Évaluation de l’adéquation des ressources · Glossaire

Une évaluation de l’adéquation des ressources examine systématiquement si un système électrique dispose de ressources utilisables suffisantes pour couvrir la demande d’électricité attendue. Elle quantifie les risques résiduels de déficit et permet de les comparer à un critère de fiabilité établi. La puissance installée des centrales n’est pas le seul facteur déterminant : l’interaction entre la production, le stockage, la flexibilité de la demande et les échanges transfrontaliers l’est également. La notion sous-jacente d’adéquation des ressources désigne le caractère suffisant de ces ressources ; l’évaluation consiste à l’apprécier.

En allemand, on rencontre notamment les expressions « Ressourcenangemessenheitsbewertung » et « Kapazitätsbewertung ». Une évaluation de la sécurité d’approvisionnement peut toutefois avoir une portée plus large : outre la disponibilité de ressources suffisantes, la sécurité d’approvisionnement englobe leur acheminement sûr par le réseau et la maîtrise des perturbations. Une évaluation de l’adéquation des ressources n’est donc ni un certificat de sécurité complet ni une prévision d’une coupure d’électricité précise.

Pourquoi la puissance nominale ne suffit pas

Une centrale au gaz d’une puissance nominale de 500 mégawatts, une batterie d’une puissance de décharge de 500 mégawatts et un parc éolien d’une puissance installée de 500 mégawatts apportent des contributions différentes par une soirée froide et peu venteuse. La centrale peut tomber en panne ou être indisponible faute de combustible. Pour le parc éolien, les conditions météorologiques déterminent l’injection d’électricité. La batterie ne peut fournir de l’électricité que tant qu’elle dispose d’une quantité suffisante d’énergie stockée. Des puissances identiques ne garantissent donc pas une couverture identique de la demande.

La puissance s’exprime par exemple en mégawatts et l’énergie en mégawattheures. Prenons un exemple de calcul simplifié : si une batterie entièrement chargée peut restituer 1 000 mégawattheures d’énergie utilisable et se décharger à une puissance de 500 mégawatts, son énergie suffit pour deux heures à pleine puissance de décharge. Elle doit ensuite être rechargée. Ce calcul suppose une puissance constante et une quantité d’énergie indiquée comme étant déjà utilisable. Il montre pourquoi un déficit de plusieurs heures doit être évalué différemment d’une brève pointe de charge.

La puissance garantie n’est pas non plus une propriété immuable d’une technologie. Sa contribution dépend notamment du moment où le système connaît une pénurie et des autres ressources disponibles. Une évaluation de l’adéquation des ressources ne se limite donc pas aux contributions individuelles à la couverture de la pointe de charge : elle tient aussi compte de l’évolution dans le temps, des dépendances météorologiques communes, des pannes et des interactions au sein de l’ensemble des ressources.

Une analyse des risques plutôt qu’un simple bilan de capacité

Un bilan comparant la puissance des centrales à la pointe annuelle de consommation fournit un premier repère, mais ne reflète qu’incomplètement le risque de déficit. Ce sont les combinaisons de facteurs qui sont critiques : forte demande, faible production éolienne et solaire, pannes imprévues de centrales, faibles niveaux de stockage et possibilités d’échange limitées. Les évaluations modernes utilisent donc des méthodes probabilistes. Les simulations de Monte-Carlo combinent différents scénarios météorologiques ou climatiques avec des séquences aléatoires de pannes et calculent de nombreux états possibles du système.

Il importe d’adopter une analyse temporelle cohérente. On ne peut pas supposer qu’un stockage est à nouveau plein à chaque heure critique. Une demande d’électricité reportée peut devoir être satisfaite ultérieurement. Les données météorologiques relatives à la demande et à la production renouvelable doivent également être cohérentes : une période de froid peut à la fois accroître les besoins en électricité pour le chauffage et toucher plusieurs pays. Si ces corrélations ne sont pas prises en compte, le soutien disponible peut paraître supérieur à ce qu’il serait réellement.

