Defense Plan · Glossaire

Un Defense Plan est un plan de mesures défini à l'avance. En allemand, il s'appelle dans le droit de l'UE Systemschutzplan, et familièrement aussi Verteidigungsplan. Il doit permettre de stabiliser un système d'alimentation électrique en cas de perturbations graves, avant qu'il ne s'effondre à grande échelle. Le plan fixe quelles interventions techniques, quelles voies de communication et quelles responsabilités s'appliquent lorsque l'exploitation normale du réseau ne suffit plus à maintenir la fréquence, la tension et les flux de puissance dans des limites sûres.

La notion provient de l'exploitation des grands réseaux interconnectés. Un réseau électrique doit produire à chaque instant autant d'électricité qu'il en est consommé. Lorsque cet équilibre est fortement perturbé, la fréquence et la tension varient. Des lignes peuvent être surchargées, des centrales ou des onduleurs se déconnectent pour se protéger, et des zones du réseau peuvent se séparer les unes des autres. C'est précisément à ce stade qu'intervient le Defense Plan. Il doit limiter une réaction en chaîne, laisser aux centres de conduite le temps de décider et éviter qu'une perturbation grave ne se transforme en blackout.

Cadre juridique dans l'UE

Dans le système électrique européen, le plan de défense du système est obligatoire et non un instrument complémentaire facultatif. Il repose sur le règlement (UE) 2017/2196 de la Commission du 24 novembre 2017. Il s'agit du code de réseau relatif à l'état d'urgence et à la reconstitution du réseau (Network Code Emergency and Restoration, NC ER), directement applicable dans tous les États membres. Selon l'article 11, chaque gestionnaire de réseau de transport (GRT) devait élaborer un plan de défense du système d'ici le 18 décembre 2018. Il devait pour cela se concerter avec les gestionnaires de réseau de distribution concernés, les utilisateurs significatifs du réseau, l'autorité de régulation, les GRT voisins et les autres GRT de sa zone synchrone. Les mesures devaient ensuite être mises en œuvre d'ici le 18 décembre 2019. Le règlement distingue trois phases : l'élaboration avec le contenu détaillé, la mise en œuvre avec l'installation des moyens et services nécessaires, et enfin l'activation en cas de crise. Le plan de défense du système fait ainsi partie du cadre institutionnel de la sécurité d'approvisionnement, même s'il est à peine visible au quotidien.

Selon le règlement, le plan doit régler au moins trois points : dans quelles conditions il est activé conformément à l'article 13, quelles instructions le GRT donne alors et quelles mesures exigent une coordination en temps réel avec d'autres acteurs. Les mesures doivent peser le moins possible sur les utilisateurs du réseau et être économiquement efficaces. En outre, seules les mesures nécessaires dans chaque cas doivent être déclenchées. Quiconque contribue aux mesures du plan en vertu d'une obligation légale ou contractuelle est considéré comme prestataire de services de défense (defense service provider). Chaque GRT doit vérifier l'efficacité de son plan de défense du système complet au moins tous les cinq ans (article 50). Pour les relais, les systèmes de communication et les systèmes informatiques, le règlement prescrit en outre des tests de conformité. En Allemagne, les quatre GRT 50Hertz, Amprion, TenneT et TransnetBW ont élaboré un plan de défense du système commun. Il a été publié en 2024 dans une version révisée.

Distinction par rapport à l'exploitation du réseau, au redispatching et au Restoration Plan

Le Defense Plan doit être clairement distingué de l'exploitation normale du réseau. En fonctionnement normal, les programmes de marche, l'énergie de réglage, la gestion des congestions et la surveillance des valeurs limites maintiennent le réseau stable. Des mesures telles que le redispatching ou le recours à la réserve de réglage relèvent de l'exploitation normale ou tendue, tant que la sécurité du réseau peut être préservée avec les instruments standard du marché et de l'exploitation du réseau. Le Defense Plan n'intervient que lorsque ces instruments ne suffisent plus ou agissent trop lentement. Il contient donc des interventions qui ne sont pas prévues dans les processus normaux du marché. Il s'agit notamment du délestage automatique, des instructions d'urgence aux exploitants d'installations, de la séparation de zones du réseau ou du blocage des changeurs de prises des transformateurs. Ces interventions ne sont pas des instruments de marché. Elles servent uniquement à maintenir le réseau physiquement stable.

