Un chiffre brutal : 55 % du réseau européen exposé, selon Ember
Le 24 septembre 2025, le think tank Ember publie un rapport qui tranche avec les discours rassurants des autorités : 55 % du système électrique européen dispose d’options d’importation d’urgence jugées insuffisantes en cas de crise grave. Autrement dit, plus d’un pays sur deux ne pourrait pas compter assez sur ses voisins pour éviter un blackout si une panne majeure se déclenche sur son territoire.
Ce chiffre ne sort pas de nulle part. Ember a passé au crible les capacités d’interconnexion de chaque pays européen et les a comparées à leur consommation et à leurs besoins en situation tendue. L’étude conclut que dans plus de la moitié des cas, les lignes transfrontalières sont trop faibles, trop peu nombreuses ou trop déséquilibrées pour jouer vraiment le rôle de filet de sécurité.
Le rapport insiste sur un point que le grand public découvre avec retard : les interconnexions ne sont pas un gadget pour échanger un peu d’électricité bon marché entre voisins. Elles servent de lignes de défense quand un pays décroche, quand une centrale majeure tombe en panne ou quand une vague de froid ou de chaleur met le système sous pression. Ember rappelle que ces câbles ont contribué à éviter plusieurs blackouts depuis la guerre en Ukraine, en absorbant les chocs liés au chantage gazier russe et aux tensions sur le marché européen de l’énergie.
Le problème, c’est que cette “assurance tous risques” ne couvre pas tout le continent. L’étude pointe un déséquilibre structurel entre quelques pays très interconnectés, capables d’encaisser un choc en s’appuyant sur leurs voisins, et un large bloc de pays qui restent trop isolés, parfois littéralement en bout de ligne.
Interconnexions : ce que les câbles font réellement quand le système vacille
Une interconnexion, ce n’est pas un simple “fil” entre deux pays. C’est une infrastructure de haute tension, souvent en 400 kV, qui transporte des flux pouvant dépasser 1 à 2 GW par ligne entre deux systèmes électriques. Ces lignes fonctionnent comme des “vannes” qui équilibrent en permanence les excédents et les manques de production entre voisins.
Ember rappelle que sans ces échanges, plusieurs épisodes récents auraient pu basculer en panne généralisée. Pendant les tensions de 2022 et 2023, la France a importé jusqu’à 10 à 15 GW lors de certains pics, en raison de la faible disponibilité de son parc nucléaire. Ces volumes sont de l’ordre de la production instantanée d’une dizaine de réacteurs. Sans les interconnexions vers l’Allemagne, le Royaume-Uni, l’Espagne, la Belgique ou la Suisse, le système français aurait dû s’effondrer ou rationner brutalement la demande.
Ces câbles ont aussi un rôle discret mais vital à l’échelle continentale en cas d’incident brutal. Quand une grande centrale tombe en panne ou qu’une ligne intérieure se coupe, la fréquence du système baisse ou monte. Les interconnexions réagissent en quelques secondes en ajustant automatiquement les flux. Elles stabilisent la fréquence autour de 50 Hz. Si ces lignes sont saturées ou absentes, le choc reste cantonné au pays concerné, qui doit encaisser seul la perturbation. Le risque de blackout augmente alors très vite.
Les gestionnaires de réseau ne s’en cachent pas. L’ENTSO-E, l’organisation qui regroupe les opérateurs de transport européens, répète depuis des années que la sûreté du système interconnecté repose sur trois piliers : des moyens pilotables (nucléaire, gaz, hydraulique), des réserves de flexibilité et des interconnexions robustes. Le rapport Ember montre que le troisième pilier reste encore trop faible dans plus de la moitié de l’Europe, malgré les discours sur l’union énergétique.
Pays vulnérables : Espagne, Irlande, Finlande… et un risque plus large que prévu
Le rapport Ember cite en exemple plusieurs pays qui cumulent isolement géographique et insuffisance d’interconnexions. Trois cas reviennent systématiquement : l’Espagne, l’Irlande et la Finlande.
L’Espagne illustre bien la situation. Le pays a massivement investi dans l’éolien et le solaire, avec plus de 40 GW de capacité solaire et près de 30 GW d’éolien installés à horizon 2025, mais reste à peine relié au reste de l’Europe. La capacité d’interconnexion avec la France reste très en dessous de l’objectif européen de 15 % de la capacité installée. Madrid et Paris discutent depuis des années de nouvelles lignes Pyrénées et d’un câble sous-marin via le golfe de Gascogne, mais ces projets avancent lentement, freinés par des coûts élevés, des contraintes environnementales et des oppositions locales.
