Les dépenses de réseau glissent des câbles vers les contrôles, l'IA et les batteries mettent le réseau à l'épreuve

Le ministère du Climat, de l'Énergie et de l'Environnement a indiqué le 1er octobre que les projets déjà en attente de raccordement dans le Honam, qui couvre Gwangju et les provinces du Jeolla du Nord et du Sud, seront prioritaires dans un cadre révisé, censé entrer en vigueur en janvier 2027, selon pv magazine. Une partie de la région du Chungcheong rouvre elle aussi. Les restrictions sur la côte est doivent être levées au premier semestre 2027.

Avec ce nouveau régime de raccordement flexible, les projets peuvent se brancher au-delà de la limite d'accueil normale d'une section. La production est écrêtée lorsque la génération dépasse ce que le réseau peut transporter. Le ministère indique que cela fait passer la limite de raccordement solaire de 14 MW à 16 MW sur une ligne de distribution et de 50 MW à 60 MW dans un poste. Ce seul changement permettrait, selon lui, d'ajouter 2,6 GW de solaire dans le Honam sans nouvelle construction de réseau. Le stockage y joue aussi un rôle direct. D'ici 2030, le ministère veut raccorder 3 GW de solaire supplémentaire dans les zones saturées grâce à des batteries sur les réseaux de distribution, et 1,6 GW de plus via du stockage dans les postes. Il n'a pas précisé la capacité de batteries concernée.

Le ministère indique également avoir récupéré 9 GW de droits de raccordement auprès de projets solaires qui avaient réservé de la capacité sans être viables. Il s'attend à en récupérer plus de 10 GW dans le seul Honam d'ici 2030, y compris auprès d'éolien offshore retardé.

Les études de raccordement vont aussi changer. Jusqu'ici, elles partaient du principe que les nouvelles renouvelables fonctionneraient après les centrales fossiles existantes. Elles supposeront désormais que les renouvelables sont appelées en premier. Le ministère estime que ce basculement permet 20 GW de capacité renouvelable supplémentaire à l'échelle nationale d'ici 2030. La capacité d'accueil au niveau du transport national devrait passer de 119 GW à 171 GW, et celle au niveau de la distribution de 84 GW à 110 GW.

L'argent se déplace vers les câbles

Le débat sur les dépenses a un équivalent européen. La Banque européenne d'investissement et BNP Paribas ont lancé un dispositif de garantie pour les réseaux électriques européens. EU Today l'a rapporté le 30 septembre comme un programme de 700 000 000 euros, Devdiscourse chiffrant l'investissement associé à 2 800 000 000 euros. Les deux récits ne comptent pas la même chose : l'un décrit la garantie, l'autre l'investissement qu'elle est censée soutenir. Le dossier ne les réconcilie pas.

L'IRENA a déclaré que l'investissement dans les réseaux doit atteindre 1 000 000 000 000 de dollars américains par an d'ici 2035, un chiffre repris par Canal Solar le 30 septembre. Le même média a rapporté l'estimation de l'AIE selon laquelle la modernisation des réseaux pourrait libérer jusqu'à 330 GW de capacité de raccordement. Voilà les chiffres sur lesquels s'ancre désormais la conversation politique. Ils expliquent pourquoi les files d'attente de raccordement sont devenues un problème politique plutôt qu'une note de bas de page technique.

Au Royaume-Uni, le gouvernement a annoncé un Great British Grid public, couvert par Renewable Energy Magazine le 30 septembre et par Envirotec Magazine le même jour. Le soutien de l'industrie à ce plan, associé au maire du Grand Manchester Andy Burnham, a été rapporté par Enlit World le 30 septembre. National Grid, Net Zero Industry Wales et Celtic Freeport ont annoncé séparément un partenariat pour accélérer les raccordements électriques industriels dans le sud du Pays de Galles, selon Business News Wales le 1er octobre. National Grid dépense aussi 32 000 000 de dollars dans le poste de Perry Street, vieux de 110 ans, pour absorber la croissance de la charge, selon un rapport du 1er octobre.

Les travaux au niveau de la distribution sont plus modestes mais réguliers. NGED a achevé une modernisation de 7 000 000 de livres du réseau de Torquay, au bénéfice de 40 000 foyers, a rapporté Torbay Weekly le 1er octobre. E.ON a lancé en Hongrie une mise à niveau du réseau de 230 000 000 000 de forints, a indiqué le Budapest Business Journal le 1er octobre.

