fr.wedoany.com Rapport : L'Opérateur du marché de l'énergie d'Australie (AEMO) a publié le 31 juillet la version finale de l'Examen général des risques du système électrique 2026 (GPSRR), confirmant que les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) équipés d'onduleurs à formation de réseau n'ont pas encore été prouvés capables de satisfaire aux exigences de robustesse du système au niveau le plus élevé du Marché national de l'électricité (NEM) australien, tout en les désignant comme une solution de remplacement potentielle des machines synchrones après le retrait des centrales à charbon.
Le GPSRR est un examen annuel prévu par la règle 5.20A des Règles nationales de l'électricité, qui évalue de manière prospective les risques à faible probabilité mais à fort impact pesant sur le réseau électrique. L'édition 2026 se concentre sur quatre risques prioritaires : l'augmentation de l'absorption de charge par les centres de données, le risque non crédible de robustesse du système lié au retrait des machines synchrones, les événements de défaillance majeurs non crédibles de la production et du réseau, ainsi que les risques de contrôle de la tension.
Concernant la robustesse du système, le rapport estime qu'avec le retrait des groupes au charbon, la livraison en temps voulu des compensateurs synchrones et l'extension des infrastructures de transport restent les principaux moyens de maintenir les niveaux de défaut ; les BESS à formation de réseau sont explicitement désignés comme une solution de remplacement ou de complément activement envisagée. Le rapport indique qu'il continuera d'évaluer en temps utile la contribution des compensateurs synchrones, des systèmes de stockage par batteries à formation de réseau ou d'autres solutions de remplacement à la robustesse du système du NEM.
Le rapport distingue deux niveaux de fourniture de robustesse du système. Les BESS à formation de réseau ont démontré leur capacité à soutenir la stabilité de la forme d'onde de tension, ce qui relève historiquement de la composante de robustesse du système fournie par les machines synchrones ; ce qui n'a pas encore été confirmé, c'est le courant de défaut de qualité protection (protection-quality fault current), une exigence plus stricte que la stabilité de la forme d'onde de tension et la condition requise pour satisfaire au niveau minimal de robustesse du système prescrit par les Règles nationales de l'électricité.
L'AEMO prévoit d'acquérir des « services de transition de type 2 » (Type 2 Transitional Services) afin de tester, dans des conditions réelles de réseau, si les onduleurs à formation de réseau peuvent fournir un courant de défaut de qualité protection, en vue de vérifier que le courant de défaut qu'ils produisent présente une amplitude, une durée et une composition suffisantes pour assurer le fonctionnement fiable des dispositifs de protection du système électrique.
Cette distinction a déjà des conséquences commerciales directes. La dernière évaluation des changements majeurs de circonstances de Transgrid montre que les compensateurs synchrones ont dépassé leur budget de 38 %, le coût total de la première phase atteignant déjà 1,13 milliard de dollars australiens (920 millions de dollars américains), alors que l'estimation moyenne initiale par site était de 163 millions de dollars australiens. Pour cette raison, Transgrid a proposé de remplacer deux des cinq compensateurs synchrones de la deuxième phase initialement prévus par un BESS à formation de réseau de 900 MW, en attendant de confirmer si cette technologie peut apporter une contribution fiable au niveau minimal de robustesse du système.
Le GPSRR analyse les risques de robustesse du système selon des scénarios spécifiques. L'AEMO a simulé les conséquences de la perte non crédible de deux grandes unités synchrones, en supposant en outre que jusqu'à trois autres grandes unités synchrones soient en arrêt planifié ou non planifié, en prenant comme scénarios de test de stress les retraits attendus des centrales d'Eraring en Nouvelle-Galles du Sud et de Yallourn dans le Victoria. Pour la Nouvelle-Galles du Sud, la conclusion est relativement optimiste : si les compensateurs synchrones et l'extension du réseau de transport sont livrés en temps voulu, même avec trois grandes unités synchrones déjà à l'arrêt, la perte non crédible simultanée de deux groupes au charbon peut être gérée par le dispatching opérationnel, sans nécessiter d'actions supplémentaires. Si ces ouvrages sont livrés en retard après le retrait d'Eraring, la situation se dégradera nettement — sans compensateurs synchrones en place, il pourrait ne pas y avoir suffisamment de groupes pour rétablir la sécurité du système après certains incidents non crédibles dans des conditions d'arrêts multiples.
