La transition énergétique exige un recentrage des investissements sur l'ensemble du réseau électrique, selon des analystes

Le 1er septembre 2026, les analystes de la transition énergétique Diego Hernandez Diaz et Humayun Tai ont publié une évaluation stratégique préconisant un changement de paradigme fondamental dans la manière dont les investissements du secteur de l'énergie sont évalués et déployés à l'échelle mondiale. Les analystes soutiennent qu'à mesure que le système énergétique mondial se développe, la prochaine phase de décarbonation ne peut pas reposer uniquement sur l'augmentation de la capacité de production à faible émission de carbone, telle que l'énergie éolienne et solaire. Au lieu de cela, les institutions financières, les services publics d'électricité et les organismes de réglementation doivent prioriser les investissements à l'échelle du système dans la flexibilité, les infrastructures de réseau et la résilience opérationnelle. Alors que les sources d'énergie renouvelable variables prennent une part plus importante dans le mix électrique, les goulots d'étranglement structurels — allant de la congestion du réseau de transport et de la hausse des taux d'écrêtement aux risques météorologiques extrêmes — posent de nouveaux défis aux réseaux électriques du monde entier. Pour répondre à ces points de friction opérationnels, il convient d'aller au-delà des simples indicateurs de coût de production pour s'orienter vers une évaluation globale de la valeur pour l'ensemble du système.

## Faits marquants - Les analystes de l'énergie Diego Hernandez Diaz et Humayun Tai ont publié un cadre sectoriel le Sept. 1, 2026, appelant à une réorientation vers la valeur pour l'ensemble du système dans les investissements mondiaux de la transition énergétique. - L'analyse souligne que l'extension de la capacité de production à faible émission de carbone doit s'accompagner d'une flexibilité à l'échelle du système, du stockage d'énergie et de la résilience du réseau pour garantir la stabilité de celui-ci. - Le déploiement rapide d'énergies renouvelables variables sans expansion parallèle du réseau a entraîné de sévères goulots d'étranglement, une cannibalisation localisée des prix de l'électricité et une augmentation de l'écrêtement de la production sur les principaux marchés de l'énergie. - Les objectifs climatiques mondiaux, notamment ceux alignés sur l'Accord de Paris de 2015 et les engagements pris lors de la COP28 en 2023, dépendent de plus en plus de la résolution des files d'attente de raccordement au réseau et des contraintes d'infrastructure. - Les indicateurs financiers tels que le coût nivelé de l'électricité deviennent insuffisants à eux seuls pour évaluer les actifs d'infrastructure à long terme dans des réseaux électriques complexes à forte proportion d'énergies renouvelables.

## Ce qui s'est passé Dans leur analyse du Sept. 1, 2026, Diego Hernandez Diaz et Humayun Tai exposent la manière dont l'expansion de la transition énergétique mondiale est arrivée à un tournant structurel critique. Au cours de la dernière décennie, l'objectif principal des investissements dans les énergies renouvelables était de faire baisser le coût nivelé de l'électricité pour les actifs de production individuels, en particulier le solaire photovoltaïque à grande échelle et les parcs éoliens terrestres et en mer. Bien que cette stratégie ait réussi à amener les technologies renouvelables à la parité des coûts avec les combustibles fossiles traditionnels dans de nombreuses juridictions, elle a créé un déséquilibre dans le développement global du système électrique.

Les auteurs détaillent qu'à mesure que les réseaux électriques absorbent des pourcentages plus élevés d'énergie intermittente et non synchrone, les limites physiques et financières des réseaux de transport et de distribution existants deviennent apparentes. Dans les régions à forte densité de développement d'énergies propres, les producteurs sont de plus en plus confrontés à l'écrêtement de la production — où les gestionnaires de réseau ordonnent aux centrales renouvelables de réduire leur production parce que les lignes de transport à haute tension n'ont pas la capacité d'acheminer l'électricité vers les centres de consommation. En outre, une forte production simultanée d'énergie solaire et éolienne entraîne souvent une chute brutale des prix sur le marché de gros de l'électricité pendant les heures de pointe de production, créant un phénomène connu sous le nom de cannibalisation des prix qui fragilise les revenus des projets.

Pour remédier à ces vulnérabilités, Hernandez Diaz et Tai proposent d'évaluer les investissements de la transition énergétique à travers un cadre de « valeur pour l'ensemble du système ». Selon ce modèle, les développeurs de projets, les investisseurs institutionnels et les conseils de planification des services publics doivent évaluer les décisions de dépenses d'investissement en fonction de la contribution d'un actif à la stabilité et à l'efficacité globales du réseau électrique. Cette approche nécessite de prendre en compte l'ensemble des coûts et des avantages du système, y compris la nécessité de batteries de stockage à grande échelle, d'interconnexions haute tension, de compensateurs synchrones pour la stabilisation de la fréquence, de capacités de réponse à la demande et de production d'appoint pour fournir une capacité propre et pilotable.