Bien interpréter la LOLE et l’EENS

La LOLE, espérance de durée de défaillance, désigne la durée attendue des situations dans lesquelles les ressources modélisées ne suffisent pas à couvrir intégralement la demande. Dans une analyse annuelle, elle est généralement exprimée en heures par an. L’EENS, espérance d’énergie non distribuée, décrit quant à elle la quantité attendue d’énergie non couverte, par exemple en mégawattheures par an. Les deux indicateurs sont complémentaires : la LOLE mesure la durée et l’EENS, en outre, l’ampleur du déficit.

Une LOLE de trois heures par an ne signifie pas que l’électricité sera coupée exactement trois heures chaque année. Il s’agit d’une valeur espérée calculée sur l’ensemble des possibilités considérées. À titre purement arithmétique, 90 déroulements annuels de même poids sans déficit et dix déroulements annuels comportant chacun 30 heures de déficit donnent ensemble cette moyenne. Cet exemple ne dit rien de la distribution réelle dans un système électrique donné.

Un déficit modélisé n’équivaut pas non plus à un black-out incontrôlé. Des mesures exceptionnelles peuvent en modifier le déroulement. Le périmètre du modèle reste toutefois déterminant : les réserves, les réductions de charge contractuelles ou les réactions aux prix déjà prises en compte ne doivent pas être comptabilisées une seconde fois après coup comme protection supplémentaire. Une présentation fiable des résultats doit donc préciser quelles ressources de marché et quelles mesures hors marché sont déjà incluses.

Dépendance météorologique, stockage et flexibilité de la demande

Avec l’augmentation de la production éolienne et solaire, la charge résiduelle prend de l’importance : il s’agit de la demande diminuée de l’injection d’électricité dépendante des conditions météorologiques prise en compte. La situation la plus critique ne coïncide pas nécessairement avec la demande totale la plus élevée. Une soirée d’hiver peut être plus exigeante qu’une pointe de mi-journée ensoleillée, malgré une demande inférieure. Outre l’ampleur d’un tel déficit, sa durée compte : les pointes de puissance de courte durée et les situations météorologiques pauvres en énergie qui persistent plusieurs jours imposent des exigences différentes aux ressources disponibles.

L’électrification modifie encore les profils de charge. Les pompes à chaleur ont particulièrement besoin d’électricité lorsqu’il fait froid ; les véhicules électriques peuvent se recharger simultanément ou décaler leur recharge. Chaque procédé industriel dispose de ses propres marges de manœuvre. La flexibilité ne doit donc pas être considérée comme une réserve illimitée. La durée d’activation, le délai de préavis, la fréquence maximale d’activation, les effets de rattrapage et la capacité effective de pilotage doivent correspondre à l’utilisation supposée. Il existe une différence majeure entre une demande théoriquement reportable et une réduction de charge disponible de manière fiable.

Une restriction similaire s’applique aux importations. La capacité technique de transport ne dit pas à elle seule quelle quantité d’électricité un pays voisin peut fournir en situation de pénurie. Il faut pour cela que des ressources suffisantes y soient disponibles et que les possibilités d’échange puissent être utilisées. Une modélisation régionale commune tient compte du fait que plusieurs pays peuvent connaître simultanément une pénurie. L’adéquation ne signifie pas l’autarcie : des importations disponibles de manière fiable peuvent contribuer à couvrir la demande sans que chaque pays doive disposer lui-même de toutes les ressources.

Distinction par rapport à la sécurité du réseau

La sécurité du réseau concerne notamment les charges des lignes, les tensions et la maîtrise des défaillances d’équipements. Une évaluation de l’adéquation des ressources ne remplace pas ces études. Il serait toutefois également erroné d’exclure par principe les contraintes de réseau de l’évaluation de l’adéquation : des possibilités de transport limitées peuvent empêcher les ressources disponibles d’atteindre les lieux de consommation. Les évaluations européennes tiennent donc compte des contraintes d’échange et de réseau selon leur résolution spatiale respective. Les analyses détaillées des congestions locales et les vérifications de stabilité dynamique restent des tâches complémentaires.