Le Victoria est confronté à une pression plus forte. Si le compensateur synchrone de Hazelwood est en place avant le retrait de Yallourn, avec trois groupes au charbon déjà à l'arrêt, le rétablissement de la sécurité du système après la perte non crédible de deux groupes de Loy Yang nécessiterait la synchronisation au réseau de huit groupes à démarrage rapide au gaz dans un délai de 30 minutes, un objectif que le rapport juge difficile à atteindre. Si la livraison du compensateur synchrone est retardée après le retrait de Yallourn, le nombre de groupes à démarrage rapide requis passerait à seize, et l'AEMO reconnaît que ce scénario pourrait ne pas être réalisable dans le cadre temporel prévu. Le rapport appelle par conséquent à une meilleure coordination des arrêts afin de réduire les périodes d'arrêt simultané de plusieurs groupes, et à l'extension des procédures opérationnelles pour couvrir des événements d'incidents non crédibles spécifiques.
À la date limite des données du rapport, le 1er juillet 2026, trois événements de perte simultanée de deux grandes unités synchrones se sont produits au cours de l'exercice 2025-26 : la perte des unités 3 et 4 de Yallourn le 16 octobre 2025, la perte des unités C3 et C4 de Callide le 15 janvier 2026, et la perte des deux unités de Vales Point le 2 février 2026. Le GPSRR cite ces événements pour souligner que ces incidents à faible probabilité ne sont pas hypothétiques et que le calendrier de fourniture de la robustesse du système est déjà très serré.
Les installations de stockage par batteries ont remodelé le fonctionnement du NEM plus rapidement que toute autre technologie unique. Au deuxième trimestre 2026, la capacité installée de stockage par batteries à l'échelle du réseau australien a dépassé 9 000 MW ; avec l'expansion rapide des installations existantes, l'écart de prix des batteries du NEM s'est réduit de 85 % en glissement annuel, pour atteindre en moyenne 51 dollars australiens par mégawattheure. Dans le portefeuille de projets, la capacité à formation de réseau est devenue l'architecture dominante — 74 % des 33,2 GW de réserve de stockage par batteries du NEM utilisent des onduleurs à formation de réseau, ce qui reflète à la fois les incitations commerciales des contrats de robustesse du système et fournit à l'AEMO une grande quantité de données de terrain sur le comportement réel des onduleurs sur le réseau.
Les essais de courant de défaut proposés s'appuieront sur ces données de terrain. L'AEMO indique qu'elle acquerra et analysera les données de courant de défaut des BESS à formation de réseau déjà en service afin de comprendre leur réponse en cas de défaut ; la feuille de route technique (Engineering Roadmap) et les services de transition de type 2 fourniront le cadre de ces travaux. L'AEMO avait déjà classé les BESS à formation de réseau parmi les actions prioritaires pour 2026, affirmant qu'ils deviendraient le « battement de cœur opérationnel du système électrique de la Nouvelle-Galles du Sud » après le retrait de la production synchrone. Le GPSRR ajoute désormais une dimension formelle d'évaluation des risques à cette désignation prioritaire, en énumérant les conditions requises pour que le rôle des BESS à formation de réseau s'étende de la robustesse du système à un niveau efficace jusqu'au niveau minimal.
Le rapport aborde également le risque indépendant posé par les centres de données en tant que charges de type onduleur. La modélisation de l'AEMO montre que, d'ici 2030, en l'absence de normes de maintien de la tension (voltage ride-through), un défaut unique sur le réseau 330 kV près de l'ouest de Sydney pourrait entraîner le délestage d'environ 1 500 MW de charge de centres de données. Selon le scénario « Step Change » (changement par paliers) de l'AEMO, les centres de données représenteront 6 % de la demande du NEM en 2029-30, et 10 % d'ici 2050. Le rapport soutient les « normes d'accès des charges du paquet 2 » (Package 2 load access standards) proposées par l'AEMC pour faire face aux risques liés au maintien de la tension, à la récupération de la puissance active et aux taux de variation de la puissance.
Le GPSRR tire également des enseignements de la panne de courant majeure de la péninsule ibérique d'avril 2025, où un contrôle de tension insuffisant a provoqué des défaillances en cascade en Espagne et au Portugal. L'AEMO recommande d'étendre les études sur les risques de contrôle de la tension aux événements non crédibles survenant pendant les périodes de charge minimale du système et de faibles niveaux de défaut. Le risque d'oscillations du système électrique est inscrit à l'ordre du jour du prochain GPSRR ou du Plan de transition pour la sécurité du système (Transition Plan for System Security) ; les oscillations forcées induites par les charges d'entraînement de l'IA, qui peuvent faire fluctuer la demande des centres de données de ±60 % de la capacité nominale des installations en quelques secondes, sont identifiées comme un risque d'interaction sous-synchrone avec les arbres de turbines et les flux d'interconnexion.
