La chaleur bride les centrales à charbon et force PSE à réactiver le marché de capacité
Le gestionnaire polonais PSE a de nouveau activé les obligations du marché de capacité après la baisse de production de plusieurs centrales à charbon, pénalisées par la chaleur et le refroidissement. Le 6 août, la réserve disponible risquait de tomber à 597 MW.
La réserve passe sous le niveau de sécurité requis
Le gestionnaire du réseau de transport polonais Polskie Sieci Elektroenergetyczne, ou PSE, a de nouveau activé le marché de capacité le 6 août 2026, les fortes températures limitant plusieurs centrales à charbon. Selon Energia.rp.pl, la réserve de production exigée par la réglementation devait manquer entre 17 h et 22 h. Durant la période la plus tendue, de 17 h à 19 h, PSE prévoyait une baisse de la réserve dans une fourchette de 932 MW à 597 MW.
Le point bas était inférieur à 600 MW, contre près de 660 MW lors de l’activation précédente du 4 août. PSE utilise 1 000 MW, soit approximativement la puissance d’une grande centrale à charbon, comme référence opérationnelle pour déclencher des mesures correctives. La marge de capacité disponible au-delà de la demande était aussi nettement inférieure aux 9% requis pour assurer la sécurité du système électrique.
L’activation ne signalait pas un risque imminent de panne générale. Les producteurs liés par des contrats de capacité devaient mettre leur puissance engagée à la disposition du gestionnaire ou injecter l’électricité dans le réseau, selon le type d’installation. Les consommateurs sous contrat devaient réduire leur demande. PSE a indiqué que le dispositif n’entraînerait aucune gêne pour les ménages, même si les consommateurs le financent par la redevance de capacité intégrée aux factures d’électricité.
Les limites de refroidissement réduisent la puissance des grands sites
La pression immédiate venait surtout des unités à charbon d’Enea à Kozienice et Połaniec, auxquelles s’ajoutaient des pertes de capacité à la centrale de Turów de PGE. Energia.rp.pl a indiqué que 10 des 11 unités de Kozienice subissaient des pertes de puissance imprévues. B11, la plus grande unité à charbon de Pologne avec plus de 1 000 MW, était déjà en maintenance programmée depuis le début de juillet et jusqu’en septembre.
À Połaniec, sept unités sur neuf étaient touchées par d’importantes pertes de puissance, supérieures à 200 MW. Des problèmes étaient également signalés à Turów, tandis qu’une unité de la centrale EC Żerań d’Orlen était à l’arrêt. La multiplication des unités contraintes et l’allongement de l’activation à quatre heures montraient une détérioration par rapport au 4 août, lorsque le dispositif avait été mobilisé pendant deux heures.
La température trop élevée de l’eau de refroidissement a été désignée comme la cause probable des réductions. L’eau utilisée par les centrales est rejetée dans les cours d’eau et sa température de rejet ne peut dépasser 35 degrés Celsius. Les exploitants doivent donc réduire la production si la poursuite de l’activité risque de franchir cette limite. Enea Wytwarzanie a déclaré observer des fluctuations périodiques des débits et une baisse des niveaux d’eau durant les fortes chaleurs et les longues périodes sans précipitations. À Kozienice, la disponibilité de l’eau de la Vistule influe directement sur la stabilité des procédés de la centrale et la sécurité du système électrique polonais.
Une cinquième activation met le mécanisme de secours à l’épreuve
Il s’agissait de la troisième activation du marché de capacité en 2026, après celles du 30 juin et du 4 août, et de la cinquième depuis la création du mécanisme. C’était aussi la deuxième activation de la même semaine. La Pologne a adopté sa loi sur le marché de capacité à la fin de 2017 afin de rémunérer les producteurs et consommateurs participants pour leur disponibilité lorsque les réserves du système deviennent insuffisantes.
PSE peut normalement protéger la réserve en modifiant les calendriers de maintenance, en ordonnant une hausse de la production, en faisant fonctionner des centrales en surcharge ou en utilisant des installations de pompage-turbinage. Selon Energia.rp.pl, les importations d’urgence étaient impossibles cette fois-ci, car les réseaux voisins affrontaient des conditions similaires. Le marché de capacité restait donc le principal moyen de rétablir la marge requise tandis que la chaleur continuait de brider la production thermique.