La panne électrique du 4 novembre 2006
      questions/réponses

Nous avons reçu, sur notre site web, de très nombreuses questions portant sur la nature et l’origine de la panne électrique qui a touché l’Europe, samedi 4 novembre 2006, entre 22 et 23 heures. Cette rubrique a vocation à vous informer sur cet incident majeur.

L’enchaînement précis et les causes de cet événement ont fait l’objet d’enquêtes européennes, lancées par ETSO et l'UCTE àla demande de la Commission européenne, et françaises, initiées par la Commission de Régulation de l’Energie et le Gouvernement.

Avertissement : Cette rubrique, fournie exclusivement à titre d’information, est basée sur la chronologie des événements perçue par RTE sur le réseau français, complétée des informations résultant du rapport final de l’UCTE sur l’incident du 4 novembre 2006.

Que s'est-il passé sur le réseau européen ?

Une manœuvre planifiée sur le réseau, puis anticipée sans préparation adéquate

Le 4 novembre 2006, à 21h38, E.ON Netz, l'un des quatre gestionnaires des réseaux allemands de transport d'électricité, a mis hors service la ligne 400 000 volts Diele-Conneforde qui enjambe au Nord de l'Allemagne, la rivière Ems pour laisser passer un navire. Cette manœuvre a déjà été réalisée par le passé, programmée et simulée par E.ON Netz en concertation avec les gestionnaires des réseaux voisins, l'allemand RWE TSO et le néerlandais TenneT.

Cette manœuvre a été planifiée initialement le 5 novembre de 01h00 à 05h00 du matin.

Le changement d'horaire de la manœuvre, avançant la mise hors tension de la ligne le 4 novembre vers 22h00, a été accepté par E.ON Netz le 3 novembre 2006. E.ON Netz a communiqué cette modification aux autres gestionnaires de réseau impliqués dans la manœuvre 2 heures 30 avant le début des opérations. Les gestionnaires de réseau de transport concernés ont accepté la coupure de la ligne dans les conditions du nouveau créneau horaire tout en considérant que les conditions prévisionnelles de flux d'électricité sur le réseau étaient différentes de celles du 5 novembre matin et que le réseau électrique serait chargé le 4 novembre au soir.

Entre 21h38, heure de mise hors tension de la ligne enjambant l'Ems et 22h08, les gestionnaires de réseaux de transport contrôlant les flux dans la région Nord de l'Allemagne (RWE TSO et E.ON Netz), ont constaté que le réseau électrique de cette zone était extrêmement chargé et que les limites de sécurité étaient atteintes puis dépassées.

A 22h10, après avoir réalisé une estimation empirique des mesures de correction à effectuer sur le réseau, sans calcul de flux, E.ON Netz a décidé d'effectuer une modification du schéma d'exploitation électrique au poste de Landesbergen. E.ON Netz attendait de cette manœuvre une réduction des flux de puissance sur la ligne reliant les postes de Landesbergen et Wehrendorf.

Or, cette manœuvre a conduit à augmenter le flux de puissance sur cette ligne et à sa déconnexion suite au fonctionnement du système de protection automatique des lignes. Suite à la déconnexion de cette ligne, reliant les postes de Wehrendorf et de Landesbergen, les flux d'électricité se sont instantanément répartis sur les lignes restantes dans le Nord de l'Allemagne. Celles-ci, par effet de saturation, se sont automatiquement déconnectées par un phénomène de cascade. De nombreuses lignes en Allemagne, en Autriche, en Hongrie et en Croatie sont alors automatiquement mises hors service les unes après les autres selon un effet de " dominos ", sous l'action d'automates de protection du fait de flux supérieurs aux limites de sécurité.

A 22 heures 10 minutes et 30 secondes, le réseau européen se trouve alors divisé en trois zones déconnectées les unes des autres :

• La zone Ouest (partie Ouest de l'Allemagne et de l'Autriche, Slovénie, Benelux, Suisse, France, Espagne, Italie, Portugal, partie de la Croatie) ;
• La zone Nord-Est (partie Est de l'Allemagne et de l'Autriche, Pologne, République tchèque, Slovaquie, Hongrie) ;
• La zone Sud-Est (Grèce, Albanie, Macédoine, Bulgarie, Serbie, Monténégro, Bosnie-Herzégovine, Est de la Croatie, une petite partie de la Hongrie).