Batteries, assureurs et le risque de partager une prise

Le stockage est l'élément du réseau qui bouge le plus vite, et son profil assurantiel évolue avec lui. Olly Litterick, responsable des renouvelables chez Tokio Marine GX, a déclaré à ESS News que les sites solaires avec stockage co-implantés portent désormais « des centaines de millions de dollars, voire des milliards de dollars d'exposition en un seul endroit où plusieurs assurés partagent des points de raccordement au réseau ».

TMGX couvre la perte de revenus liée à un dommage matériel. Une défaillance à un point d'exportation partagé peut donc frapper plusieurs projets assurés à la fois. « Quand le réseau tombe à cause d'un incident matériel, ou qu'il y a une panne de transformateur ou quelque chose de ce genre, vous savez, les chiffres peuvent être astronomiques », a déclaré Litterick. Il a ajouté que le portefeuille de batteries de l'entreprise, d'environ 8 GW, est « probablement un peu dépassé » tant il croît vite, et que l'essentiel est encore en construction. L'emballement thermique reste le principal facteur des estimations de perte maximale probable.

Les petites batteries sont plutôt poussées dans les foyers et dans la rue. MIT Technology Review a rapporté le 1er octobre que PopWheels exploite environ 50 armoires d'échange de batteries et environ 2 500 batteries à New York. L'entreprise a commencé à fournir des exploitants de charrettes alimentaires, où environ quatre batteries fournissent cinq kilowattheures, soit à peu près une journée d'exploitation pour beaucoup de charrettes. Copper, de son côté, construit des plaques à induction avec batteries intégrées. Sam Calisch, cofondateur et PDG de l'entreprise, a déclaré lors d'un événement de la New York Climate Week le 24 septembre que si chaque plaque de cuisson américaine était livrée avec une batterie, cela représenterait des dizaines de gigawatts.

L'économie des grandes installations est scrutée de près pour une autre raison. Canary Media a rapporté le 24 septembre un coup de pouce de 1 900 000 000 de dollars du département de l'Énergie pour les technologies de réseau avancées. La batterie Moss Landing de Vistra, en Californie, a de nouveau pris feu, a rapporté Canary Media le 18 septembre. Ce genre d'événement façonne l'opposition locale au stockage de grande taille.

Les règles de chaîne d'approvisionnement arrivent avant le matériel

Le 26 août 2026, le président Trump a signé un décret déclarant l'état d'urgence nationale afin de restreindre les équipements étrangers à haut risque dans le réseau électrique américain, selon SemiEngineering. Le texte couvre les équipements de production, de transport et de contrôle fonctionnant à 69 kilovolts ou plus, notamment les grands transformateurs, les onduleurs raccordés au réseau, les disjoncteurs, les systèmes de stockage par batteries et les logiciels SCADA. Les onduleurs solaires résidentiels standard et la distribution commerciale en dessous de 69 kV n'entrent pas dans son champ.

Aucun fournisseur n'a été nommé. Les détails n'existeront pas tant que le département de l'Énergie n'aura pas publié les règles d'application, attendues le 24 décembre 2026. Celles-ci pourraient prendre la forme d'une liste d'entités interdites, d'une liste blanche de fournisseurs préqualifiés, ou des deux. Les transactions postérieures au 26 août peuvent être restreintes, et le secrétaire à l'Énergie peut exiger que les équipements installés avant cette date soient surveillés, déconnectés, remplacés ou retirés. Le décret suit la chaîne d'approvisionnement vers le bas. Un fabricant américain ou européen qui s'approvisionne en puces, modules de communication ou logiciels internes dans une juridiction visée peut donc voir son produit fini restreint malgré tout.

Les centres de données se trouvent de l'autre côté de la même contrainte. Google fait passer ses centres de données d'IA de l'alimentation de secours à un fonctionnement interactif avec le réseau, a rapporté Data Center Knowledge le 25 septembre. Aux Pays-Bas, la congestion du réseau pousse le développement des centres de données au-delà d'Amsterdam, a rapporté le même média le 21 septembre.

Le fil commun à tout cela : la capacité s'achète avec du logiciel, du stockage et des raccordements flexibles, et non plus seulement avec de nouvelles lignes. Savoir si cela suffira à suivre la demande, c'est la question à laquelle répondra la prochaine série de dépôts.