Une centrale située derrière une congestion peut ainsi contribuer au bilan des ressources à l’échelle suprarégionale tout en n’apportant qu’une aide limitée à une région précise du réseau. À l’inverse, une exploitation du réseau techniquement maîtrisable ne prouve pas que la production et l’énergie stockée seront suffisantes à long terme. Les deux perspectives doivent être réunies. Le suivi allemand de la sécurité d’approvisionnement de septembre 2025 examine ainsi à la fois les questions de ressources du côté du marché et les besoins de transport du côté du réseau.

Portée institutionnelle et juridique

Dans l’Union européenne, le règlement (UE) 2019/943 encadre l’évaluation européenne des ressources et les évaluations nationales complémentaires. ENTSO-E établit l’évaluation européenne de l’adéquation des ressources, ou ERAA ; l’ACER l’examine et l’approuve ou y apporte des modifications. L’horizon d’analyse fixé par la législation est de dix ans. L’évaluation porte sur le système électrique et ses différentes catégories de ressources, et non sur l’admissibilité ou la sûreté d’exploitation d’une installation individuelle. L’édition ERAA 2025 a été modifiée et approuvée par l’ACER le 24 avril 2026.

Pour les mécanismes de capacité de l’UE, la constatation d’un problème d’adéquation est une condition juridique importante, mais elle ne vaut pas approbation automatique. D’autres exigences concernent notamment les réformes du marché, les effets sur les États voisins, l’examen d’une réserve stratégique et le droit des aides d’État. L’application d’un mécanisme de capacité nécessite une norme de fiabilité. L’évaluation de cette norme met en balance la sécurité d’approvisionnement et le coût d’une protection supplémentaire ; un risque statistique nul ne constitue pas le critère général. La référence juridique est la version consolidée du règlement du 16 juillet 2024.

Portée et limites

Les évaluations à long terme doivent tenir compte des évolutions économiques autant que des possibilités techniques. Une installation techniquement apte à fonctionner ne reste pas nécessairement sur le marché ; un projet annoncé n’est pas certain d’être construit. Les hypothèses relatives aux revenus, aux investissements et aux fermetures influencent donc le résultat. Dans le cadre de l’ERAA 2025, l’ACER mentionne explicitement les limites de la modélisation économique ainsi que la nécessité d’améliorer encore la prise en compte du stockage et de la flexibilité de la demande. Les résultats d’études différentes ne peuvent être utilement comparés que si leurs hypothèses sont comparables.

La lecture d’une évaluation de l’adéquation des ressources doit donc conduire à s’interroger sur l’année étudiée, le scénario, la base météorologique, les hypothèses d’importation, l’exploitation du stockage et les réserves prises en compte. Il importe tout autant de vérifier si les risques liés aux combustibles et les défaillances simultanées rares ont été étudiés. Une puissance installée élevée ne prouve pas que la couverture est suffisante ; une valeur de risque positive ne prouve pas qu’un black-out est imminent. La force de cette méthode est de rendre visibles suffisamment tôt les déficits possibles. Sa limite apparaît lorsque les résultats conditionnels d’un modèle sont présentés comme des certitudes.

Sources

ERAA 2025 – Frequently Asked Questions — ENTSO-E; unbekannt. Abschnitte „What does the ERAA analyse?“ und „How will the ERAA be used?“
European Resource Adequacy Assessment 2025, Annex 2 – Methodology, Amended Edition following ACER's decision — ENTSO-E; unbekannt. Kapitel 6 und 11, insbesondere 11.1–11.2; Anhang zur Klimadatenbasis
Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt, konsolidierte Fassung vom 16. Juli 2024 — Europäische Union / EUR-Lex; 2024-07-16. Artikel 20–25, insbesondere Artikel 21 Absatz 1–5 und Artikel 23 Absatz 1, 4–5 und 7
Versorgungssicherheit Strom – Bericht zu Stand und Entwicklung der Versorgungssicherheit im Bereich der Versorgung mit Elektrizität — Bundesnetzagentur; 2025-09. Kapitel B, insbesondere Einordnung, Funktion des Monitorings und maßgebliche Indikatoren; Kapitel zu netzseitigen Ergebnissen
ACER Decision No 06/2026 on the European Resource Adequacy Assessment for 2025 — ACER; 2026-04-24. Randnummern 109–125 und 128 ff.; Empfehlungen; Artikel 1

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Edited by eCMS on 11.11.2026 06:48