L'interconnexion entre l'Espagne et le Maroc s’est à son tour mise hors service, pour protéger le système électrique du Maghreb.

Des situations de déséquilibre entre offre et demande d'électricité à 22h10 après la séparation du réseau européen en 3 zones.

Alors que le réseau européen respectait une des exigences fondamentales des systèmes électriques avant l'incident, à savoir l'égalité instantanée entre la production et la consommation d'électricité à la fréquence de 50 Hertz, l'éclatement en trois zones place certaines d’entre-elles en fort déséquilibre.

Dans la zone Nord-Est, la production d'électricité se trouve supérieure (plus de 10 000 MW ) à la consommation d'électricité, ce qui entraîne une augmentation instantanée de la fréquence du réseau au-delà de 51 Hertz.

Dans la zone Ouest, où se situe la France, une insuffisance de production de plus de 9 000 MW fait chuter la fréquence du réseau à 49 Hertz.

Dans la zone Sud Est, la production d’électricité présente un manque de 700 MW entraînant une sous-fréquence de moindre ampleur à 49,7 Hertz.

Du fait des excursions de fréquence importantes, une partie significative des groupes de production raccordés aux réseaux de distribution s’est déconnectée du réseau suite au fonctionnement de leurs systèmes de protection. En effet, ces moyens de production qui se sont progressivement installés ces 20 dernières années répondent pour la plupart à des standards de fonctionnement moins contraignants que les groupes de production directement raccordés aux réseaux de transport (plages de fréquence et de tension pour lesquelles les groupes doivent rester connectés au réseau).
Ainsi, dans la zone Ouest, plus de 10 000 MW de production raccordée aux réseaux de distribution (dont près de 5 000 MW de production éolienne) se sont déconnectés du réseau, accentuant encore le déficit de production sur cette partie de l’Europe.

Sur le plan technique, la fréquence doit impérativement être stabilisée autour de 50 Hertz sur tout le réseau interconnecté. Tous les groupes de production doivent en effet fonctionner à ce rythme, de façon synchronisée, ce qui les " solidarise " les uns par rapport aux autres.

L'excès de consommation électrique par rapport à la production d'électricité provoque le " ralentissement " de ces groupes de production, qui se traduit par une baisse de la fréquence observée sur le système électrique. En cas de ralentissement trop important, ils se déconnectent automatiquement du réseau. Le déséquilibre entre la consommation et la production s’accroît et, par effet de cascade, peut conduire à une panne généralisée : le " black-out ", c'est à dire un effondrement total du réseau. Cette situation peut parfois nécessiter de nombreuses heures pour ré-alimenter les consommateurs d’électricité, voire plusieurs jours comme cela a été le cas aux Etats-Unis en 2003.

La figure suivante illustre ce qui s’est produit lorsque le système électrique européen s’est scindé en 3 zones, reprenant le code de couleur du précédent schéma.

Les parades, le retour à la normale

Pour rétablir rapidement l'équilibre fondamental entre la production et la consommation d'électricité :

Dans la zone Nord-Est, des automates ont réduit, en quelques secondes, la production d'électricité. Les gestionnaires de réseau de transport ont également procédé à des réductions des groupes de production pour tenter de limiter le déséquilibre production-consommation ;
Dans la zone Ouest, des automatismes ont interrompu, en quelques secondes, une partie de la consommation d'électricité. Environ 10 % de la consommation des pays de la zone Ouest ont ainsi été coupés, ce qui a permis d’interrompre la chute brutale de la fréquence et d’éviter un " black-out " généralisé. Les gestionnaires de réseau ont également coordonné l’augmentation de centrales de production pour combler le déficit soudain d’offre permettant de satisfaire la demande d’électricité.

Quel niveau de consommation a été affecté par les coupures ?

En France, plus de 6 400 MW (1 MW = 1 000 kW) de consommation d'électricité ont été interrompus, soit de l'ordre de 12 % de la consommation d'électricité en France continentale à cet instant. Ces coupures ont été réparties sur l’ensemble du territoire. Ces interruptions d'électricité ont duré le temps d'accroître la production d'électricité en France, de restaurer des conditions stables du système électrique et de débuter la ré-alimentation de la consommation coupée dès 22h30. A 23h10, l'ensemble des foyers français était ré-alimenté.

