Fiable ne veut pas dire résilient : ce que révèle vraiment le rapport NERC 2026
Le 24 juin, NERC a publié son rapport State of Reliability 2026, qui évalue les performances du réseau électrique interconnecté nord-américain en 2025. Son message d’ouverture est justement mesuré : le réseau électrique nord-américain a continué à fournir un service fiable dans des conditions de plus en plus exigeantes.
Cette affirmation est exacte. Elle ne raconte toutefois pas toute l’histoire.
J’ai consacré ma carrière à la surveillance du réseau, à la protection des actifs et à l’intelligence fondée sur leur état. Chez Qualitrol, nous ne considérons pas la pression sur la fiabilité uniquement comme un problème à l’échelle du système. Nous la constatons aussi au niveau des actifs : des transformateurs qui doivent fonctionner plus longtemps, des groupes de production soumis à des cycles plus fréquents, des postes électriques qui alimentent des profils de charge pour lesquels ils n’ont pas été conçus à l’origine, et des clients qui demandent des alertes plus précoces avant qu’un problème d’équipement ne provoque une interruption.
C’est pourquoi le rapport de NERC mérite une attention particulière. Il ne décrit pas un réseau en crise. Il décrit un réseau qui continue à fonctionner, mais avec une marge structurelle plus faible derrière cette performance.
Le réseau fonctionne, mais la marge se réduit
Il existe une différence entre un système fiable aujourd’hui et un système disposant d’une marge structurelle suffisante pour répondre aux besoins à venir.
Dans le premier sens, le réseau nord-américain reste fiable. Les données de NERC sont claires sur ce point. Le même rapport présente cependant plusieurs signes indiquant que la marge sous-jacente s’affaiblit.
Le taux annuel pondéré d’indisponibilité forcée équivalente de la production conventionnelle a atteint 9,2 % en 2025, au-dessus de la plage historique d’environ 7 à 8 %. NERC a également signalé des augmentations annuelles de l’énergie indisponible de 39,8 TWh pour les unités au charbon et de 19,1 TWh pour les unités à cycle combiné.
Le rapport précise que cette hausse n’a pas été provoquée par un seul événement majeur. Elle s’est répartie sur une grande partie de l’année, ce qui suggère une dégradation plus générale de la disponibilité de base dans certaines parties des parcs au charbon et à cycle combiné.
Cela compte parce que ces actifs fournissent encore une part importante de la capacité pilotable. Beaucoup sont anciens, et NERC indique que les grandes unités au charbon et à cycle combiné n’ont pas été conçues pour des cycles fréquents. Les cycles, les contraintes thermiques, les besoins de maintenance, les difficultés d’approvisionnement en pièces et les ressources techniques limitées finissent par affecter la disponibilité.
Ce qui m’inquiète n’est pas un indicateur isolé. C’est la tendance d’ensemble.
Les taux d’indisponibilité forcée augmentent. La demande progresse. De nouvelles charges importantes se raccordent plus rapidement que les processus traditionnels de planification ne peuvent les absorber. Le développement du transport d’électricité n’avance pas au même rythme que la croissance de la charge. NERC indique directement que les grands projets de transport ne progressent pas assez vite pour répondre correctement aux futurs besoins de fiabilité.
Le risque structurel apparaît souvent de cette manière. Il ne se manifeste pas par un seul signal spectaculaire, mais par davantage d’exceptions, davantage de décisions manuelles, des pratiques d’exploitation plus prudentes et une marge d’erreur plus faible lorsque plusieurs contraintes surviennent en même temps.
Les mesures d’exploitation ne remplacent pas l’adéquation structurelle
NERC décrit des réponses importantes de l’industrie, notamment des pratiques d’exploitation plus prudentes, un recours accru aux évaluations probabilistes et couvrant toutes les heures, une meilleure validation des modèles, des analyses de résilience face aux conditions météorologiques extrêmes et des orientations supplémentaires pour les grandes charges et les risques liés aux zones de forte concentration de charge.
Ces mesures sont importantes. Elles témoignent du travail sérieux de professionnels expérimentés.
Nous devons toutefois comprendre ce que signifie une dépendance croissante aux mesures d’exploitation. Cela signifie que les opérateurs doivent compenser lorsque le système physique, les hypothèses de planification ou la base d’actifs ne fournissent plus la marge qu’ils offraient auparavant.