L’Irlande vit sur une “île électrique”. Le pays est relié au Royaume-Uni par des câbles comme l’East-West Interconnector, d’une capacité d’environ 500 MW, et prépare de nouveaux projets HVDC vers la France. Pour un système qui affiche des pointes de consommation proches de 5 GW, ces liens restent limités pour avaler un choc majeur, surtout dans un scénario où le Royaume-Uni serait lui-même tendu.
La Finlande se trouve dans une situation différente mais tout aussi fragile. Le pays a renforcé sa production nucléaire avec l’EPR d’Olkiluoto 3, mais dépend encore de flux avec la Suède et, dans le passé, avec la Russie. Depuis l’arrêt des échanges avec le réseau russe, la marge de manœuvre s’est réduite. Les interconnexions nordiques, pourtant très développées, ne suffisent pas à compenser un déficit brutal si plusieurs aléas se cumulent.
Ember élargit le constat à une bonne partie de l’Europe de l’Est et de la péninsule ibérique. L’étude parle d’options d’importation d’urgence “limitées” pour environ 55 % du réseau, ce qui inclut des pays qui ne figurent pas dans les exemples médiatisés mais qui manquent de capacité transfrontalière par rapport à leur taille ou à la volatilité de leur bouquet électrique.
Plusieurs analystes rapprochent ces constats des débats géopolitiques plus larges, comme ceux que l’on retrouve dans l’article “trump dénonce prétendue manipulation” sur les relations transatlantiques. Dans le domaine de l’énergie, l’Europe a longtemps sous-estimé la dimension de puissance de ses réseaux. Le black-out ibérique de 2025, et les chiffres d’Ember, rappellent que les câbles et les transformateurs pèsent autant que les discours diplomatiques.
Le choc du black-out ibérique : un avertissement grandeur nature
Le 28 avril 2025, la péninsule ibérique bascule dans ce que l’ENTSO-E décrit comme “la panne d’électricité la plus grave qu’ait connue l’Europe en vingt ans”. L’Espagne et le Portugal subissent un black-out massif lié à un phénomène de surtensions en cascade. Une partie du pays plonge dans le noir, les transports et les télécommunications se dérèglent, les hôpitaux basculent sur leurs groupes électrogènes.
Le rapport préliminaire des experts européens est très clair : il ne s’agit ni d’une cyberattaque, ni d’un événement météo extrême, ni d’un “échec des renouvelables” au sens caricatural. Le centre de réflexion Ember, qui commente ce rapport, parle d’une succession d’événements techniques aggravés par des défaillances dans la gestion du système. La demi-heure précédant la panne a vu deux épisodes de fluctuations de puissance, de tension et de fréquence, suivis d’une série de déconnexions d’installations éoliennes et solaires, sans compensation suffisante par d’autres moyens de production.
Selon plusieurs analyses, la perturbation initiale s’est transformée en effondrement car le réseau manquait de moyens de régulation de la tension et d’“inertie” au sens physique. Les centrales dites pilotables, comme les turbines à gaz ou les centrales hydrauliques, apportent de l’inertie au système grâce à la rotation de leurs alternateurs. Cette inertie amortit les chocs. Un réseau qui repose majoritairement sur des renouvelables raccordés via de l’électronique de puissance, sans renforcement des dispositifs de soutien de fréquence, encaisse beaucoup plus mal les variations brutales.
Un article publié sur le site Portail IE, consacré à “l’impact du black-out ibérique sur la résilience énergétique”, va plus loin. Il décrit ce black-out comme la fin de la “naïveté énergétique” européenne. L’auteur parle d’un “échec d’une doctrine qui finance la production plutôt que des infrastructures résilientes”. En clair, l’Europe a subventionné massivement l’éolien et le solaire, mais elle a moins investi dans les réseaux, les interconnexions, le stockage et les moyens de stabilisation. La panne espagnole agit comme un crash-test à l’échelle réelle.
Les chiffres avancés sur cette panne donnent la mesure du choc. Certains médias spécialisés évoquent une perte soudaine de près de 15 GW de capacité en quelques secondes sur le système ibérique, ce qui dépasse la perte d’un gros réacteur nucléaire et touche plusieurs sources en même temps. Sans interconnexions suffisantes vers la France et le reste de l’Europe, le choc reste “piégé” dans la péninsule, qui doit absorber seule l’écroulement de tension et de fréquence.