Dans le reste de la zone Ouest : 2 550 MW de consommation ont été coupés dans l’Ouest de l'Allemagne, 125 MW dans la partie Ouest de l'Autriche, 2 250 MW en Italie, 2 100 MW en Espagne, 800 MW en Belgique, 1 100 MW au Portugal, 340 MW aux Pays-Bas, 110 MW en Slovénie, 200 MW en Croatie.

Au total, 15 millions de foyers ont été touchés en Europe.

En Italie, en Espagne, en Autriche et dans le Sud de l’Allemagne, les pompes électriques remontant l'eau dans les réservoirs de montagne des centrales hydroélectriques ont été arrêtées, ce qui a permis d'éviter des délestages1 supplémentaires de la consommation.

¹ Délestages : Interruptions momentanées de la fourniture de courant électrique d'une partie du réseau.

Comment est-on revenu à une situation normale ?

La coordination entre gestionnaires de réseau de transport d’électricité européens et la réaction rapide des gestionnaires des réseaux de distribution d'électricité et des producteurs ont permis de revenir rapidement à une situation normale.

En France, la situation a été rétablie en moins d’une heure.

Pour limiter la durée de la coupure, RTE a immédiatement sollicité une augmentation de la production hydroélectrique, la plus rapide à mobiliser.

A 22h15, la production des usines hydroélectriques de Bort, Montézic, Grand Maison, Villarodin, Sarran-Bromat augmentait de 2 800 MW, suivie à 22h20 par 1 140 MW venant de Tignes, Super-Bissorte, La Bathie et Monteynard.

A 22h24, la fréquence était rétablie à 50 Hertz.

A 22h30, RTE demandait aux gestionnaires de réseaux de distribution de ré-alimenter la moitié des consommations interrompues. Ces derniers ont ensuite engagé le processus de ré-alimentation sur leurs réseaux.

A 22h40, RTE demandait aux gestionnaires de réseaux de distribution la ré-alimentation du reste des consommations interrompues. La production des usines hydrauliques de la Durance augmentait de 1 000 MW.

A 22h50, les opérateurs allemands, autrichiens et croates parvenaient à reconnecter les 3 zones du réseau européen.

A 23h10, la situation était rétablie en France.

Le démarrage de production et les interruptions de consommation, tant en France que dans les autres pays de la zone Ouest, ont contribué à rétablir la fréquence à sa valeur nominale 50 Hz. L’ensemble de ces actions réalisées pour compenser les déficits consécutifs à la séparation du réseau UCTE, se traduisant par le maintien de flux d’électricité importants sur les interconnexions, ont permis de rétablir une situation stabilisée dans des délais limités sur l’ensemble de la zone Ouest et d’éviter un écroulement généralisé sur cette partie de l’Europe.

La situation était-elle critique avant l'incident ?

Le 4 novembre 2006, la consommation d'électricité des pays européens interconnectés était relativement faible et typique d'un samedi soir. Plusieurs centrales électriques étaient à l'arrêt pour le week-end et le parc de production européen suffisait très largement à couvrir la demande.

En France, peu avant l'incident, la consommation s'établissait à 55 700 MW, très loin du record de consommation d'électricité du 27 janvier 2006 avec 86 280 MW. A 22h10, le bilan pour la France des flux physiques sur les lignes d’interconnexions avec l’étranger était globalement exportateur totalisant environ 5 540 MW.

Cependant, dans le Nord de l’Allemagne, suite à la mise hors tension de la ligne Diele- Conneforde à 21h38, le critère du N-1, essentiel à la conduite en sécurité du réseau, n’était plus respecté.

Qu’est-ce que la règle du N-1 ?

La règle du N-1 consiste à prévoir qu’une ligne peut à tout moment se trouver hors tension et que le système électrique doit être en mesure de poursuivre son fonctionnement sans engendrer de situation non maîtrisée pouvant conduire à un incident de grande ampleur, voire à un " black-out ". Les flux électriques traversant la ligne soudainement mise hors tension (par fonctionnement de protections automatiques par exemple) doivent pouvoir être repris et supportés par le réseau électrique environnant. Il s’agit d’une des règles de conduite essentielle des réseaux électriques, reconnue par l’ensemble des gestionnaires de réseau de l’UCTE.

