File d'attente du réseau à Bruxelles : 375 GW d'énergie propre en attente pendant que ports et aéroports sont sommés de se brancher

La dernière concrétisation de l'agenda bruxellois sur la réforme du marché de l'électricité est une file d'attente. Selon le briefing de Transport & Environment, signalé par CleanTechnica le 1er octobre, 375 GW de projets d'énergie propre et 455 GW de projets de stockage par batteries attendent l'autorisation de se connecter au réseau. À leurs côtés figurent des demandeurs côté consommation comme les usines, les centres de données, les ports et les aéroports. Les deux files sont techniquement distinctes, l'une pour la production et l'autre pour la demande, mais elles butent sur le même obstacle : la construction de nouvelles infrastructures prend plus de temps que l'arrivée des projets.

C'est ce contexte inconfortable qui précède une semaine de chiffres inhabituellement précis sur ce que l'électrification est censée apporter.

Le stockage n'est pas de la production

Le 2 octobre, Fraunhofer ISE a mis en ligne gratuitement un simulateur de prix de l'électricité sur sa plateforme Energy-Charts.info, basé sur les ordres d'achat et de vente réels des enchères allemandes à un jour. Les utilisateurs peuvent configurer une flotte hypothétique de batteries de 0 à 20 GW avec une durée de stockage de deux à six heures, et activer ou non la réaction des offres bloquées aux prix ainsi que le couplage avec les marchés voisins. En exécutant les données de 2025, Fraunhofer a constaté que 20 GW de batteries de deux heures auraient réduit l'écart moyen quotidien entre le quart d'heure le plus cher et le moins cher de 130 €/MWh à 53 €/MWh, soit une baisse de 60 %.

Cette même flotte aurait réduit les heures au-dessus de 200 €/MWh de 169 à 20 et les heures à prix négatif de 575 à 271. Le 20 janvier 2025, jour le plus cher de l'année, le pic du soir serait passé de 583 €/MWh à 221 €/MWh. Le 11 mai 2025, jour le moins cher, les prix de midi seraient montés de -250 €/MWh à -20 €/MWh. La valeur marchande du solaire aurait augmenté de 35 %, passant de 45,08 €/MWh à 61,02 €/MWh.

Leonhard Gandhi, chef de projet Energy Charts chez Fraunhofer ISE, a tiré la ligne logique : « Les systèmes de stockage lissent les prix, mais ils ne produisent pas d'électricité. »

« Le simulateur illustre très clairement ces deux points et montre donc qu'il faut considérer le stockage et la production d'électricité fiable ensemble. »

Les entreprises veulent que les règles restent intactes

Côté demande, l'attente n'est pas silencieuse. Dans une lettre au président de la Commission Ursula von der Leyen datée du 1er octobre, les membres d'EV100, dont IKEA, EDF, Geopost et DFDS, ont exhorté Bruxelles à ne pas affaiblir les normes CO2 pour les véhicules lourds. Les règles actuelles exigent une réduction de 43 % des émissions de dioxyde de carbone par rapport aux niveaux de 2019 d'ici 2030, de 64 % d'ici 2035 et de 90 % d'ici 2040. CleanTechnica a rapporté l'argument des signataires selon lequel des objectifs stables sont ce qui rend le cas d'investissement pour les camions électriques viable, avec l'infrastructure de recharge pour véhicules lourds comme priorité déclarée.

Cette lettre a suivi la publication par la même source le 1er octobre d'une autre requête des entreprises de transport européennes, demandant à la Commission de ne pas avancer l'examen prévu pour 2027 des normes. Cette lettre cite la modification ciblée déjà effectuée pour la période 2025-2030, qui, selon elle, pourrait signifier 200 000 camions électriques de moins sur les routes européennes au cours de la prochaine décennie. Les deux lettres sont des campagnes, pas des législations, et aucune ne porte une décision.

