Danemark : Energinet rationne le réseau

Le Danemark bloque depuis mars les grands raccordements électriques et prépare un tri des projets, alors que les demandes atteignent près de 60 GW. En Europe du Nord, le frein à la transition verte se déplace vers l’accès physique au réseau.

Dans la transition énergétique européenne, la rareté change de camp. Il ne suffit plus de produire davantage d’électricité décarbonée : encore faut-il pouvoir la transporter jusqu’aux usines, logements, bornes de recharge ou centres de données qui la réclament. Les câbles, transformateurs et postes électriques ont été conçus pour un système centralisé et moins électrifié. Le conflit porte désormais sur une ressource très concrète : la capacité disponible du réseau.

Le Danemark cesse de signer des contrats

En mars 2026, Energinet, le gestionnaire danois du réseau de transport d’électricité, c’est-à-dire l’entreprise publique chargée des lignes à haute tension, a suspendu tous les nouveaux accords de raccordement de grande taille. Lorsque cette pause a officiellement pris fin le 3 juin, Energinet a annoncé qu’il ne reviendrait pas à l’ancien système et ne signerait pas de nouveaux accords avant l’automne (Ritzau/Energinet). Les demandes de nouvelle consommation électrique atteignent près de 60 GW, soit environ huit fois la pointe actuelle de demande du pays, sous l’effet des centres de données, des batteries, des usines d’hydrogène et de l’électrification industrielle (Produktion.dk, Dansk Fjernvarme).

La réponse d’Energinet est un rationnement assumé. Au lieu du principe « premier arrivé, premier servi », les projets seront examinés par vagues, selon leur maturité, leur avancement et leur « compatibilité avec le réseau », autrement dit leur capacité à soulager ou, au contraire, à aggraver les contraintes locales (Energinet). Le régulateur danois de l’énergie, Forsyningstilsynet, a ouvert une enquête formelle pour déterminer si Energinet peut imposer ces règles sans approbation préalable au regard de la loi sur l’approvisionnement électrique (Forsyningstilsynet). Les organisations industrielles préviennent que les très grands projets pourraient attendre cinq à dix ans (Tekniq).

Le gel ne touche donc pas seulement les mégaprojets les plus visibles. Dans une enquête de février, environ une société danoise de chauffage urbain sur quatre disait déjà subir des retards de raccordement ou des offres de capacité réduites (Produktion.dk).

La file d’attente s’étend au continent

Le cas danois est aigu, mais il n’est pas isolé. La Commission européenne estime que les réseaux électriques nécessitent environ 584 milliards d’euros d’investissements d’ici 2030, tandis qu’environ 40 % des réseaux de distribution de l’UE ont plus de quarante ans (Commission européenne). L’AIE avertit que le déploiement des réseaux et les procédures d’autorisation ne suivent pas le rythme des renouvelables (AIE). CAN Europe recense plus de 500 GW d’éolien bloqués dans les files de raccordement européennes (CAN Europe).

Aux Pays-Bas, la congestion du réseau a quitté le seul terrain des grands industriels pour atteindre la construction ordinaire. À partir du 1er juillet 2026, les petits utilisateurs, comme les programmes de logements et les PME situés dans les zones saturées, entreront eux aussi dans des listes d’attente formelles (Klimaatkrachtig Goeree-Overflakkee).

En Allemagne, environ 40 000 projets attendraient un raccordement, avec quelque 45 milliards d’euros d’investissements immobilisés. Dans un cas en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, un parc industriel s’est vu indiquer que son raccordement pourrait glisser jusque dans les années 2030 (Focus).

Le mécanisme est matériel. Une demande d’énergie qui passait autrefois par le pétrole, le gaz et les carburants bascule vers les réseaux électriques. Véhicules électriques, pompes à chaleur, usines d’hydrogène et centres de données ont besoin de capacité à des endroits précis et à des heures précises. Un pays peut donc disposer d’assez de production sur l’année et rester incapable de raccorder une nouvelle usine, simplement parce que le transformateur ou le poste local est saturé.

Qui sera raccordé en premier

Le rationnement fabrique des gagnants et des perdants. Le nouveau modèle danois favorise les porteurs de projets capables de présenter des permis crédibles, un financement solide et un profil de consommation flexible. Les projets spéculatifs reculent. Les Pays-Bas rendent le tri plus explicite : les projets qui réduisent la congestion et les fonctions vitales, comme la santé, la gestion de l’eau et les transports publics, passent devant. Le logement, les infrastructures de recharge et l’expansion ordinaire des entreprises peuvent attendre (EVConsult). Une étude menée pour Utrecht a estimé qu’un arrêt complet des raccordements pourrait coûter aux entreprises locales, aux écoles et aux opérateurs de transport 75 à 225 millions d’euros par an (BVS).

Il existe des outils intermédiaires. Les technologies d’optimisation du réseau, des logiciels qui recalculent en temps réel la quantité d’électricité qu’une ligne peut transporter sans danger selon la météo, pourraient augmenter la capacité utilisable de 20 à 40 % sans construire de nouvelles lignes (CATF). L’Allemagne autorise déjà les opérateurs à réduire temporairement la puissance de charges pilotables supérieures à 4,2 kW, comme les pompes à chaleur et les bornes de recharge, lors des congestions, plutôt que de refuser leur raccordement (EnBW). Le nouveau paquet européen sur les réseaux pousse dans la même direction : autorisations accélérées, meilleur filtrage des files d’attente, raccordements flexibles et partage transfrontalier des coûts (Eurelectric).

La question politique centrale est celle de l’allocation. Les cartes de capacité indiquent aux développeurs où le réseau est saturé, mais elles signalent aussi aux investisseurs quelles régions restent crédibles. Quand un transformateur est plein, les pouvoirs publics doivent arbitrer entre un centre de données, un programme de logements, un projet de batterie et une conversion au chauffage urbain. L’Europe a passé une décennie à débattre du rythme de la transition verte. Elle doit maintenant décider qui avance en premier.