A quoi sert le réseau interconnecté européen ?

Les réseaux de transport d’électricité nationaux sont interconnectés aux réseaux des pays voisins par des lignes à très haute tension (liaisons transfrontalières) qui assurent les échanges d'électricité entre pays. Initiées avant la guerre pour garantir la sécurité d'approvisionnement des pays européens et la solidarité électrique en cas d’urgence, ces interconnexions ont eu pour objectif premier d'assurer un secours mutuel entre les compagnies d'électricité : la défaillance d'une production pouvant être compensée à tout moment par d'autres dans des délais très courts. L'interconnexion des réseaux de transport Ouest européens a été engagée au milieu du 20ème siècle et a entraîné la création de l'UCPTE (Union pour la coordination de la production et du transport de l'électricité) devenue en 1999 l’UCTE (Union pour la coordination du transport d'électricité) autour du noyau constitué par les réseaux français, suisse et allemand. Elle s'est progressivement étendue à toute l'Europe continentale et relie aujourd'hui 23 pays.

Cette interconnexion des réseaux européens améliore la sécurité d'approvisionnement de la France. Cette solidarité électrique avec nos voisins joue en effet dans les deux sens. Elle a été indispensable à la France lors de la pointe de consommation du 28 février 2005 (86 000 MW dont 3 200 MW couverts par des importations). Ceci n'empêche pas le solde exportateur de la France d'être largement excédentaire sur une année.

Comment sont mis en œuvre les délestages prévus pour faire face à une situation de déséquilibre ?

L'électricité n'étant pas un bien qui se prête au stockage ou déstockage instantané de grande ampleur, l'équilibre entre sa production et sa consommation doit être assuré à tout instant.

En France, RTE, gestionnaire du réseau de transport d'électricité, assure la mission d'équilibrer l’offre et la demande d’électricité et la maîtrise des flux d'électricité sur son réseau. Il garantit ainsi la sûreté du système électrique national.

En cas de déficit important et prévisible de production d'électricité, c'est à RTE qu'il revient d'organiser, si nécessaire, des délestages avec les gestionnaires des réseaux de distribution.

Les délestages consistent à interrompre momentanément la fourniture d'électricité à une partie des consommateurs afin de circonscrire un déséquilibre et d'éviter un effondrement complet du système électrique (" black-out "). Il s'agit dans ce cas d'une manœuvre préventive similaire au fait de débrancher une machine, dans un logement, quand trop d'appareils électriques fonctionnent en même temps pour éviter que le système entier ne disjoncte. Cette manœuvre est exécutée par les gestionnaires de réseaux de distribution, avec lesquels RTE coopère étroitement.

Que se passe-t-il lorsque la situation de déséquilibre doit être enrayée rapidement ?

En cas de déficit important de production d'électricité (dû par exemple à une panne de grande ampleur de centrales de production ou des événements du type de celui rencontré le 4 novembre 2006) entraînant une dégradation rapide du système électrique devant être stoppée en quelques secondes, un gestionnaire de réseau n'a pas le temps d'agir. Etant donné qu'il n'est pas possible d'augmenter quasi-instantanément la production injectée sur le réseau (en ouvrant par exemple des vannes de barrages, ce qui nécessite plusieurs minutes), des délestages automatiques sont réalisés pour enrayer rapidement la situation et éviter un " black-out " généralisé de l’ensemble du réseau français, voire au-delà des frontières.

Les réseaux électriques d'Europe continentale sont équipés d'automates qui, dès que la fréquence chute à 49 Hertz ou en dessous, coupent instantanément une partie de la consommation afin de sauvegarder la plus grande partie possible de l'alimentation des pays.

