L'Europe manque de capacités de secours pour les semaines d'hiver sans vent, selon une étude

L'ambition de l'Europe de fonctionner uniquement à l'électricité renouvelable se heurte à un problème hivernal. Lorsque des conditions anticycloniques s'installent sur le continent pendant plusieurs jours d'affilée, les températures chutent, la demande de chauffage grimpe en flèche et le vent cesse de souffler. Les panneaux solaires ne produisent quasiment rien en décembre et janvier. Les batteries peuvent couvrir quelques heures, pas des semaines. Résultat, selon une nouvelle étude de modélisation : un déficit qu'aucune quantité d'éoliennes ou de parcs solaires ne peut combler, et que les centrales de secours nécessaires pour le combler ne peuvent pas rentabiliser selon les règles actuelles du marché.

L'été qui a préfiguré le défi

L'étude paraît après un été qui a déjà mis en lumière la fragilité du système actuel. Les vagues de chaleur à répétition qui ont touché le continent en 2026 ont fait baisser le niveau des rivières et monté la température de l'eau au point que les réacteurs nucléaires ne parvenaient plus à se refroidir. La Hongrie a perdu l'essentiel de la production de la centrale de Paks, sur le Danube, soit une part importante de l'électricité du pays. En France, les centrales refroidies par eau de mer ont dû réduire leur fonctionnement parce que des méduses, proliférant dans une eau plus chaude, ont colmaté leurs filtres d'admission. Dans le même temps, des nuits tropicales ont propulsé la demande en soirée à des niveaux records, les ménages faisant tourner la climatisation jusque tard dans la nuit.

Ce n'était pas le premier avertissement. Fin 2024, une période prolongée de faible vent et de faible ensoleillement dans le nord-ouest de l'Europe a fait s'envoler les prix de gros et a contraint à un recours accru à la production au gaz et aux importations. Ce phénomène porte un nom chez les chercheurs : les sécheresses énergétiques. Ce sont des épisodes où la production éolienne et solaire chute en même temps, souvent sur l'ensemble du réseau européen interconnecté, ne laissant aucun voisin disposant d'un surplus à partager.

Quatre-vingts ans de météo, un réseau contrefactuel

Des chercheurs de l'Université technique du Danemark et de l'Université de Newcastle ont construit un modèle de système énergétique européen sans aucune énergie fossile, uniquement composé d'éolien, de solaire, d'hydroélectricité, de biomasse et de nucléaire, et l'ont soumis à des tests de résistance à partir de relevés météorologiques couvrant la période 1941-2021. L'objectif n'était pas de prévoir le prochain hiver, mais de voir comment un réseau à zéro émission aurait fait face à toutes les combinaisons documentées de vent, d'ensoleillement, de température et de demande sur huit décennies.

La réponse est préoccupante. Les périodes les plus dangereuses ne sont pas les vagues de chaleur, mais les vagues de froid hivernales de plusieurs jours sous un anticyclone stagnant. La production éolienne s'effondre simultanément en mer du Nord, dans la Baltique et à l'intérieur du continent. Le solaire est négligeable. La demande de chauffage atteint son pic. Les batteries, même à très grande échelle, s'épuisent en quelques heures. La seule issue est une capacité pilotable fonctionnant plusieurs jours d'affilée : turbines à hydrogène, gaz avec capture de carbone, stockage longue durée, ou centrales nucléaires non contraintes par l'eau de refroidissement.

L'économie des actifs dormants

C'est ici que l'étude parvient à sa conclusion la plus dérangeante. La capacité de secours nécessaire pour survivre aux pires semaines resterait inutilisée la grande majorité de l'année. Sur un marché qui ne rémunère que l'énergie produite, ou même la capacité rarement sollicitée, les revenus sont trop maigres pour couvrir les coûts d'investissement. Les investisseurs ne construiront pas des centrales qui ne rapportent de l'argent peut-être qu'une fois tous les quelques années. Résultat, selon les auteurs : soit un système qui faiblit lors de la prochaine sécheresse énergétique, soit un système qui impose des prix extrêmement élevés pour subventionner la capacité de réserve.

« Nous avons également constaté que la capacité nécessaire pour maintenir la sécurité du système pendant ces périodes est rarement utilisée le reste du temps », a déclaré Marta Victoria, de la DTU, l'une des autrices de l'étude. « Elle est plus coûteuse que les énergies renouvelables ou d'autres technologies, comme l'hydroélectricité, ce qui rend son financement difficile dans les conditions actuelles du marché et se traduit par des prix de l'électricité élevés. »

Chocs à court terme et conception à long terme

Les chercheurs distinguent deux défis de résilience. La résilience à court terme est la capacité à traverser une chute brutale de la production renouvelable durant quelques heures ou quelques jours, un problème que les batteries, la modulation de la demande et les interconnexions peuvent largement résoudre. La résilience à long terme porte sur la question de savoir si le système dans son ensemble est correctement dimensionné pour résister aux sécheresses énergétiques de plusieurs jours, rares mais inévitables, qui surviennent une à deux fois par décennie. L'étude montre que l'Europe n'y est pas encore parvenue. Le réseau de transport, le mix de technologies renouvelables, le volume de stockage et la quantité de production ferme bas-carbone sont tous en deçà de ce que le modèle juge nécessaire.