Cela ne rend pas ces mesures incorrectes. Cela en fait un signal d’alerte.
Historiquement, le réseau a absorbé les contraintes grâce aux marges de réserve, à la diversité du parc de production, à la redondance du réseau de transport et à une solide expérience opérationnelle. Le rapport 2026 suggère que plusieurs de ces amortisseurs diminuent en même temps.
Les marges de réserve deviennent moins fiables lorsque les taux d’indisponibilité forcée augmentent. La diversité du parc évolue lorsque des actifs thermiques pilotables sont retirés et que les ressources de remplacement se comportent différemment. La redondance du transport offre moins de souplesse lorsque des charges à forte densité se concentrent dans des corridors précis.
Le défi lié à la main-d’œuvre est plus difficile à mesurer, mais il est visible. Dans son analyse des indisponibilités prolongées de groupes de production, NERC a identifié parmi les facteurs contributifs des contraintes de chaîne d’approvisionnement, des difficultés à retrouver les spécifications de certaines pièces, une gestion de projet insuffisamment expérimentée et un manque de personnel. Le rapport recommande également d’augmenter le nombre de techniciens de maintenance qualifiés.
Sur le terrain, ces pressions se traduisent de manière concrète : des cycles de réparation plus longs, une dépendance accrue à des experts peu nombreux, davantage de prudence concernant les fenêtres d’arrêt et une valeur croissante pour tout outil permettant aux opérateurs de connaître l’état d’un actif avant sa défaillance.
Les centres de données révèlent un décalage de vitesse
Les grandes charges informatiques représentent l’une des nouvelles sources de pression les plus importantes pour le réseau.
Le problème ne tient pas uniquement à la forte consommation électrique des centres de données. Il concerne surtout leur vitesse de développement, leur concentration et leur comportement opérationnel.
Les centres de données peuvent passer du projet à la mise sous tension beaucoup plus rapidement que les réseaux de transport ne peuvent être planifiés, autorisés et construits. NERC considère les centres de données et les autres charges informatiques comme un enjeu croissant pour la fiabilité en raison de leur taille, de leur vitesse de développement et de leurs caractéristiques de fonctionnement particulières.
En 2025, NERC a enregistré deux réductions de charge initiées par des clients de centres de données dépassant 1 000 MW, ainsi que de nombreux autres événements supérieurs à 100 MW. Le rapport décrit des événements distincts dans l’Interconnexion de l’Est avec des réductions d’environ 1 800 MW et 1 300 MW.
Ce n’est pas le comportement habituel d’une charge commerciale.
Une installation importante et sensible à la tension peut réagir à une perturbation du réseau exactement comme prévu du point de vue du client, tout en créant un problème de fiabilité à l’échelle du système. Si plusieurs installations situées dans le même corridor réagissent de manière similaire, le réseau peut subir une variation soudaine et concentrée de la charge.
Il ne s’agit pas d’un argument contre les centres de données. Ils sont essentiels à l’économie numérique. Il s’agit de les considérer comme des participants majeurs au réseau et non comme des charges passives.
Le modèle traditionnel de planification n’a pas été conçu pour de grandes charges informatiques à croissance rapide concentrées autour des mêmes contraintes de transport. Cet écart doit être comblé.
Les systèmes BESS sont utiles, mais ne remplacent pas une capacité durable
Les systèmes de stockage d’énergie par batteries jouent un rôle important. NERC reconnaît leur contribution à la réponse rapide en fréquence, au rétablissement de la fréquence et au lissage de la production renouvelable variable.
Cette contribution est réelle.
Cependant, les systèmes BESS ne sont pas équivalents à une capacité pilotable durable. NERC précise que les batteries disposent d’une quantité d’énergie limitée et sont généralement prévues pour fonctionner pendant quelques heures. Lors d’une perturbation de fréquence, leur rôle est de réagir rapidement et de soutenir le système jusqu’à ce que d’autres ressources puissent être mises en service pour fournir un soutien de plus longue durée.
Le rapport indique clairement que cette limite devient importante lors de contraintes généralisées et prolongées, et que les systèmes BESS ne constituent pas une solution complète pour des événements tels que de fortes tempêtes hivernales.
Les cadres de planification doivent préserver cette distinction. Une ressource capable d’arrêter une baisse de fréquence n’est pas nécessairement en mesure de soutenir le système pendant une période prolongée de forte demande, de faible production renouvelable et de disponibilité conventionnelle réduite.
