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Approvisionnement électrique : l'Europe sous tension (rapport)

 

4. Pour une régulation plus forte dans les pays et au niveau transfrontalier

a) Des régulations nationales à harmoniser

Vos rapporteurs ne sauraient trop insister sur la nécessité de réguler fortement le marché de l'électricité, surtout dans un contexte de libéralisation, notamment pour les activités de gestion de réseaux. Cet aspect a été longuement développé devant la mission par plusieurs intervenants, en particulier le professeur Jean-Michel Glachant qui a notamment souligné :

- que le marché de très court terme (le mécanisme d'ajustement) constitue la clef de la sécurité instantanée du réseau et qu'il convenait donc « d'examiner comment les bourses d'électricité se rattachent à lui, d'une frontière à l'autre » ;

- qu'il fallait, de manière générale, « veiller en permanence à ce qu'il n'y ait pas de tricherie sur les marchés » ;

- que les réseaux devaient être conçues de façon cohérente au niveau européen, avec le niveau d'investissements nécessaire ;

- que les règles devaient également être déterminées au niveau européen et leur application surveillée, tout manquement devant être puni financièrement.

Vos rapporteurs ayant déjà mis en exergue le rôle de la CRE sur le marché français, ils n'y reviendront pas. Ils estiment en revanche nécessaire qu'une régulation de ce type soit mise en oeuvre dans l'ensemble de l'Europe, en premier lieu dans les pays de l'UCTE. En effet, le paysage des régulateurs du marché de l'électricité en Europe se caractérise par sa grande diversité d'ancienneté, de mission et de moyens. Or, comme cela a été évoqué dans la partie relative à l'harmonisation des procédures des GRT, l'interdépendance nécessite la confiance, laquelle naît en l'occurrence de la régulation.

Votre mission plaide donc pour que ce dossier avance. Cela peut être l'affaire des régulateurs eux-mêmes : les débats et les retours d'expérience partagés au sein de l'ERGEG ne peuvent être que fructueux. Mais, plus largement, l'élan doit venir des Etats, ne serait-ce que parce que des dispositions législatives doivent être adoptées dans plusieurs pays afin d'y renforcer les missions et l'indépendance des régulateurs. Il revient aux pays ayant pris un peu d'avance, parmi lesquels la France, d'exercer un effet d'entraînement de ce point de vue.

b) Des échanges internationaux à réguler par un « ERGEG + »

Reste que les travaux conduits par la mission, en France comme lors de l'ensemble de ses déplacements à l'étranger, convergent suffisamment pour permettre à vos rapporteurs d'affirmer que la création d'un régulateur européen est, sinon utopique, pour le moins prématurée. Cela vient de la diversité même des régulateurs, une forte convergence entre la définition de leurs missions et de leurs moyens d'action constituant un préalable indispensable à la mise en place d'une structure à caractère supranationale. Pour l'heure, les traditions de chaque pays demeurent trop différentes.

Malgré cela, si l'on peut concevoir que les échanges intra-pays demeurent pour longtemps du ressort de régulateurs nationaux, les échanges internationaux d'électricité, qui représentent une part croissante des échanges globaux, doivent eux-mêmes être régulés de façon efficace, faute de quoi leur développement « anarchique » pourrait mettre le système en péril.

C'est pourquoi la création d'un « ERGEG + », structure qui, à partir de l'actuelle ERGEG, serait spécifiquement chargée de cette mission, apparaît comme la solution appropriée à ce problème.

Cette idée a d'ailleurs été reprise par l'ERGEG lui-même le 8 février 2007, dans son avis à la Commission européenne sur sa communication « Une politique énergétique pour l'Europe ». Elle figure surtout dans les conclusions du Conseil européen de Bruxelles des 8 et 9 mars 2007, le Conseil ayant en effet « convenu qu'il [fallait] (...) [mettre] au point un mécanisme indépendant permettant aux régulateurs nationaux de coopérer et de prendre des décisions sur des questions transfrontières importantes ».

Vos rapporteurs espèrent que ces positions fortement exprimées permettront à ce dossier d'avancer rapidement.

Quelques « grands incidents » de réseau de ces dernières années

L'incident américain (Etats-Unis et Canada) du 14 août 2003

La situation avant l'incident est réputée saine bien que les tensions soient basses sur le réseau de First Energy. La consommation est élevée (climatisation), mais les exploitants ont maîtrisé des situations plus contraignantes les jours précédents. Cependant, plusieurs centres de conduite connaissent des défaillances de systèmes d'information, qui entraveront l'appréciation des risques encourus et la réaction des exploitants.

A 14h02, la ligne 345 kV Stuart-Atlanta déclenche (feu de broussailles sous les conducteurs), ce qui va perturber un estimateur d'état en cours de réactivation. De 15h05 à 15h41, trois lignes 345 kV reliant le nord et l'est de l'Ohio déclenchent après amorçages avec la végétation. Les forts reports de charges et l'affaiblissement du plan de tension provoquent des déclenchements de lignes et de groupes de production qui, à partir de 16h10, se succèdent à intervalles de quelques secondes. Une boucle de transit se crée depuis la Pennsylvanie vers l'État de New York, puis l'Ontario et le Michigan, pour contourner les liaisons manquantes.