Aleksander Grochowicz, l'auteur principal de l'étude, a formulé les choses ainsi : « Du point de vue du système énergétique, les conditions météorologiques extrêmes ne signifient donc pas nécessairement 'mauvais temps'. » Le point de rupture du système n'est pas une tempête, mais une semaine de janvier calme et glaciale. La complexité d'un réseau largement renouvelable, de nombreuses technologies, de nombreux pays, de nombreux régimes météorologiques, rend la modélisation difficile, mais lui offre aussi davantage de moyens de survivre, à condition que les pièces soient planifiées ensemble plutôt qu'ajoutées au coup par coup.

Ce que le réseau sait déjà

L'historique sur lequel s'appuie le modèle n'a rien d'abstrait. En janvier 2017, une vague de froid accompagnée de peu de vent et d'une forte demande de chauffage a mis à l'épreuve simultanément plusieurs systèmes nationaux. En 2021, des vitesses de vent inhabituellement faibles dans le nord-ouest et le centre de l'Europe ont persisté pendant des mois, contribuant à la flambée des prix qui a précédé la crise du gaz. Il ne s'agit pas de risques extrêmes théoriques : ce sont des événements documentés qu'un réseau à zéro émission devrait affronter sans les centrales au gaz qui ont sauvé le système la dernière fois.

L'architecture du marché, chaînon manquant

Les auteurs se gardent de prescrire une technologie unique pour le secours. Les turbines à hydrogène, le stockage thermique longue durée, le nucléaire avancé, le gaz avec capture de carbone, sont autant de candidats. Ce sur quoi ils insistent, c'est sur un cadre de marché qui rémunère la disponibilité, et pas seulement la production. Des mécanismes de capacité existent dans plusieurs États membres, mais ils sont fragmentés, souvent controversés, et ne sont pas conçus pour une sécheresse énergétique à l'échelle du continent. Une approche européenne, coordonnée par la direction générale de l'énergie de la Commission européenne et le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport, serait une étape logique, mais reste politiquement épineuse.

L'étude note également que l'expansion des énergies renouvelables doit se poursuivre. L'éolien et le solaire restent l'énergie de masse la moins chère et le fondement de l'indépendance énergétique. Le problème ne tient pas à la production, mais à la police d'assurance. « Nous devons réfléchir plus attentivement à la résilience pendant les courtes périodes où les sources renouvelables sont insuffisantes, et au prix que nous sommes prêts à payer pour cela », a déclaré Mme Victoria. « Une meilleure planification encourage l'investissement et renforce la sécurité énergétique, ce qui rend ces coûts justifiés. »

L'eau de refroidissement : la contrainte cachée

L'épisode de l'été 2026 ajoute une complication supplémentaire. Le nucléaire, souvent présenté comme l'épine dorsale ferme et bas-carbone d'un réseau renouvelable, a sa propre vulnérabilité climatique. Les centrales refroidies par rivière font face à des débits plus faibles et à des températures d'admission plus élevées. Les centrales refroidies par eau de mer sont confrontées à l'encrassement biologique. L'arrêt de Paks en Hongrie et les réductions de production liées aux méduses en France ne sont pas modélisés dans l'étude de la DTU, qui part des conditions climatiques actuelles mais d'un mix énergétique entièrement durable. Si les contraintes de refroidissement se resserrent davantage, la quantité de capacité ferme disponible en été, et donc la marge pour l'hiver, diminuera.

Le prochain point de décision

La Commission européenne doit publier d'ici fin 2026 son évaluation des mécanismes de capacité et de l'adéquation des ressources. Cet examen constituera le premier test de la disposition de Bruxelles à accepter la prémisse de l'étude : qu'une stratégie européenne unifiée de secours, financée par l'ensemble des consommateurs, est moins coûteuse que les improvisations nationales lorsque le vent tombe. Dans le même temps, l'Agence internationale de l'énergie a soulevé la même question dans son dernier rapport sur le marché de l'électricité, notant que l'investissement dans la capacité ferme est à la traîne par rapport aux ajouts de renouvelables dans les économies avancées. Les chiffres de la DTU donnent à ces deux institutions une base concrète pour une discussion qui s'est jusqu'ici tenue en termes généraux.