Le réseau électrique européen est-il assez solide pour pouvoir répondre à la demande en électricité de l’hiver ?
ENTSO-E, le réseau européen des gestionnaires du réseau de transport d’électricité, a étudié le réseau électrique européen afin de savoir si ce dernier était apte à affronter l’hiver à venir.
Comparé à l’hiver précédent, la capacité de production d’électricité a principalement augmenté grâce à l’installation de plus de 60 GW de capacité renouvelable, surtout solaire, et éolienne dans une moindre mesure. Le stockage d’énergie via hydroélectricité est également à son niveau le plus haut depuis 2022.
Pour ce qui est de la capacité de stockage, elle a augmenté de 150%, mais reste très faible dans le mix total avec 28 GW.
Les sources de production plus génératrices de CO2, comme le charbon et le lignite, ont chuté de 10%.
Indisponibilité planifiée des centrales
Les maintenances et mises hors services planifiées des centrales thermiques et nucléaires seront comparables aux hivers précédents, avec une capacité indisponible variant entre 15 et 50 GW.
Afin de répondre à la demande, le minimum de maintenance est prévu durant les mois les plus froids de l’année (janvier-février), à l’exception de la Lituanie, la Suisse, Malte, et certaines zones de l’Italie.
Niveau d’aptitude du réseau électrique européen pour l’hiver
L’aptitude du réseau est évaluée grâce à un indicateur de la valeur attendue d’énergie non délivrée (Expected Energy Not Served, EENS). Celle-ci représente la quantité d’énergie qui ne saura pas être délivrée car la demande excède la production.
Dans des conditions normales de marché, aucun risque n’est identifié pour la plupart des pays européens. Seuls les pays ayant des interconnexions faibles ou inexistantes présentent un risque d’énergie non délivrée, à savoir en Chypre, Irlande et à Malte. Les quantités d’énergie non délivrées correspondent dans le pire des cas à 0.6% de la consommation saisonnière.