais présentent l’inconvénient de dégrader la valeur et l’utilité des services de flexibilité pour le système électrique dans son ensemble.
Enjeux et orientations clés des infrastructures pour 2026
E-CUBE accompagne les consommateurs, développeurs de projet et gestionnaires de réseau dans la compréhension, la gestion et la modélisation géographique et temporelle fine de ces phénomènes qui impactent fortement les modèles d’affaires.
E-CUBE sera particulièrement attentif à plusieurs sujets :
- Impact des évolutions de marché (capacité et inertie notamment) sur les modèles d’affaires
- Impact des règles de gestion des files d’attente sur les perspectives et les modalités de développement de la production décentralisée et des nouveaux usages (pompes à chaleur, recharge de véhicules électriques)
- Développement de la flexibilité (effacement, stockage) et mise en œuvre à l’échelle locale et « derrière le compteur ».
En 2026, la recherche de solutions techniques et économiques sera au cœur des travaux des acteurs du système électrique pour garantir approvisionnement en électricité stable, compétitif et décarboné.
E-CUBE a développé une forte expertise sur les infrastrcutures électriques à travers ses projets récents et l’expérience de ses consultants. Nous serions heureux d’échanger avec vous sur ces perspectives de marché et opportunités. N’hésitez pas à contacter les experts ci-dessous pour planifier une discussion sur le sujet.
