AleaSoft Energy Forecasting, 25 juin 2025. Le système électrique espagnol a radicalement changé au cours des deux dernières décennies, avec la croissance des énergies renouvelables et de l’autoconsommation. Cependant, les réseaux n’ont pas toujours évolué au même rythme. Dans un contexte de production distribuée et de flux bidirectionnels, il est urgent de moderniser le réseau, de numériser les infrastructures et de renforcer la planification afin de garantir la stabilité et de progresser vers un système 100 % renouvelable.
Il y a deux décennies, le système électrique espagnol reposait presque exclusivement sur un modèle centralisé. De grandes centrales thermiques, nucléaires et hydrauliques produisaient l’électricité qui, via des réseaux de transport et de distribution conçus pour un flux unidirectionnel, parvenait aux consommateurs. Aujourd’hui, cependant, ce système a profondément changé. Mais l’infrastructure du réseau qui le soutient a-t-elle évolué au même rythme?
D’un réseau passif à un système complexe
Non, ce n’est plus le même système électrique. Bien que les réseaux de transport et de distribution en restent les piliers fondamentaux, leur fonction et leurs exigences ont radicalement changé. Les réseaux ne se contentent plus de transporter l’électricité des grandes centrales vers les foyers. Ils doivent désormais gérer l’arrivée de millions de petits générateurs, qu’il s’agisse de grands parcs photovoltaïques ou éoliens ou d’installations résidentielles destinées à l’autoconsommation.
Au cours des 20 dernières années, la production d’énergie renouvelable est passée de moins de 20 % de la production électrique annuelle à plus de 50 %. De plus, l’autoconsommation a connu un essor remarquable : d’abord marginale, elle est devenue une tendance imparable, avec des centaines de milliers de toits qui produisent désormais de l’électricité. Selon les données de l’APPA, l’Association des entreprises d’énergies renouvelables, en 2024, 3,7 % de la demande nationale en électricité était couverte par l’énergie issue de l’autoconsommation, alors que sept ans auparavant, en 2017, ce pourcentage atteignait à peine 0,1 %.
Et les réseaux ? Ont-ils connu la même croissance ?
En termes physiques, le réseau s’est développé. De nouvelles lignes de transport, interconnexions et sous-stations ont été déployées. Comme le dit la dialectique matérialiste, « les changements quantitatifs produisent des changements qualitatifs », et ce principe peut s’appliquer au système électrique. Il ne s’agit pas seulement d’une augmentation de la taille du réseau, mais aussi d’un changement qualitatif par rapport à ce qu’il était il y a 20 ans, lorsque l’éolien et le photovoltaïque ne faisaient pas encore partie du mix.
Cependant, cette croissance n’a pas toujours été proportionnelle à l’augmentation de la production distribuée ni aux nouvelles exigences du système. De nombreux réseaux de distribution continuent de fonctionner avec une architecture conçue pour le XXe siècle, sans la flexibilité ni la numérisation requises par le nouveau paradigme.
Des investissements ont été réalisés, mais ils n’ont pas été suffisants. La priorité a été donnée aux grands projets d’interconnexion et de renforcement du transport, mais peu d’investissements ont été consacrés à l’adaptation des réseaux de distribution, qui sont les plus touchés par la croissance de l’autoconsommation et de la production distribuée.
Protection et stabilité : de nouveaux défis
Le système de protection a également dû s’adapter. La logique de protection unidirectionnelle a été remplacée par des configurations plus complexes qui doivent gérer des flux bidirectionnels, l’intermittence des énergies renouvelables et les variations rapides de tension et de fréquence. Cependant, de nombreux réseaux ne disposent toujours pas de protections modernes adaptées à ces nouvelles conditions d’exploitation.
En conséquence, l’instabilité s’est accrue. Non pas parce que l’énergie renouvelable est « instable » en soi, mais parce que le système n’était pas prêt à l’intégrer massivement sans accompagner cette transition par des investissements dans les réseaux intelligents, l’automatisation, le stockage d’énergie et la gestion de la demande.
Comment améliorer la situation ?
Pour évoluer vers un système électrique plus stable et mieux adapté à la nouvelle réalité, il est indispensable d’accélérer les investissements dans la numérisation des réseaux, en intégrant des systèmes de contrôle à distance et des outils de gestion en temps réel qui permettent un fonctionnement plus dynamique et plus intelligent. Il est également essentiel de moderniser les systèmes de protection, en les dotant d’une logique adaptative et d’une capacité à gérer les micro-coupures et les flux bidirectionnels, caractéristiques essentielles dans un environnement à forte pénétration des énergies renouvelables.
L’investissement dans le stockage d’énergie, tant à l’échelle du réseau que dans des solutions behind-the-meter, devient essentiel pour absorber les excédents ponctuels de production, gérer les déséquilibres et contribuer à la stabilité du système. Parallèlement, la planification doit être cohérente. Il ne suffit pas d’autoriser une nouvelle puissance renouvelable si l’on ne s’assure pas que le réseau est disponible pour l’évacuer et qu’il est adapté pour la gérer. Enfin, il est nécessaire de promouvoir la gestion active de la demande, en encourageant la participation des consommateurs à la flexibilité du système par la modulation de leur consommation afin de favoriser l’équilibre du système.
Les réseaux, pilier stratégique de la transition énergétique
La transition énergétique n’est pas seulement une question de production d’énergie renouvelable. Elle nécessite un réseau robuste, intelligent et préparé. Le système électrique n’est plus le même qu’il y a 20 ans, mais les réseaux n’ont pas toujours évolué au même rythme. Il est urgent que la planification énergétique inclue comme axe central la modernisation du réseau si l’on veut un avenir 100 % renouvelable et stable.
La transition énergétique n’est pas seulement une question d’énergie renouvelable. Elle nécessite un réseau robuste, intelligent et prêt à l’emploi. Le système électrique n’est plus le même qu’il y a 20 ans, mais les réseaux n’ont pas toujours évolué au même rythme. Il est urgent que la planification énergétique inclue comme axe central la modernisation du réseau si l’on veut un avenir 100 % renouvelable et stable.
Outils d’AleaSoft Energy Forecasting pour la gestion de l’énergie et le développement de projets avec stockage
AleaSoft Energy Forecasting, par l’intermédiaire de sa division AleaBlue, fournit des prévisions des marchés électriques à court et moyen terme. Ces prévisions sont des outils essentiels pour la gestion de l’énergie, la planification, l’élaboration d’offres, la gestion des risques et la réalisation de couvertures. En outre, des prévisions sont élaborées pour la demande, ainsi que pour les prix des services d’ajustement et des marchés intrajournaliers, ces dernières étant particulièrement utiles pour l’arbitrage des prix avec des systèmes de stockage d’énergie.
Pour sa part, la division AleaStorage est spécialisée dans l’analyse de projets de stockage d’énergie. Parmi les services qu’elle propose, on trouve des études visant à estimer les revenus et la rentabilité, à optimiser le dimensionnement des batteries dans les systèmes hybrides avec des énergies renouvelables et à évaluer différents modèles commerciaux associés au stockage d’énergie.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