De tels automates équipent en France les réseaux de distribution d'électricité, qui alimentent la grande majorité des consommateurs, et certains sites industriels directement raccordés au réseau public de transport. Ils sont programmés pour agir de manière graduelle, en fonction d’impératifs élaborés par les pouvoirs publics (pour préserver des fournitures vitales et prioritaires, comme les hôpitaux) et répartis uniformément sur l’ensemble du territoire. Tous les consommateurs sont ainsi traités de manière identique et non-discriminatoire, sauf pour les sites classés " prioritaires " par l'arrêté ministériel du 5 juillet 1990, modifié en janvier 2005.

Une fois l'incident maîtrisé, RTE coordonne avec les gestionnaires de réseaux de distribution la ré-alimentation progressive des consommations interrompues.

Lors de la panne électrique du 4 novembre 2006, depuis la cascade de déconnexion des lignes initiée dans le Nord de l’Allemagne jusqu’à la restauration du système électrique européen interconnecté, RTE a respecté les attendus émis par l’UCTE (" Operational Handbook "). RTE a mis en œuvre les dispositions adéquates permettant de limiter l’impact de cet événement hors norme, préservant le réseau français d’un écroulement généralisé.

Quelles sont les causes de l’incident identifiées dans le rapport final de l’UCTE ?

L’UCTE a publié le 30 janvier 2007 son rapport final sur l’incident du 4 novembre. Il est disponible sur son site internet (www.ucte.org).

Rapport final de l’UCTE concernant la panne électrique du 4 novembre 2006

L'UCTE pointe les deux causes principales suivantes :

• "La règle du N-1 n'a pas été respectée : quand E.ON Netz a décidé de réaliser la mise hors tension de la ligne Conneforde - Diele à un horaire différent de ce qui était initialement prévu, il ne s'est pas assuré à l'aide de simulations précises que le réseau était exploité en sécurité ; seule une estimation empirique de la situation a été réalisée. Les résultats des calculs de sécurité réalisés au cours de l'enquête ont montré que la règle du N-1 n'avait pas été respectée sur le réseau d'E.ON Netz y compris sur quelques lignes le reliant à des gestionnaires de réseau voisins."
• "La coordination entre E.ON Netz et ses voisins pendant l'événement a été inadaptée : la mise hors tension de la ligne Diele-Conneforde était initialement prévue le 5 novembre entre 01h00 et 05h00 et avait été préparée en coordination avec les gestionnaires de réseau de transport concernés (E.ON Netz, TenneT et RWE TSO). Le changement d'horaire de cette manœuvre a été communiqué très tardivement aux autres gestionnaires de réseau par E.ON Netz et les conséquences de ce changement n'ont pas été suffisamment anticipées. Enfin, E.ON Netz n'a pas accordé suffisamment d'attention au fait que les réglages des protections des lignes électriques contre les courants excessifs n'étaient pas les mêmes sur son réseau et sur celui de RWE TSO (sur la ligne Wehrendorf - Landesbergen), alors que cette information était capitale au regard du flux de puissance très important acheminé sur cette ligne."

L’UCTE distingue par ailleurs des facteurs défavorables dans le déroulement de l’incident et le rétablissement rapide de la situation :

• Le comportement des unités de production : "
  - Pendant l’incident, un volume significatif d'unités de production raccordées aux réseaux de distribution s’est déconnecté du réseau suite au fonctionnement de leur système de protection en raison de la chute de la fréquence dans la zone Ouest du réseau UCTE. Ceci a contribué à la détérioration des conditions de fonctionnement du système électrique et à retarder le retour du système à des conditions normales;
  - En outre, la majorité des GRT n'avait pas accès aux données temps réel des unités de production connectées au réseau de distribution. Ceci ne leur a pas permis d'évaluer au mieux les conditions de fonctionnement du système électrique dans son ensemble;
  - Par ailleurs, dans la zone Nord-Est, la re-connexion non contrôlée des unités de production raccordées aux réseaux de distribution a conduit à des situations très critiques et au besoin de délai supplémentaire pour retrouver une exploitation sûre du système électrique;"
  
  
• Les moyens d’action limités pour gérer les congestions du réseau : "En Allemagne, les GRT doivent prendre différentes sortes de mesures pour gérer les congestions et les situations critiques comme indiqué dans la loi Energie et transposé dans des procédures internes : mesures associées au réseau (ex : changement des schémas d’exploitation), mesures associées au marché (ex : changement des programmes de production des groupes) et autres ajustements pour la gestion des situations critiques (ex : réduction des échanges entre GRT). L'adéquation et l'efficacité de telles mesures ne garantissent pas toujours la gestion appropriée de certaines conditions d’exploitation comme celle du 4 novembre 2006."
  