## Pourquoi c'est important La transition vers un modèle de valeur pour l'ensemble du système comporte des implications majeures pour les marchés des capitaux, la politique énergétique et les consommateurs d'électricité dans le monde entier. Pour les investisseurs institutionnels et les fonds de capital-investissement spécialisés dans les infrastructures, les modèles traditionnels de souscription fondés exclusivement sur des contrats d'achat d'électricité à taux fixe font face à une exposition accrue aux risques de congestion du réseau et de prix de gros négatifs. L'évaluation des projets doit de plus en plus tenir compte de la capacité de transport localisée et des coûts d'intégration au réseau afin d'éviter la dépréciation des actifs.

Pour les gestionnaires de réseaux de transport et les organismes de réglementation des services publics, une planification à l'échelle du système est essentielle pour prévenir les pannes générales et partielles d'électricité à mesure que les actifs de production de base fonctionnant aux combustibles fossiles, tels que les centrales au charbon et au gaz naturel, sont mis à la retraite. Les sources de production variable nécessitent des actifs de réserve à action rapide pour équilibrer les variations rapides de l'offre causées par les changements météorologiques. Sans investissements proportionnels dans le stockage d'énergie à longue durée, les réseaux de distribution intelligents et les marchés de capacité flexible, les réseaux électriques font face à une vulnérabilité accrue aux déficits d'approvisionnement pendant les périodes de faible production renouvelable.

Pour les consommateurs finaux et les utilisateurs d'énergie industriels, les stratégies d'investissement à l'échelle du système influencent directement la viabilité financière et la fiabilité à long terme de l'électricité. S'investir excessivement dans les actifs de production tout en sous-investissant dans les infrastructures de réseau augmente les coûts totaux du système en raison de frais de transport élevés, de redevances de congestion et de paiements d'équilibrage d'urgence — des dépenses finalement répercutées sur les consommateurs. À l'inverse, des investissements stratégiques dans la flexibilité du réseau et la résilience localisée, tels que les micro-réseaux et les systèmes de stockage d'énergie par batterie, aident à préserver les économies régionales contre les pannes de réseau catastrophiques causées par des événements météorologiques extrêmes.

## Contexte Les défis structurels mis en évidence dans l'analyse reflètent des tendances historiques plus larges sur les marchés mondiaux de l'énergie depuis l'adoption de l'Accord de Paris en 2015. Dans le cadre de ce traité international emblématique sur le climat, 195 parties participantes se sont engagées à limiter l'augmentation moyenne de la température mondiale bien en dessous de 2,0 degrés Celsius par rapport aux niveaux préindustriels, en visant une limite de 1,5 degré. Pour atteindre ces objectifs de décarbonation, les gouvernements du monde entier ont mis en œuvre des incitations politiques ambitieuses, notamment des crédits d'impôt au titre de la loi United States Inflation Reduction Act of 2022, des tarifs d'achat garantis en Europe occidentale et des enchères de renouvelables soutenues par l'État en Asie et en Amérique latine.

Lors de la Conférence des Nations Unies sur les changements climatiques (COP28) à Dubaï en décembre 2023, les pays participants s'étaient engagés à tripler la capacité mondiale d'énergie renouvelable d'ici 2030. Cette accélération politique a permis de stimuler des déploiements records d'actifs éoliens et solaires. Cependant, les investissements dans les infrastructures physiques de lignes de transport, de transformateurs de distribution et de technologies de stockage d'énergie n'ont pas progressé au même rythme que le développement de la production.

Les obstacles réglementaires et la lenteur des procédures d'octroi de permis ont fortement contribué à cet écart. Aux États-Unis, les données de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) et des gestionnaires de réseaux régionaux ont montré que des centaines de gigawatts de projets d'énergie propre proposés étaient bloqués dans des files d'attente de raccordement s'étalant sur plusieurs années. En Europe, les projets de transport transfrontalier ont fréquemment subi des retards de plusieurs années en raison de procédures d'autorisation plurijuridictionnelles complexes et de l'opposition des municipalités. Pendant ce temps, l'accélération du changement climatique a intensifié la fréquence des événements météorologiques extrêmes — tels que les vagues de chaleur, les gels hivernaux et les tempêtes violentes —, exposant la vulnérabilité physique des réseaux électriques vieillissants sur des marchés comme le Texas, la Californie et South Australia.