Le Defense Plan se distingue du Restoration Plan par le moment et l'objectif. Le Defense Plan agit avant ou pendant un effondrement imminent. Le plan de reconstitution du réseau fixe en revanche comment la tension est rétablie après un effondrement partiel ou total, comment les îlots de réseau sont synchronisés et comment les consommateurs sont progressivement reconnectés. Le même règlement régit les deux plans, et ils doivent être cohérents entre eux. On ne doit pourtant pas les assimiler : l'un doit empêcher la dérive, l'autre organise ensuite la reconstitution du réseau. Le plan ne décrit pas non plus un blackout en tant que tel. Il comprend les contre-mesures préparées et n'indique pas qu'un blackout est imminent.

Quelles mesures contient un plan de défense du système

Le règlement énonce des éléments minimaux techniques et organisationnels. Ils comprennent des concepts de protection automatique du réseau et des procédures pilotées par des personnes.

Régulation automatique de sous-fréquence (article 15) : lorsque la fréquence chute fortement, la charge est délestée par paliers. Les stockages d'énergie passent du soutirage à l'injection ou se déconnectent du réseau. S'y ajoutent des réglages pour le comportement des installations de production en fonction de la fréquence.
Régulation automatique de surfréquence (article 16) : en cas d'excédent de production, l'injection est réduite automatiquement.
Concept automatique contre l'effondrement de tension (article 17) : il comprend un délestage en cas de sous-tension et le blocage des changeurs de prises en charge des transformateurs.
Procédures pour les écarts de fréquence et de tension, pour la gestion des flux de puissance, pour le soutien par puissance active et pour le délestage manuel.

Le plus connu est le délestage en fonction de la sous-fréquence. Il intervient en cas de sous-fréquence, c'est-à-dire lorsque la fréquence du réseau tombe sous certains seuils. Des groupes de consommation définis à l'avance sont alors déconnectés du réseau automatiquement et par paliers, afin que la production et la charge retrouvent l'équilibre. Pour la zone synchrone d'Europe continentale, dont la fréquence nominale est de 50 Hz, l'annexe du règlement donne le cadre :

Le délestage commence obligatoirement à 49 Hz. À ce premier palier, 5 pour cent de la charge totale nationale sont déconnectés.
Jusqu'au dernier palier à 48 Hz, 45 pour cent au total de la charge totale doivent avoir été délestés. L'écart admissible est de plus ou moins 7 points de pourcentage.
Avant le dernier palier, au moins six paliers sont prescrits. Par palier, au maximum 10 pour cent de la charge totale peuvent être délestés.
D'autres zones synchrones ont leurs propres valeurs. Dans les pays nordiques, il s'agit de 30 pour cent jusqu'à 48 Hz, en Grande-Bretagne de 50 pour cent jusqu'à 48 Hz et en Irlande de 60 pour cent jusqu'à 48,5 Hz.

Le plan allemand de défense du système dans sa version de 2024 met en œuvre concrètement ce cadre. À partir de 49,5 Hz, les centrales de pompage-turbinage qui sont en train de pomper sont arrêtées après 10 secondes. À partir de 49,2 Hz, les pompes de stockage sont délestées sans retard et les réserves de puissance sont activées immédiatement. Le délestage proprement dit est fixé pour l'Allemagne dans la plage comprise entre 49,0 Hz et 48,1 Hz. Les versions plus anciennes chiffrent l'objectif à 45 pour cent de la charge totale des consommateurs finals, plus ou moins 7 points de pourcentage. Selon ces versions, l'efficacité du délestage est vérifiée au moins tous les cinq ans par une étude de simulation. Beaucoup de relais se trouvent dans des postes de transformation des réseaux de distribution. Les gestionnaires de réseau de distribution participent donc directement à la mise en œuvre et aux tests.

Les mesures manuelles agissent plus lentement, mais permettent une évaluation plus ciblée de la situation. Les centres de conduite peuvent demander aux installations de modifier leur puissance, effectuer des manœuvres sur le réseau, solliciter l'appui des GRT voisins ou délester la charge de manière contrôlée. Cela exige des données de mesure fiables, une communication stable et des responsabilités claires. Le règlement exige donc notamment des listes des utilisateurs du réseau qui doivent mettre en œuvre des mesures. Il fixe en outre des règles spéciales pour les utilisateurs du réseau à haute priorité, pour lesquels des conditions particulières s'appliquent à leur déconnexion et à leur reconnexion.