  
• La coordination entre les gestionnaires de réseau de transport et de distribution pour la mise en œuvre des plans de défense et de re-lestage de la consommation : "Dans certaines zones de contrôle, la ré¬-alimentation des clients a été initiée par les gestionnaires de réseaux de distribution sans connaissance appropriée de la situation de l’ensemble du système électrique UCTE ; certains d'entre eux ont commencé à reconnecter des clients sans coordination avec leur gestionnaire de réseau de transport. Ceci a rendu plus difficiles les conditions permettant aux gestionnaires de réseau de transport de ramener de façon contrôlée le système à une situation normale."
  
  
• la phase de re-synchronisation de l’ensemble du réseau électrique européen interconnecté "Les actions prises par les gestionnaires de réseau de transport pendant la phase de re-synchronisation n'étaient pas totalement coordonnées. Il y a eu plusieurs tentatives infructueuses de remise en service de lignes d’interconnexion et de re-synchronisation des trois zones avec seulement une vue partielle de l’état de l’ensemble du réseau." ;
  
  
• La formation des dispatchers (opérateurs gérant en temps réel les réseaux de transport) : "Bien que la formation des dispatchers soit bien développée depuis plusieurs années pour les situations associées aux conditions d’exploitation de la zone de contrôle interne des GRT, les incidents provenant des réseaux externes et affectant un GRT sur son propre réseau ne font pas toujours l’objet de formation. La formation commune sur simulateur avec les GRT voisins n'est pas encore une pratique courante."

Par ailleurs, de nombreuses enquêtes ont également été diligentées par les pouvoirs publics français et communautaires, les autorités de régulation du marché de l’électricité dans les pays européens touchés par cet incident majeur.

Quelles sont les recommandations de l’UCTE ?

Dans son rapport final sur l’incident du 4 novembre 2006, l’UCTE a établi cinq recommandations à mettre en œuvre par tous les gestionnaires de réseau afin qu’un tel incident ne se reproduise pas :

1. Préciser et renforcer les conditions d’application de la règle du N-1, en tenant compte en particulier de l’interdépendance croissante des systèmes électriques des différents pays interconnectés.

2. Définir des principes partagés par l’ensemble des GRT interconnectés permettant de gérer efficacement des incidents de grande ampleur (plan de défense, de restauration du système électrique interconnecté).

3. Accroître la coordination entre gestionnaires de réseau des horizons prévisionnels jusqu’au temps réel (analyses de sécurité, mesures palliatives, échanges de données, formation des dispatchers…).

4. Développer une plate-forme d’échanges d’informations temps réel pour scruter le réseau interconnecté.

5. Adapter le cadre réglementaire pour la production (comportement aux variations de fréquence et de tension, données de la production raccordée sur les réseaux de distribution, programmes de production et changement de programmes …).

Quelle est la procédure en cas de non-respect des règles UCTE ?

Une attention particulière est portée au respect des règles édictées par l’UCTE (regroupées dans le document " Operational Handbook "), qui s’appliquent à chaque Gestionnaire de Réseau de Transport (GRT) et constituent des obligations juridiques, sanctionnées au sein de l’UCTE en application du " Multi Lateral Agreement " signé par l’ensemble des GRT de l’UCTE. Tout écart aux règles doit être préalablement déclaré par le GRT concerné et fait l’objet d’un examen au sein de l’UCTE quant aux mesures transitoires mises en œuvre par le GRT pour respecter les obligations en question. Tout écart à ces règles, non déclaré préalablement, peut faire l’objet d’actions et de pénalités au sein de l’UCTE.

Quels enseignements tire RTE de la panne du 4 novembre 2006 au niveau français ?

En France, l’incident a été bien maîtrisé par les opérateurs de RTE. En quelques instants, les systèmes de délestage automatique de notre réseau ont parfaitement fonctionné, permettant ainsi d’éviter un écroulement complet de notre réseau. La réaction rapide de RTE et la coordination avec les gestionnaires de réseaux de distribution et les producteurs ont permis de revenir rapidement à une situation normale en moins d’une heure. La fréquence a chuté à 49 Hz mais le black-out a été évité.

