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  "bodyMarkdown": "# Capacité, file d'attente de connexion et renforcement\n\nFile de production ≠ file de charge ; MW en file ≠ date d’exploitation ; le renforcement résulte d’une étude.\n\nAuthor: NiLu\nLocale: fr\nPublished: 2026-08-09\nUpdated: 2026-08-09\nCanonical: https://blog.nilu.pro/fr/blog/capacite-file-renforcement-reseau/\nMarkdown: https://blog.nilu.pro/fr/blog/capacite-file-renforcement-reseau.md\nJSON: https://blog.nilu.pro/fr/blog/capacite-file-renforcement-reseau.json\n\n## En bref\n\n- La file d'attente de connexion de génération et la demande de connexion de charge sont des processus différents, avec leurs propres règles et sources — aux États-Unis, l'ordonnance 2023 régit la génération ; la piste des grosses charges (DOE §403 / RM26-4) en est une autre.\n- Les actifs MW en file d'attente ne sont pas des dates opérationnelles : aux États-Unis, la majorité des projets de génération qui entrent dans la file d'attente sont supprimés avant d'être générés, et le délai entre la commande et l'exploitation est de plus en plus long.\n- Le renforcement du réseau est le résultat d'une étude (cluster, budget, avis d'accès, accord de raccordement) — il n'existe pas de seuil MW universel qui déclenche le renforcement dans chaque juridiction.\n- Chaque bloc réglementaire possède son propre vocabulaire : aux USA, la production et la charge suivent des normes FERC différentes ; au Brésil, la distribution et le Basic Network ont ​​leurs propres produits et délais ; dans l'Union européenne, le Demand Connection Code fixe des exigences techniques, et non une file d'attente de connexion publique.\n\n## Sommaire\n\n- [Deux processus, deux scores](#dois-processos-dois-placares)\n- [Comment demander une connexion aux USA, au Brésil et en Europe](#como-pedir-conexao)\n- [Le renforcement est le résultat d’une étude, pas un nombre magique](#reforco-e-resultado-de-estudo)\n- [Là où il y a une file d’attente publique et là où il n’y en a pas](#onde-existe-fila-publica)\n- [MW dans la file d'attente n'est pas la date de l'opération](#mw-na-fila-nao-e-data-de-operacao)\n- [Connexion conjointe de la charge et de la production sans mélange de juridictions](#conexao-conjunta)\n- [Incertitudes](#incertezas)\n\n<a id=\"dois-processos-dois-placares\"></a>\n\n## Deux processus, deux scores\n\nLe texte précédent de cette série montrait que le terme « capacité » changeait de sens selon le contexte : production maximale, limite physique de ligne, marge de contingence, congestion. Ce texte se concentre sur un quatrième sens : la file d'attente de connexion, c'est-à-dire le processus par lequel un projet demande l'accès au réseau et attend des études avant de pouvoir fonctionner. Le premier verrou matériel est simple à énoncer et facile à oublier dans la pratique : le processus de génération et le processus de chargement ne sont pas les mêmes règles.\n\nAux États-Unis, l'ordonnance FERC n° 2023 — émise le 28 juillet 2023 et publiée dans le Federal Register le 6 septembre 2023 — réforme les procédures et les accords d'interconnexion des générateurs (les modèles LGIP/LGIA et SGIP/SGIA). Il ne s’agit pas d’une norme d’interconnexion de charges. [[1]](#ref-1) [[2]](#ref-2) Le chemin de grande charge est différent : le FERC RM26-4-000 est né d'une lettre de DOE, basée sur l'article 403 de la loi sur l'organisation du ministère de l'Énergie, en date du 23 octobre, 2025, sur l'interconnexion rapide et ordonnée des grandes charges - DOE a demandé que le FERC fasse un décision finale d'ici 30 avril 2026. [[3]](#ref-3) [[4]](#ref-4) Traiter les ordres 2023 et RM26-4 comme la même chose est le type d'erreur qui amène un responsable à comparer les délais de différents processus comme s'il s'agissait du même score.