## Réactions À la suite de la publication de l'analyse par Hernandez Diaz et Tai, les acteurs du marché de l'énergie et les chercheurs en politiques énergétiques ont souligné que les stratégies de capital institutionnel commencent déjà à s'adapter aux réalités à l'échelle du système. Les gestionnaires d'actifs et les producteurs d'électricité indépendants structurent de plus en plus les projets d'énergie propre sous forme de développements hybrides, en associant des systèmes de stockage d'énergie par batterie à des installations solaires et éoliennes afin d'atténuer les risques d'écrêtement et de tirer parti de l'arbitrage de prix pendant les périodes de pointe de la demande.

Les autorités de régulation et les gestionnaires de marché font face à une pression croissante pour réformer les règles du marché de l'électricité afin d'inciter les services de réseau. Les économistes de l'énergie font remarquer que les structures historiques du marché de l'électricité, qui rémunèrent principalement les producteurs sur la base du volume d'extrants en mégawattheures, ne récompensent pas de manière adéquate les services de flexibilité clés tels que le soutien de tension, la puissance réactive, la réponse rapide en fréquence et les capacités de redémarrage à noir. En réponse, des organismes tels que la FERC aux États-Unis et le European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) en Europe font progresser des réformes réglementaires visant à accélérer les processus de raccordement au réseau et à améliorer les cadres de planification du transport à long terme. Les groupes de défense des politiques environnementales ont également relayé l'appel à la modernisation du réseau, soulignant qu'une électrification massive des transports et du chauffage ne peut se faire sans un socle de réseau électrique résilient.

## Ce que nous ne savons pas encore Malgré un consensus croissant sur la nécessité d'une planification énergétique à l'échelle du système, plusieurs incertitudes majeures subsistent quant à la manière dont ce modèle sera mis en œuvre à grande échelle. Premièrement, des indicateurs financiers et réglementaires normalisés permettant de définir et de quantifier la « valeur pour l'ensemble du système » sur les différents marchés géographiques de l'électricité n'ont pas encore été établis. Les investisseurs manquent de points de référence unifiés pour évaluer le bénéfice net comparatif d'actifs d'infrastructures hybrides complexes par rapport aux installations traditionnelles d'actifs uniques.

Deuxièmement, le mix technologique optimal à long terme pour assurer un stockage d'énergie sur plusieurs jours reste incertain. Si les batteries lithium-ion à courte durée sont largement déployées pour l'équilibrage à court terme, les technologies rentables de stockage d'énergie sur plusieurs jours ou saisonnier — telles que l'hydrogène vert, les batteries fer-air ou l'extension des centrales de pompage-turbinage — n'ont pas encore atteint une viabilité commerciale à grande échelle dans le cadre de la configuration actuelle des marchés.

Troisièmement, des questions réglementaires et politiques persistent concernant les cadres de répartition des coûts pour les projets de transport plurijuridictionnels. Déterminer comment les coûts de capital pour les grandes lignes haute tension transfrontalières doivent être répartis entre les usagers régionaux des services publics, les autorités municipales et les gouvernements fédéraux reste un point de friction réglementaire, laissant ouverte la question de savoir si les investissements dans les réseaux peuvent être exécutés suffisamment rapidement pour éviter de nouveaux goulots d'étranglement.

## À surveiller Au cours des mois et des années à venir, plusieurs évolutions spécifiques indiqueront si les marchés de l'énergie adoptent avec succès une approche d'investissement axée sur la valeur pour l'ensemble du système.

Premièrement, la mise en œuvre réglementaire des réformes de planification du réseau — telles que le FERC Order 2023 aux États-Unis et les plans directeurs régionaux révisés de transport dans l'Union européenne — fournira un indicateur clair pour savoir si les retards de raccordement au réseau se résorbent efficacement.

Deuxièmement, les rapports annuels sur les dépenses d'investissement publiés par des organisations internationales, dont l'International Energy Agency (IEA), indiqueront si l'investissement mondial dans les infrastructures de réseau s'accroît pour s'aligner sur les flux de capitaux destinés à la production d'énergies renouvelables.

Troisièmement, le développement de mécanismes de marché spécialisés — notamment les obligations d'État relatives au stockage d'énergie à longue durée, la révision des règles relatives aux marchés de capacité et l'extension des marchés de services auxiliaires — permettra de vérifier si les développeurs de projets disposent de flux de revenus adéquats pour financer des actifs de flexibilité.

Enfin, les stratégies d'approvisionnement en énergie propre des entreprises mériteront une surveillance étroite alors que les grandes entreprises technologiques et les consommateurs industriels passent de compensations annuelles d'énergies renouvelables à des cadres d'approvisionnement en énergie sans carbone 24/7, stimulant l'investissement privé direct dans des technologies d'énergie propre fermes et pilotables.

Ce rapport est basé sur l'analyse stratégique et les travaux publiés par Diego Hernandez Diaz et Humayun Tai le Sept. 1, 2026.