Le calcul des coûts qui les sous-tend est contesté mais s'améliore. Une analyse de coût total de possession de Transport & Environment publiée le 28 septembre a révélé que les camions électriques sont déjà l'option la moins chère dans six des neuf principaux marchés de l'UE, qui représentent ensemble 46 % des ventes de nouveaux camions lourds. Les économies sur cinq ans atteignent 100 000 € aux Pays-Bas, 85 000 € en Allemagne et 69 000 € au Danemark, avec un retour sur investissement après deux ans, et jusqu'à 128 000 € aux Pays-Bas pour un modèle chinois.

D'où viennent les cellules

La réforme du réseau a un jumeau dans la chaîne d'approvisionnement. Une analyse de T&E publiée le 30 septembre affirme que l'UE disposera de suffisamment de cellules de batterie d'ici 2030 pour couvrir le périmètre de l'Industrial Accelerator Act, c'est-à-dire les véhicules électriques d'entreprise et privés bénéficiant d'un soutien public, à condition que tous les projets se concrétisent, y compris ceux de confiance moyenne. Elle note également qu'un quart de la capacité de cellules annoncée dans l'UE depuis 2022 a été annulée ou suspendue, et que le pipeline de projets allemands pour 2035 a été divisé par deux.

Un article complémentaire du 1er octobre chiffre la capacité en cathodes à 121 000 tonnes dans l'UE en 2027, contre une demande estimée de 52 000 à 75 000 tonnes pour satisfaire aux exigences de l'Accord de coopération commerciale UE-UK. RECHARGE, l'association européenne de l'industrie des batteries, est la source de cette projection. L'affirmation de T&E selon laquelle plus de la moitié des cellules des véhicules électriques vendus dans l'UE sont déjà fabriquées dans l'UE se heurte à son propre constat selon lequel les entités non européennes, principalement des fabricants sud-coréens, représentent plus de 72 % de la fabrication de cellules active sur le continent.

Côté demande, l'ACEA, l'Association des constructeurs automobiles européens, a demandé que les règles UE-UK soient de nouveau reportées, trois mois avant leur entrée en vigueur. La réponse de T&E du 1er octobre indique que le secteur pourrait être accusé d'agir de mauvaise foi, une charge qu'il attribue à la lettre de l'ACEA elle-même.

La courbe de la demande ne coopère pas

La croissance de la consommation d'électricité issue des véhicules électriques aux États-Unis ralentit, ce qui compte pour quiconque modélise la charge européenne. L'Agence américaine d'information sur l'énergie a estimé le 30 septembre que les véhicules électriques légers avaient consommé 8 % d'électricité en plus au premier semestre 2026 par rapport au deuxième semestre 2025, en baisse par rapport aux 13 % à 24 % de croissance observés sur les périodes de six mois récentes. Les ventes de VE aux États-Unis ont chuté de 19 % au premier semestre 2026 par rapport au semestre précédent, après la fin des crédits fédéraux d'achat le 30 septembre 2025.

Le marché automobile européen va dans l'autre sens, du moins pour une marque. Les données de l'ACEA citées par Electrek le 2 octobre montrent Kia comme la marque du top 10 des voitures particulières en plus forte croissance depuis le début de l'année, avec 377 078 immatriculations entre janvier et août, en hausse de 9 %, et des immatriculations de VE en hausse de 58 %. Le marché de l'UE, de l'AELE et du Royaume-Uni a progressé de 5,8 % sur la même période.

Les ports et aéroports doivent encore se brancher. L'AFIR oblige les navires de conteneurs et de passagers dans les ports de l'UE à utiliser l'alimentation électrique à quai d'ici 2030, et impose aux aéroports du réseau TEN-T de base et complet ayant plus de 10 000 mouvements commerciaux par an de fournir de l'électricité aux postes de contact dès 2025 et aux postes distants dès 2030. T&E note que les émissions internationales de l'aviation et du transport maritime ont augmenté de 29 % et 26 % respectivement depuis 1990, tandis que l'UE a réduit ses émissions totales de gaz à effet de serre de 30 %.

Rien de tout cela ne change la file d'attente. La question de la réforme à Bruxelles n'est plus de savoir s'il faut électrifier, mais de savoir si le réseau, les cellules et les usines de cathodes peuvent être construits dans l'ordre supposé par les lois.