\n\n<a id=\"como-pedir-conexao\"></a>\n\n## Comment demander une connexion aux USA, au Brésil et en Europe\n\nAux États-Unis, l'Ordre 2023 a remplacé le processus d'étude en série (premier arrivé, premier servi) par un processus de clustering, premier prêt, premier servi : les projets entrent dans des lots d'études, doivent prouver qu'ils sont prêts - avec des dépôts d'engagement commerciaux et un contrôle foncier - et sont soumis à des règles de réétude lorsque d'autres projets du même cluster abandonnent. L'explicateur FERC cite une étude de cluster avec une période de référence de 150 jours, suivie d'une étude des installations et de l'accord d'interconnexion ; Les boosts de réseau requis pour le cluster sont alloués selon une méthode d'impact proportionnel. [[1]](#ref-1) Cela s'applique à la production — le sentier des grandes charges, encore en consultation publique (ANOPR), propose d'étudier les charges et les hybrides conjointement avec la production chaque fois que cela est possible, envisage de demander des commentaires sur des études plus rapides et, dans la proposition, attribuerait 100% des coûts de renforcement étudiés à la charge ou à l'hybride, avec le mécanisme de crédit toujours ouvert — ce sont des principes proposés, pas la règle finale de FERC. [[4]](#ref-4)\n\nAu Brésil, la demande de raccordement de charge suit des chemins différents selon le niveau de tension. En distribution, le REN nº 1.000/2021 de ANEEL traite le raccordement comme un droit après la demande — le distributeur ne peut refuser de recevoir la demande — sous réserve de conditions techniques et de sécurité et de coûts réglementés. [[9]](#ref-9) Le budget de connexion est obligatoire dans une série de situations prévues dans la norme : nouvelle connexion, augmentation de la puissance demandée ou injectée, changement de point de connexion ou de tension, réservation de capacité ou inclusion de la production distribuée dans une unité de consommation existante, entre autres déclencheurs. [[9]](#ref-9) Les délais impartis au distributeur pour émettre ce devis sont également fixés par la norme : 15 jours pour les unités avec micro génération distribuée ou sans génération, inférieurs à 69 kV et sans nécessité de travaux ; 30 jours où des travaux de distribution ou de transport sont nécessaires ; 45 jours pour d'autres connexions — avec possibilité de suspendre le délai pour consulter ONS ou un autre distributeur. [[9]](#ref-9) REN 1.000 coexiste avec PRODIST — les procédures de distribution établies par REN nº 956/2021 — en tant que normes complémentaires de ANEEL pour la couche de distribution ; Ce dossier cartographie le processus budgétaire par REN 1.000 et n'indique pas, dans ce cycle, si le texte actuel du module PRODIST 3 ajoute des délais ou des étiquettes spécifiques pour les avis d'accès aux marchandises. [[10]](#ref-10)\n\nDans le réseau de base — le réseau de transmission de tension égale ou supérieure à 230 kV — la demande suit le sous-module 3.4 des procédures de réseau ONS. Le produit de ce processus est l'avis d'accès, qui consolide les évaluations de faisabilité technique et devient partie intégrante du contrat d'utilisation du réseau de transport (CUST) ; Le type d'agent d'accès inclut, entre autres, le Consommateur Libre. [[11]](#ref-11) L'étude a deux voies possibles : si aucun agrandissement, renforcement ou amélioration n'est nécessaire, l'avis est émis et va directement à CUST ; si seuls des renforcements ou des améliorations sont nécessaires, ONS en informe l'accesseur et dispose de 90 jours supplémentaires pour analyser les conditions d'accès — une analyse qui peut alimenter le cycle d'études d'expansion et de renforcement du module 4. [[11]](#ref-11) L'Avis qui définit les conditions d'accès est valable pour 90 