Ce cas ibérique ne nuance pas le diagnostic d’Ember, il le renforce. Un réseau fortement renouvelable, avec des interconnexions limitées, des moyens pilotables mis au régime sec et des outils de régulation sous-dimensionnés finit par transformer une anomalie locale en effondrement national.
Résilience réelle : lignes neuves, protections renforcées, et pas seulement plus de MW
Face à ce tableau, Ember formule une recommandation nette : il faut arrêter de raisonner uniquement en mégawatts installés, et concentrer les efforts sur la résilience des réseaux. Le rapport parle d’un double chantier.
Premier chantier : accélérer le déploiement de nouvelles interconnexions. Pas de manière symbolique, mais avec des lignes de forte capacité sur les zones les plus fragiles. La péninsule ibérique, la Finlande, une partie de l’Europe de l’Est et les îles comme l’Irlande ou Chypre figurent dans cette liste. Concrètement, cela signifie des projets de lignes 400 kV supplémentaires, des câbles HVDC sous-marins, des postes de conversion et des transformateurs adaptés. Chaque ouvrage coûte souvent de l’ordre de plusieurs centaines de millions d’euros, voire plus d’un milliard pour un grand lien sous-marin, et se heurte aux recours, aux débats locaux et aux délais de construction.
Deuxième chantier : renforcer la protection des infrastructures existantes. Ember insiste sur un angle que la plupart des débats publics évitent : les réseaux électriques sont devenus des infrastructures stratégiques, voire militaires, dans un contexte de tensions géopolitiques. Le rapport plaide pour intégrer explicitement les réseaux aux stratégies de défense de l’Union européenne et de l’OTAN. Cela passe par une meilleure protection physique des postes et des lignes sensibles, une prise en compte des menaces de sabotage et de cyberattaque, et une coordination plus poussée entre opérateurs et autorités de défense.
Cette vision rejoint les analyses plus larges sur la géoéconomie de l’énergie. Le réseau électrique européen n’est pas un simple outil technique, c’est un levier de puissance et de vulnérabilité. Le débat sur “trump dénonce prétendue manipulation” montre combien les infrastructures énergétiques servent d’armes politiques. Les câbles électriques, les terminaux GNL ou les gazoducs sont devenus des sujets de sécurité nationale. Les recommandations d’Ember s’inscrivent dans ce virage.
Dans le même esprit, d’autres travaux évoquent la nécessité de combiner interconnexions, stockage et gestion active de la demande. Les zones à forte pénétration de renouvelables ont besoin de batteries de grande taille, de stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), de contrats d’effacement industriel et d’outils numériques de pilotage de la consommation. L’article “Blackout: l’Europe risque-t-elle vraiment de disjoncter ?” rappelle que les opérateurs surveillent déjà en permanence la fréquence, la tension et les flux, avec des outils de prévision qui ajustent la demande et la production. Le sujet n’est donc pas l’absence d’outils, mais l’écart entre ce que les modèles gèrent aujourd’hui et l’ampleur des chocs possibles dans un système plus tendu.
Une Europe électrique à la croisée des chemins
Le diagnostic posé par Ember est brutal mais utile : un réseau où 55 % du système reste vulnérable n’est pas prêt pour un monde de chocs climatiques, de tensions géopolitiques et de production décarbonée très variable. L’Europe a largement financé des mégawatts verts, moins les câbles et les équipements qui évitent que ces mégawatts ne se transforment en instabilité.
Le black-out ibérique de 2025 offre une démonstration grandeur nature de ce qui se passe quand un système fortement renouvelable repose sur un réseau sous-dimensionné, avec une inertie en baisse et des interconnexions trop faibles. Ce n’est pas un procès contre les énergies renouvelables, c’est un rappel que l’électricité ne se résume pas à une capacité installée sur le papier. Sans lignes, sans réserves, sans protection physique, un parc de production, même massif, reste fragile.
La vraie question n’est plus de savoir si l’Europe “risque un blackout”, question qui revient régulièrement dans les médias et que certains jugent exagérée. La question devient : combien de temps l’Europe va accepter que plus de la moitié de son réseau reste exposé, alors que les investissements dans les interconnexions, le stockage et la protection devraient figurer au même rang que ceux dans la production ?
Les prochains plans d’investissement, les choix budgétaires nationaux et les priorités de la Commission diront si le signal envoyé par Ember provoque un changement de cap ou reste une alerte de plus rangée sur une étagère. Pour l’instant, les faits sont là : la résilience coûte cher, mais l’absence de résilience a déjà un prix. Le black-out ibérique en donne un avant-goût, les 55 % de réseau vulnérable indiquent où la facture risque de tomber.
