Les réseaux hydroélectriques européens pourraient accueillir 25 GW de nouvelles éoliennes et solaires, selon Ember

Les liaisons réseau existantes pourraient devenir un raccourci vers une nouvelle électricité propre

La transition électrique de l’Europe se heurte de plus en plus à un problème de files d’attente. Les gouvernements relèvent leurs objectifs en matière d’énergies renouvelables, les développeurs proposent davantage de projets, et les gestionnaires de réseau peinent à les raccorder assez vite. Une analyse publiée par le groupe de réflexion énergétique Ember soutient que l’un des moyens les plus rapides d’atténuer ce goulot d’étranglement n’est pas d’attendre une nouvelle capacité de transport entièrement nouvelle, mais d’utiliser l’infrastructure déjà en place.

Selon Ember, des sites hydroélectriques en Autriche, en Bulgarie, en France, en Italie, au Portugal, en Roumanie et en Espagne pourraient accueillir 25 gigawatts supplémentaires de production éolienne et solaire en partageant leurs raccordements réseau existants. L’idée est simple : de nombreuses installations hydroélectriques n’utilisent pas toute leur capacité d’exportation tout au long de la journée, en particulier pendant les heures de lumière. Si une nouvelle production renouvelable est ajoutée derrière le même point de raccordement, les développeurs peuvent mettre les projets en service plus rapidement tout en restant dans les limites du réseau du site.

Cela compte parce que les retards de raccordement sont devenus l’une des contraintes les plus tenaces à la croissance des énergies propres. En pratique, la proposition consiste moins à inventer une nouvelle catégorie de technologie qu’à réorganiser l’usage des actifs existants. Les centrales hydroélectriques occupent déjà des points stratégiques du réseau, et l’argument d’Ember est qu’elles peuvent servir de points d’ancrage pour des sites renouvelables hybrides plutôt que fonctionner comme des actifs autonomes.

Ce que l’hybridation signifie concrètement

Ember présente l’opportunité sous l’angle de l’hybridation, c’est-à-dire la pratique consistant à combiner plusieurs technologies derrière une seule connexion au réseau. Dans ce cas, l’association est généralement l’hydroélectricité avec le solaire ou l’éolien, et potentiellement aussi le stockage. L’objectif est d’augmenter la productivité d’une connexion limitée en faisant passer davantage d’électricité propre utile par ce point au cours de la journée, et non en relevant le plafond maximal d’exportation.

L’argument repose sur des profils de production complémentaires. La production hydroélectrique n’occupe pas toujours toute la capacité disponible du réseau, et la production solaire atteint généralement son pic pendant la journée, au moment où certaines infrastructures liées à l’hydroélectricité peuvent absorber une production supplémentaire. En co-localisant les technologies et en partageant une connexion, les exploitants peuvent accroître l’utilisation globale d’actifs réseau qui resteraient autrement sous-utilisés une partie de la journée.

Ember affirme que cette approche pourrait doubler en moyenne l’utilisation de ces connexions tout en restant dans les limites d’exportation existantes. Cela rend les projets hybrides attractifs dans une région où les extensions du réseau avancent bien plus lentement que les objectifs d’achat d’électricité propre. Plutôt que de traiter l’interconnexion comme un point d’arrêt, l’hybridation en fait une contrainte de conception qui peut néanmoins accueillir de nouvelles capacités.

Le chiffre le plus marquant du rapport n’est pas seulement l’estimation de 25 GW elle-même, mais l’implication qu’elle pourrait couvrir 18% des nouvelles énergies renouvelables attendues d’ici 2030 dans les sept marchés de l’UE très dépendants de l’hydroélectricité examinés. Si cette estimation se confirme dans le développement des projets et les procédures d’autorisation nationales, l’hybridation deviendrait une contribution significative à la décarbonation à court terme, et non une simple solution d’ingénierie de niche.

Pourquoi cela compte maintenant

Le calendrier est au cœur de la thèse d’Ember. Les pays européens sont sous pression pour réduire leur dépendance aux combustibles fossiles importés, respecter leurs engagements climatiques et maintenir la fiabilité des systèmes électriques alors que les profils de demande évoluent. Pourtant, les nouvelles infrastructures réseau sont coûteuses, politiquement sensibles et lentes à autoriser. Cela crée un décalage entre l’ambition en matière d’énergie propre et la capacité physique de déploiement.

