Le réseau danois sature

Privé d’une partie de ses moyens pilotables, le Danemark dépend de plus en plus des câbles qui le relient à la Suède, à la Norvège et à l’Allemagne. Le pari européen des interconnexions réduit les coûts ordinaires, mais déplace le pouvoir vers les pays capables de produire à la demande.

Un ciel gris, immobile, au-dessus de la mer du Nord : pas de vent, pas de soleil. Les Danois appellent cela une dunkelflaute, une période où l’éolien et le solaire décrochent en même temps sur une vaste zone. Pour le Danemark, qui a fermé une large part de ses capacités domestiques d’appoint, ces creux obligent le réseau à importer par câbles sous-marins depuis la Suède, la Norvège et l’Allemagne (Politiken). En 2025, le pays a acheté plus d’électricité à ses voisins que jamais auparavant (Portfolio.hu). C’est le test grandeur nature d’un pari qui gagne toute l’Europe : remplacer les centrales que l’on ferme par des interconnexions transfrontalières.

Le réseau danois n’a plus de marge

La météo n’est que le premier verrou. Energinet, le gestionnaire du réseau danois, indique que des centres de données, des usines d’hydrogène et des projets de batteries ont demandé des raccordements pour environ 60 GW, soit près de huit fois la pointe actuelle de consommation du pays (Energinet). Une partie de ces demandes relève de la prise de rang : les entreprises déposent tôt, et beaucoup de projets ne verront pas le jour. Mais même une fraction suffirait à tendre un réseau déjà incapable d’absorber la demande. Energinet a cessé d’accepter de nouvelles demandes de raccordement au niveau du transport.

Le chauffage urbain montre la pression côté consommation. Environ une entreprise danoise de chauffage urbain sur quatre signale des raccordements retardés ou une capacité inférieure à celle demandée. La fédération Dansk Fjernvarme prévoit que la part de l’électricité dans le chauffage urbain passera d’environ 10 % aujourd’hui à 45 % d’ici 2035 (Via Ritzau). Davantage de demande électrique, moins de centrales nationales mobilisables, le même réseau contraint : l’équation danoise est simple, et défavorable.

Qui vend l’électricité, qui la paie

Le marché européen de l’électricité fait circuler le courant des zones les moins chères vers les zones les plus chères à travers les câbles transfrontaliers, jusqu’à saturation de ces câbles (Commission européenne). Le mécanisme fonctionne lorsque les tensions sont locales. Il devient fragile lorsque tout le monde manque d’électricité au même moment.

La France illustre l’avantage de conserver une production pilotable. Au premier semestre 2026, elle a exporté 51 TWh nets, rapportant environ 3 milliards d’euros aux producteurs et près de 1,3 milliard d’euros de recettes d’utilisation des interconnexions à RTE, le gestionnaire du réseau français (Le Figaro). Elle a vendu à un prix moyen d’environ 61,9 euros/MWh. Les pays importateurs ont payé presque deux fois plus, autour de 111,6 euros/MWh (Les Énergies Renouvelables). Le nucléaire donne à la France une capacité que ses voisins rémunèrent cher quand leur propre système se tend : produire quand on en a besoin.

Cette rente ne protège pas entièrement les consommateurs français. Les tarifs des ménages augmenteront de 2,5 % le 1er août pour environ 19,37 millions de foyers (Challenges). Les réseaux et les capacités de secours se financent quelle que soit l’évolution du prix de gros. Sur les mêmes six mois, le marché français a enregistré 407 heures de prix négatifs, ces moments où l’électricité excédentaire ne trouve plus de débouché rentable ; la facture d’infrastructure, elle, continue de monter.

La Suède révèle une autre ligne de partage. Son réseau est découpé en zones de prix : les régions du sud, les plus proches du Danemark, subissent des coûts de gros plus élevés lorsque la demande danoise aspire l’électricité à travers la frontière (GP). Les producteurs suédois gagnent à vendre sur un marché danois tendu. Les ménages suédois situés dans les mêmes zones paient davantage. L’île danoise de Bornholm ne dispose que de 35 MW d’importation garantie depuis la Suède, bien en dessous de la capacité technique du câble, car les tensions sur les réseaux du sud suédois limitent ce que Stockholm peut promettre (Bornholm.nu).

L’Allemagne, elle, achète sa propre assurance. La Bundesnetzagentur, le régulateur allemand de l’énergie, conserve 7 407 MW de réserve réseau pour l’hiver 2026-2027 : des centrales placées hors du marché ordinaire, activées uniquement en cas d’urgence (Bundesnetzagentur). Berlin a adopté en mai 2026 une loi sur le marché de capacité, qui rémunérera des centrales et des batteries pour exister et rester disponibles, même lorsqu’elles fonctionnent rarement. C’est précisément le type de secours que le Danemark a choisi de ne pas garder.

La Finlande rappelle enfin le risque physique. Lorsqu’une de ses deux liaisons sous-marines avec l’Estonie a été arrêtée pour réparations, les prix ont bondi et l’approvisionnement s’est immédiatement tendu (Grivolt). Un câble peut être sectionné, congestionné ou indisponible pour maintenance au pire moment.

ENTSO-E, l’organisme qui coordonne les gestionnaires de réseau européens, mène des tests à l’échelle du continent pour vérifier si les pays disposeront d’assez d’électricité pendant les périodes de tension, précisément parce que l’aide transfrontalière est conditionnelle, non automatique (ENTSO-E, ACER). Le Danemark met à nu le contrat implicite du réseau vert européen : les câbles réduisent les coûts en temps normal, mais ils ne garantissent pas l’électricité lorsque le vent tombe sur toute une région. Les pays qui ont conservé des moyens pilotables fixeront le prix. Ceux qui ont fait confiance aux câbles paieront plus cher dans les heures difficiles.