Ce bilan très positif a été souligné par la Mission commune d’information du Sénat : "Le système électrique national fonctionne correctement, la sécurité d’approvisionnement électrique de la France étant aujourd’hui réelle."

Le comportement du système électrique français a toutefois mis en évidence les principaux points suivants :

• La nécessité de performances accrues de la production "décentralisée" et besoin de connaître en temps réel la production raccordée sur les réseaux de distribution. Le déclenchement massif de la production "décentralisée", raccordée sur les réseaux publics de distribution (cogénérations, éolien) est un important sujet de préoccupation. 75 % de cette production "décentralisée" en France a déclenché (soit 2000 MW). La non-visibilité par RTE des puissances injectées sur les réseaux publics de distribution a été une gêne pour apprécier l’état de l’équilibre production – consommation. Dans la perspective de développement rapide de ces moyens de production, des travaux ont été engagés avec l’Administration pour que les textes réglementaires prescrivent pour la production décentralisée, et en particulier celle d’origine éolienne, un comportement plus robuste et plus homogène avec celui des autres types de production lors de perturbation sur le réseau. RTE travaille aussi avec les gestionnaires de réseaux publics de distribution à la mise en place des moyens permettant à RTE de mesurer cette production et de prévoir son évolution en fonction des prévisions météorologiques. Par ailleurs, des moyens ont également été définis pour permettre à RTE de pouvoir agir sur cette production en cas d’incident nécessitant des baisses rapides de production.
  
  
• La confirmation de la nécessité du système de délestage automatique de consommation. Le délestage et le relestage en France a globalement bien fonctionné. Le délestage en France de plus de 6400 MW (12 % de la consommation totale soit plus de 5 millions de foyers touchés et plus du double de personnes touchées) a fortement contribué à éviter un black-out généralisé de la zone Ouest du réseau européen, liée au déséquilibre brutal entre production et consommation. La coordination entre gestionnaires de réseaux de transport et de distribution est cruciale. Des travaux sont menés avec les gestionnaires de réseaux publics de distribution pour fiabiliser encore plus ce dispositif.
  
  
• Le comportement satisfaisant de la production de grande puissance raccordée sur le Réseau Public de Transport. Aucun déclenchement de groupes de production nucléaire, thermique à flamme ou hydraulique n’a été relevé. Le démarrage rapide sur ordre de RTE de 4000 MW de production hydraulique en une dizaine de minutes a permis d’engager rapidement les relestages de consommation. Des analyses ont été menées avec les producteurs pour revisiter les comportements à attendre des groupes de production et de leurs opérateurs lors de tels régimes d’incident.

Quels enseignements tire RTE de la panne du 4 novembre 2006 au niveau européen ?

RTE, qui a contribué activement aux différentes enquêtes (UCTE, etc.), partage le diagnostic posé par l’UCTE dans son rapport final. Le point essentiel est le nécessaire renforcement de la coordination entre gestionnaires de réseau de transport d’électricité. Dans la conduite même du réseau européen interconnecté, les opérateurs de RTE travaillent déjà au quotidien avec leurs homologues étrangers. Un meilleur partage des codes techniques est primordial, de manière à ce que, en cas de situation exceptionnelle, les différents gestionnaires de réseau puissent immédiatement savoir de quoi il s'agit. La prévention par la formation doit aussi se développer, en améliorant les outils qui permettent une simulation des situations de crise.

Même si l’incident du 4 novembre 2006 n’est pas dû à une insuffisance d’offre au regard de la demande d’électricité sur l’ensemble de l’Europe, la réalisation d’un "bilan électrique européen", à l’identique de ce que RTE fait déjà au niveau français, apparaît inévitable pour anticiper à long terme l’équilibre européen entre l’évolution de la consommation et de la production d’électricité.

Enfin, le développement des interconnexions électriques, qui mutualisent les moyens de production mobilisables, est un élément de la sécurité électrique dans les prochaines années. Ce développement doit aller de pair avec celui des moyens de production. L’ajustement de l’offre à la demande est en effet le préalable au bon fonctionnement des échanges.