Défis liés à l'évolution du système électrique

Autrefois, les grandes centrales synchrones apportaient d'emblée de nombreuses propriétés stabilisatrices : masses tournantes, puissance de court-circuit et soutien de la tension. Avec davantage d'éoliennes et d'installations solaires, de batteries de stockage et de liaisons à courant continu, cette base technique change. Les onduleurs peuvent soutenir le réseau s'ils sont conçus, réglés et intégrés dans la conduite d'exploitation en conséquence. En cas de mauvais réglages de protection ou de coordination insuffisante, ils peuvent toutefois aussi provoquer des déconnexions indésirables. S'y ajoute un autre problème : l'injection décentralisée dans les réseaux de distribution réduit, les jours ensoleillés, la charge nette que prélève réellement un tronçon de réseau délesté. Dans le cas défavorable, un délestage retire même de la production du réseau. C'est pourquoi l'on vérifie régulièrement l'efficacité que conservent les paliers de délestage.

Dimension économique et politique

Les mesures sont justifiées techniquement, mais ont des conséquences économiques. Lors d'un délestage, les consommateurs sont temporairement privés d'électricité, et les exploitants d'installations qui reçoivent des instructions doivent modifier leur mode de fonctionnement. Les mesures doivent donc être encadrées juridiquement à l'avance. Sinon, en cas de crise, on ne saurait pas quelles charges sont protégées ni comment les infrastructures critiques sont traitées. On voit aussi ici une limite du marché de l'électricité : les prix peuvent indiquer la rareté, mais pas stabiliser un réseau en quelques millisecondes. Dans la perturbation aiguë, ce ne sont pas les consentements à payer à court terme qui comptent, mais la logique de sécurité et des chaînes de commandement fixes. Les consommateurs flexibles comme les pompes à chaleur, les voitures électriques ou les électrolyseurs ne deviennent utiles pour le plan que lorsque leurs temps de réaction, leur disponibilité et leurs voies de communication sont clarifiés de manière contraignante.

Malentendus typiques

Malentendu 1 : le plan n'est qu'un document pour les crises. En réalité, il influence déjà en fonctionnement normal quels systèmes de protection sont installés, quelles exigences les installations doivent remplir et ce qui est testé régulièrement.
Malentendu 2 : le plan empêche toute interruption. En réalité, une déconnexion limitée et ciblée est souvent précisément le moyen d'éviter une perturbation beaucoup plus grave.
Malentendu 3 : plus de puissance installée signifie automatiquement plus de sécurité. Ce qui est décisif, ce sont des capacités concrètes telles que le soutien de la fréquence et de la tension, la capacité de démarrage autonome, la capacité de communication et un comportement de protection adapté.

Le plan de défense du système rend ainsi tangible ce que signifie la résilience dans le système électrique : détecter les perturbations, les circonscrire, fixer des priorités et revenir de manière ordonnée à un état stable. La qualité d'un tel plan ne se mesure pas à la longueur du document. Ce qui compte, c'est que les mesures agissent en cas de crise de manière rapide, coordonnée et avec des effets secondaires connus.

Sources

Verordnung (EU) 2017/2196 zur Festlegung eines Netzkodex über den Notzustand und den Netzwiederaufbau des Übertragungsnetzes (HTML, deutsch) — Europäische Kommission / EUR-Lex; 2017-11-24. Art. 11, Art. 15 Abs. 5, Art. 50 Abs. 3, Anhang (Tabelle Lastabwurf)
Commission Regulation (EU) 2017/2196 establishing a network code on electricity emergency and restoration — Europäische Kommission / EUR-Lex; 2017-11-24. Art. 11 Abs. 3–6, Art. 15–17, Art. 50
Systemschutzplan der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (Fassung 2024) — 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW (netztransparenz.de); 2024-06-20. Tabellen 15 und 16 (Art. 15 NC ER)
Systemschutzplan der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (Fassung 2020, Hauptdokument) — 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW (netztransparenz.de); 2020. Abschnitt Unterfrequenzabhängiger Lastabwurf
Regulation (EU) 2017/2196 (ELI-Fassung) — Europäische Kommission / EUR-Lex; 2017-11-24. Art. 3 (Begriffsbestimmungen)

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Edited by eCMS on 11.11.2026 18:43