jours ; la priorité sur les nouvelles demandes dure jusqu'à ce que le CUST soit signé dans ce délai — si le CUST n'est pas signé à temps, la priorité est perdue. [[11]](#ref-11)\n\nDans l'Union européenne, la réglementation régissant le raccordement à la demande est le Code de raccordement à la demande — Règlement (UE) 2016/1388 du 17 août 2016 — qui couvre les installations de demande connectées au transport, les installations de distribution connectées au transport, les systèmes de distribution (y compris les systèmes de distribution fermés) et les unités de consommation utilisées pour la réponse à la demande. [[12]](#ref-12) Le DCC définit la capacité d'importation maximale comme la puissance active continue consommable maximale au point de connexion, comme spécifié dans l'accord de connexion avec le gestionnaire de système concerné, et établit une échelle de notifications opérationnelles — mise sous tension, provisoires, finales et limitées — qui est un chemin de conformité technique, et non une file d'attente publique de MW. [[13]](#ref-13)\n\n<a id=\"reforco-e-resultado-de-estudo\"></a>\n\n## Le renforcement est le résultat d’une étude, pas un nombre magique\n\nDeuxième verrou dur de ce texte : le renforcement des réseaux n'est pas déclenché par un seuil universel de MW — il est le résultat d'une étude spécifique, menée dans le cadre d'un processus juridictionnel spécifique. Aux États-Unis, l'explication de l'Ordre 2023 décrit elle-même que les études déterminent quels équipements de transmission et boosters sont nécessaires avant qu'un projet puisse se connecter, et attribuent des coûts en fonction de ce résultat - le boosting est le résultat de l'étude, et non une mesure distincte du « volume de file d'attente ». [[1]](#ref-1) Au Brésil, le même schéma apparaît dans deux processus distincts : en matière de distribution, le budget de REN 1.000 présente une « fourchette » claire entre le raccordement sans travaux (à plus court terme) et le raccordement avec les travaux de distribution ou de transport nécessaires (à plus long terme) ; dans le réseau de base, l'opinion du ONS bifurque entre \"pas besoin de renforts\" (avis direct à CUST) et \"besoin de renforts\" (plus de 90 jours d'analyse). [[9]](#ref-9) [[11]](#ref-11) Dans l'Union européenne, le DCC fixe les exigences techniques et la capacité d'importation maximale, mais n'établit pas de seuil MW ni de déclencheur de renforcement paneuropéen – cela est laissé aux processus nationaux de chaque opérateur de transport et de distribution. [[12]](#ref-12) [[13]](#ref-13)\n\nSur la définition de « grande charge » qui motive une partie du débat actuel aux États-Unis : la proposition consultée par DOE définit la grande charge, pour les besoins de ce processus spécifique, comme ci-dessus 20 MW se connectant directement au transport, conformément au seuil de grand générateur déjà utilisé dans 2003 Ordonnance n° 2003 de FERC. Il s'agit d'un cadre juridictionnel proposé pour ce processus — et non d'une définition universelle du « fardeau majeur » applicable en dehors de ce contexte réglementaire. [[4]](#ref-4)\n\n<a id=\"onde-existe-fila-publica\"></a>\n\n## Là où il y a une file d’attente publique et là où il n’y en a pas\n\nAux États-Unis, il existe des portails publics de files d'attente d'interconnexion largement cités : le PJM Cycle Service Request Status (sous le processus cycle/cluster en vigueur depuis 10 juillet 2023), la file d'attente d'interconnexion du générateur MISO, le rapport SIG ERCOT et les rapports de file d'attente d'interconnexion CAISO. [[7]](#ref-7) Ce sont tous des produits d'interconnexion de génération (et de stockage) — et non des ensembles de données de file d'attente d'interconnexion de chargement. Le Lawrence Berkeley National Laboratory consolide