Un parc éolien produit davantage lorsque le vent se lève. Pour acheminer cette électricité, la ligne aérienne qui dessert le parc peut, elle aussi, bénéficier du vent. L’air en mouvement refroidit ses conducteurs. À limite de température égale, ils peuvent alors laisser passer un courant plus élevé.
Mesurer la marge disponible sur la ligne
Comment savoir quelle intensité autoriser ? Une capacité de transit fixe repose sur des hypothèses prudentes de température, de vent et d’ensoleillement. Elles permettent au gestionnaire d’exploiter la ligne en sécurité. Mais par une journée fraîche et venteuse, ces hypothèses peuvent sous-estimer la quantité de courant que les câbles peuvent effectivement supporter.
Le calcul dynamique de capacité, appelé Dynamic Line Rating, utilise des mesures locales pour ajuster cette limite en temps réel. Dans son schéma de développement du réseau, RTE prend précisément l’exemple d’une ligne qui évacue la production éolienne. Lorsque la météo y est favorable, l’exploitant peut augmenter le transit admissible sur cet ouvrage déjà en service.
Un gain qui varie avec les conditions locales
Dans son rapport Electricity 2026, publié en février, l’Agence internationale de l’énergie situe entre 20 et 30 % le gain de capacité que peut apporter cette technique sur les lignes concernées. Cette fourchette décrit un potentiel. Si le vent tombe ou que le soleil chauffe davantage les conducteurs, la marge disponible peut se réduire. Un producteur ne peut donc pas compter sur ce supplément à toute heure.
Le choix dépend aussi du calendrier. L’AIE donne un délai indicatif d’un à deux ans pour mettre en œuvre la mesure dynamique, contre trois à quatre ans pour remplacer les conducteurs et au moins sept ans pour une ligne à haute tension neuve. Le remplacement des câbles apporte une capacité plus prévisible. La mesure dynamique répond à un besoin différent : utiliser, dès qu’elle est disponible, la marge thermique d’une ligne existante.