Dans ce contexte, l’hybridation offre quelque chose que les décideurs obtiennent rarement : une mesure susceptible d’accélérer les ajouts renouvelables sans dépendre de corridors réseau entièrement nouveaux. Elle ne supprime pas le besoin d’extensions futures du réseau, mais peut aider à combler l’écart entre les plans d’infrastructure à long terme et les objectifs de décarbonation à court terme.

La responsable infrastructure d’Ember, Elisabeth Cremona, a décrit l’hybridation comme une solution immédiate pour les pays confrontés à l’engorgement. L’argument du groupe de réflexion est que l’électricité propre ne devrait pas rester bloquée dans des files d’attente de raccordement alors qu’il existe déjà des nœuds capables d’accueillir davantage de production. Cette approche devrait trouver un écho dans les capitales qui veulent des progrès visibles avant la fin de la décennie.

Pour les développeurs, l’intérêt est tout aussi concret. Un accès plus rapide à un point de raccordement peut réduire le risque du projet, améliorer les calendriers de financement et limiter l’exposition aux retards réglementaires. Pour les exploitants, une infrastructure partagée peut accroître la valeur d’actifs déjà reliés au réseau. Pour les gouvernements, c’est un moyen d’afficher une dynamique sur le déploiement des renouvelables même lorsque les améliorations du transport restent bloquées.

L’obstacle politique n’est pas la physique, mais la réglementation

L’analyse d’Ember pointe aussi un problème européen bien connu : des règles inégales entre marchés nationaux. Parmi les sept pays étudiés, seuls le Portugal et l’Espagne sont décrits comme disposant de cadres spécifiques pour les projets hybrides. Les autres, selon Ember, manquent encore de voies réglementaires claires.

Cette lacune pourrait s’avérer plus importante que la question technique. De nombreuses transitions énergétiques stagnent non pas parce que l’équipement manque, mais parce que les règles de permis, les procédures de raccordement et la conception des marchés n’ont pas suivi des modèles techniquement viables. Les projets hybrides peuvent se retrouver coincés entre plusieurs catégories, n’étant traités ni comme de simples mises à niveau ni comme des projets neufs classiques.

Ember appelle à des réformes législatives ciblées et à un traitement prioritaire plus rapide des demandes de projets hybrides. En pratique, l’organisation soutient que les pouvoirs publics devraient considérer les projets à connexion partagée comme une catégorie particulière de déploiement renouvelable méritant une procédure simplifiée. Si les gouvernements adoptent cette logique, l’estimation de 25 GW ressemble moins à un plafond théorique qu’à un pipeline réellement mobilisable.

L’enjeu plus large est que l’efficacité du réseau devient aussi importante que la technologie de production dans la prochaine phase de construction du système énergétique européen. Les panneaux solaires et les éoliennes ne sont plus la seule ressource rare. Les droits de raccordement, la gestion des files d’attente et la clarté réglementaire déterminent de plus en plus la quantité d’électricité propre qui atteint le système à temps pour compter.

Une solution ciblée à l’impact potentiellement large

L’hybridation ne résoudra pas tous les problèmes structurels des réseaux électriques européens. Elle ne peut pas remplacer une expansion majeure du transport, et elle dépend de conditions techniques et commerciales propres à chaque site. Certaines installations hydroélectriques seront bien mieux adaptées que d’autres, et le passage du potentiel analytique à la capacité mise en service est rarement fluide.

Malgré cela, le concept est convaincant parce qu’il s’attaque à un goulot d’étranglement à la fois immédiat et trop coûteux à ignorer. Si les pays peuvent débloquer des ajouts significatifs de renouvelables en utilisant mieux les liaisons réseau existantes, ils gagnent du temps pendant que les grands projets d’infrastructure avancent au rythme plus lent des cycles de planification.

Cela fait du rapport d’Ember moins une promesse d’abondance facile qu’un rappel : la transition énergétique est aussi, en partie, un problème d’optimisation. L’Europe n’a peut-être pas besoin d’attendre que chaque nouveau fil soit construit avant d’ajouter davantage d’électricité propre. Dans certains endroits, la prochaine vague de renouvelables pourrait arriver en partageant les actifs réseau déjà en service.

Si les régulateurs agissent vite, les sites hydroélectriques pourraient devenir des bases de lancement pour un déploiement renouvelable plus rapide. L’ampleur avancée par Ember montre qu’il ne s’agit pas d’un ajustement marginal. C’est potentiellement une pièce importante du puzzle européen de l’électricité propre à l’horizon 2030, fondée non sur une technologie spéculative, mais sur une meilleure utilisation d’une infrastructure déjà en place.

Cet article s’appuie sur le reportage de CleanTechnica. Lire l’article original.