ces données à l'échelle nationale dans la série Queued Up ; [[5]](#ref-5) l'édition de 2024, avec les données jusqu'à la fin de 2023, totalise environ 11.597 projets actifs, environ 1.570 GW de génération plus 1.030 GW de stockage — environ 2.598 GW de capacité active dans l'échantillon traité —, en plus d'environ 17.873 projets retirés (~3.097 GW) et sur les 4.155 projets opérationnels (~470,4 GW). Le rapport lui-même est explicite : le champ d'application est le système de transport d'électricité en vrac et exclut les projets liés à la distribution et les projets « derrière le compteur ». [[6]](#ref-6)\n\nDans les sources de ce dossier, il n'existe pas d'ensemble de données publiques équivalentes pour une file d'attente d'interconnexion de charges aux États-Unis : les portails ci-dessus mesurent la génération, pas les demandes de charges volumineuses en attente de connexion. Cette transparence peut émerger des développements de RM26-4 ou des dépôts tarifaires des opérateurs régionaux, mais elle n'existe pas encore aujourd'hui. Dans l'Union européenne, la situation est similaire pour une autre raison : ni DCC, ni le ENTSO-E Network Code Hub, ni l'évaluation européenne de l'adéquation des ressources (ERAA) ne constituent un ensemble de données paneuropéen sur les files d'attente de connexion comparable aux cadres Queued Up - ENTSO-E DCC axés sur les charges industrielles et les réseaux de distribution, avec des paramètres définis au niveau européen et d'autres au niveau national, tandis que le ERAA Il s'agit de l'adéquation des ressources, et non de l'arriéré de connexion. Les files d'attente de connexion de charge en Europe, lorsqu'elles existent de manière vérifiable, résident dans les processus nationaux de chaque opérateur de transport et de distribution. [[14]](#ref-14)\n\n<a id=\"mw-na-fila-nao-e-data-de-operacao\"></a>\n\n## MW dans la file d'attente n'est pas la date de l'opération\n\nTroisième verrou dur : un mégawatt actif dans une file d’attente de production n’est pas une promesse du mégawatt qui fonctionnera, et encore moins une date d’exploitation commerciale (COD). Le Queued Up 2024 de LBNL le montre par des chiffres : parmi les demandes d'interconnexion soumises entre 2000 et 2018, seulement environ 20% des projets — et environ 14% de la capacité — avaient atteint l'exploitation commerciale à la fin de 2023 ; plus de 70% des demandes de cette période ont été retirées. [[6]](#ref-6) La mesure du délai privilégiée par le rapport lui-même n'est pas la taille de la file d'attente, mais plutôt le délai médian entre la demande d'interconnexion et l'exploitation commerciale : pour les projets achevés en 2023, cette médiane était proche de 5 ans, contre environ 3 ans en 2015 et moins de 2 ans en 2008. Par ailleurs, le délai entre l'accord d'interconnexion et l'exploitation commerciale a également augmenté, passant d'environ 17 mois pour les constructions 2007–2015 à environ 25 mois pour les constructions 2016–2023 de l'échantillon. [[6]](#ref-6)\n\nLe rapport Monitoring Analytics sur le marché PJM (2024, Section 12) corrobore cette tendance au niveau régional : à la fin de 2024, la file d'attente de génération de PJM s'élevait à 221.297,3 MW sur une base énergétique (active, en construction ou suspendue) ; Historiquement, seulement environ 17,4% de ce type de MW sont entrés en service, et en regardant l'historique complet de la file d'attente, les 11,1% de MW sont entrés en service contre les 62,2% retirés. [[8]](#ref-8) L'explication de l'ordonnance 2023 elle-même cite également une mesure différente, qui ne doit pas être confondue avec ces taux d'achèvement : à la fin de 2022, il y avait plus de 10.000 demandes d'interconnexion actives et plus de 2.000 GW génération et stockage potentiels dans le système ; des études 2.179 achevées en 2022, 68% étaient en retard — il s'agit d'une mesure du retard dans le processus d'étude, et non de l'achèvement de l'exploitation commerciale, et a une année de référence différente de celle de Queued Up 2024. [[1]](#ref-1) [[6]](#ref-6) Séparer ces mesures par millésime et par ce que chacune mesure — MW actif, taux d'achèvement, délai d'étude, ordre médian de mise en service — est ce qui évite de transformer un numéro de file d'attente en une prédiction de la capacité qui fonctionnera réellement.