Le réseau de l'Eastern Interconnexion se coupe selon une ligne est-ouest. Le sud va rester indemne mais le nord, isolé, subit de nouvelles séparations et s'effondre totalement à 16h13, à l'exception de quelques îlots où le comportement des groupes de production et les délestages ont sauvé la situation.

La reprise de service est difficile : dix-neuf heures après l'incident, 20 % de la consommation reste à réalimenter. Il faudra deux jours pour réalimenter certaines parties des États-Unis, suite en particulier à des problèmes de redémarrage de groupes de production. Au total, l'incident a affecté 50 millions de personnes et conduit à la perte d'environ 62 000 MW de consommation dans sept états américains et l'Ontario.

L'incident Suisse - Italie du 28 septembre 2003

Vers 3 heures du matin, l'Italie est fortement importatrice, les capacités d'échange avec la Suisse et le reste de l'Europe sont saturées. La ligne suisse 380 kV Mettlen-Lavorgo est chargée à 86 %. Selon les études de sûreté effectuées par l'opérateur ETRANS, la perte de cette ligne demanderait des actions curatives sous 15 minutes, certaines à mener par le gestionnaire de réseau italien GRTN.

A 3h01, la ligne amorce avec la végétation et déclenche. Par report de charge, une autre ligne suisse passe en surcharge et, au bout de 24 minutes, entre en contact avec un arbre et déclenche à son tour. L'incident s'emballe alors avec, en quelques secondes, le déclenchement d'une nouvelle ligne suisse par surcharge et la déconnexion automatique de la liaison Lienz-Soverzene reliant Suisse et Autriche. L'Italie perd alors le synchronisme et se sépare du reste du réseau européen par action des protections de distance équipant les lignes transfrontalières. En Italie, la fréquence chute instantanément à 49,1 Hz et la tension s'effondre. Des installations de production raccordées aux réseaux de distribution déclenchent, suivis par 21 des 50 groupes principaux raccordés au réseau de transport. Le délestage fréquencemétrique ne sauve pas la situation : 2 minutes 30 après la séparation, l'Italie est totalement hors tension. Sur le reste du réseau UCTE, la fréquence augmente mais se stabilise à 50,2 Hz par action des réglages automatiques primaire et secondaire de fréquence. Malgré quelques déclenchements de groupes, l'incident est circonscrit grâce à la réaction majoritairement correcte des différents composants et acteurs du système électrique.

La reconnexion progressive de l'Italie avec ses voisins, de 4h05 à 12h45, permet la reprise progressive des importations et la reconstitution du réseau, de 6 heures à 16 heures. La réalimentation de certaines zones du Sud demandera une vingtaine d'heures. Globalement, l'effondrement a affecté 57 millions de personnes, avec coupure de 28 000 MW pendant plusieurs heures.

L'incident européen du 4 novembre 2006

Dans la soirée du 4 novembre 2006, le gestionnaire de réseau de transport d'électricité du Nord de l'Allemagne, E.ON Netz, a mis hors tension une ligne électrique double à très haute tension (380 kV) enjambant la rivière Ems, pour permettre le passage, en toute sécurité, d'un paquebot devant rejoindre la mer du Nord.

Une demi-heure plus tard, le report de charge qui a suivi cette manoeuvre, additionné à une augmentation des flux, a entraîné le déclenchement par surcharge d'une ligne située plus au Sud. Il s'en est suivi le déclenchement en cascade d'une quinzaine de lignes à très haute tension par reports de charge successifs conduisant à la séparation en trois zones du réseau électrique interconnecté continental européen. Cette séparation a entraîné des déséquilibres instantanés entre la production et la consommation d'électricité dans chaque zone : en France et dans toute la zone Ouest, ce déséquilibre a fait chuter la fréquence de 50 à 49 Hz. Conformément au plan de défense prévu dans ce type de situation, le délestage automatique et sélectif d'une part de la consommation était nécessaire pour éviter un effondrement total du système électrique (black-out).

En France, le déclenchement de ce plan de défense a conduit, vers 22h10, au délestage de près de 6 300 MW de consommation répartis sur l'ensemble des départements métropolitains continentaux. Ces interruptions d'alimentation électrique ont duré le temps nécessaire aux gestionnaires de réseaux de transport européens pour obtenir le démarrage de nouveaux moyens de production et rétablir des conditions acceptables de fonctionnement du système électrique. Entre 22h30 et 23h10, la reprise de l'alimentation de l'ensemble des consommateurs français affectés par cet incident était réalisée. Par ailleurs, peu avant 23h00, les gestionnaires de réseaux de transport concernés ont pu remettre sous tension les lignes qui avaient déclenché pour reconstituer le réseau interconnecté européen.

Sources : RTE, CRE