Cette distinction est importante parce que les difficultés de fiabilité résultent de plus en plus de plusieurs facteurs combinés : des taux d’indisponibilité forcée plus élevés, des contraintes météorologiques, des limites de transport, le comportement des centres de données et l’évolution du mix de ressources qui se produisent en même temps.
Aucune technologie ne peut résoudre seule l’ensemble de ces problèmes.
La visibilité doit progresser au niveau des actifs
Le prochain avantage en matière de fiabilité viendra de la capacité à détecter les risques plus tôt.
Les méthodes traditionnelles de surveillance ont été développées pour un réseau plus stable, avec une production synchrone importante, des profils de charge plus prévisibles et des actifs fonctionnant plus près de leurs conditions de conception d’origine. Ce n’est plus le système que nous gérons aujourd’hui.
Les opérateurs ont désormais besoin de plus que de simples informations d’état. Ils ont besoin d’intelligence sur l’état des actifs.
Ils doivent savoir non seulement si un actif est sous tension, mais aussi s’il se dégrade. Ils doivent comprendre si un transformateur, une traversée, un disjoncteur, un générateur ou un actif de poste dispose d’une marge restante suffisante pour la charge qui lui est imposée. Ils ont besoin d’alertes plus précoces lorsque les contraintes thermiques, électriques, mécaniques ou d’isolation évoluent dans la mauvaise direction.
C’est à ce niveau que l’intelligence des actifs devient un élément de la fiabilité et pas seulement de la maintenance.
Lorsque les délais de remplacement sont longs, chaque actif critique prend davantage de valeur. Lorsque la demande augmente plus rapidement que l’infrastructure, chaque défaillance évitable devient plus importante. Lorsque les professionnels expérimentés sont rares, le système a besoin de meilleures données probantes pour appuyer des décisions plus rapides.
Voilà ce que signifie concrètement la visibilité du réseau.
Le travail à accomplir
Le rapport de NERC ne doit pas être lu comme un message alarmiste. Le réseau continue à fournir un service fiable, et les professionnels qui le gèrent méritent d’être reconnus pour cette performance.
Il ne doit toutefois pas être interprété comme simplement rassurant.
Un réseau peut rester fiable tout en perdant de la marge. Un système peut bien fonctionner tout en devenant plus fragile. L’excellence opérationnelle peut compenser une pression structurelle pendant longtemps, jusqu’à ce qu’une combinaison de conditions dépasse la marge disponible.
La panne du nord-est de 2003 a montré comment des défaillances localisées peuvent se propager lorsque la connaissance de la situation et les protections du système sont insuffisantes. La leçon n’est pas que chaque signal d’alerte conduit à une crise. Elle est que la visibilité et la marge structurelle sont les plus importantes avant que le système ne franchisse un seuil à partir duquel le rétablissement devient difficile.
L’industrie doit agir sur trois fronts.
Premièrement, nous avons besoin d’une meilleure visibilité sur l’état des actifs et le comportement du système, en particulier lorsque des infrastructures vieillissantes alimentent de nouveaux profils de charge.
Deuxièmement, nous avons besoin d’hypothèses de planification qui reflètent le comportement réel des grandes charges informatiques, des ressources à base d’onduleurs, des batteries et des actifs conventionnels pendant les perturbations.
Troisièmement, l’infrastructure physique, en particulier le réseau de transport, doit progresser à un rythme plus proche de celui de la demande imposée au système.
La conclusion honnête est simple : le réseau n’est pas en train de défaillir, mais on lui demande de fonctionner avec moins de marge. Cela devrait préoccuper toute personne responsable de la fiabilité.
Le prochain défi de fiabilité ne sera pas résolu uniquement par la compétence opérationnelle. Il faudra reconstituer la marge structurelle et détecter suffisamment tôt les risques liés aux actifs pour agir avant que la fiabilité ne devienne un exercice de rétablissement.
C’est le travail qui compte aujourd’hui.
Références
North American Electric Reliability Corporation (NERC). (2026). 2026 State of Reliability: Assessment Overview of 2025 Bulk Power System Performance. Publié le 24 juin 2026.
https://www.nerc.com/globalassets/programs/rapa/pa/nerc_sor_2026_overview.pdf