\n\n<a id=\"conexao-conjunta\"></a>\n\n## Connexion conjointe de la charge et de la production sans mélange de juridictions\n\nUn dernier point d'hygiène : la production distribuée derrière le compteur (BTM) et la connexion hybride charge+génération sont des concepts qui n'ont de sens que localement : le mélange de définitions de différentes juridictions génère des comparaisons invalides. Au Brésil, REN 1.000/2021 de ANEEL (avec la modification de REN 1.059/2023) exige que, pour une unité de consommation avec micro ou mini production distribuée, le distributeur émette un devis unique couvrant conjointement la charge et la production. [[9]](#ref-9) Aux États-Unis, la proposition en consultation avec DOE (ANOPR) inclut les principes d'étude des charges et des hybrides ainsi que des installations de production lorsque cela est réalisable, en tenant compte des droits d'injection et de retrait demandés — un exemple cité dans la proposition est une charge de 500 MW plus la génération de 600 MW entraînant le retrait de 0 MW et 100 MW d'injection — en plus d'exiger une protection contre les injections ou les retraits non autorisés. [[4]](#ref-4) Il s'agit de mécanismes distincts, à différents stades réglementaires (norme en vigueur au Brésil ; proposée en consultation aux États-Unis), et aucun d'eux ne doit être lu comme synonyme de production distribuée sur les toits résidentiels — le Queued Up de LBNL, par exemple, exclut explicitement les projets liés à la distribution et « derrière le compteur » de son champ d'application de la file d'attente de production. [[6]](#ref-6) [[9]](#ref-9)\n\nQui paie pour le renforcement du réseau – et comment ce coût est réparti entre ceux qui demandent la connexion et ceux qui sont déjà connectés – est un sujet de répartition des coûts qui fera l'objet d'un autre texte de cette série ; la carte régionale détaillée du Brésil, des États-Unis et de l'Europe possède également ses propres textes.\n\n<a id=\"incertezas\"></a>\n\n## Incertitudes\n\n- Dans les sources consultées dans ce cycle, il n'existe pas de jeu de données public des files d'attente d'interconnexion de charge aux USA équivalent aux portails de génération (PJM, MISO, ERCOT, CAISO, LBNL) ; cette transparence peut émerger des développements de RM26-4 ou des dépôts de tarifs régionaux.\n- Il n'est pas indiqué dans ce cycle quels hubs nationaux de l'Union européenne (par exemple l'Allemagne, les Pays-Bas ou l'Irlande) publient des enregistrements de file d'attente de connexion à la demande avec MW et des délais vérifiables - ce qui existe aujourd'hui, au niveau européen, est le DCC (exigences techniques) et le ERAA (adéquation des ressources), dont aucun n'est équivalent à une file d'attente de connexion.\n- L'édition Queued Up la plus récente de LBNL (avec des données jusqu'à la fin de 2025) peut modifier la capacité active, le taux d'achèvement et les ordres de fonctionnement médians cités ici, qui sont fixés dans l'édition 2024 (données jusqu'à la fin de 2023) — les chiffres ne doivent pas être ajoutés entre les éditions sans indiquer l'année de référence.\n- Il n'est pas vérifié dans ce cycle si le texte actuel du PRODIST Module 3, après le REN 956/2021 de ANEEL, ajoute des délais ou des étiquettes d'avis d'accès pour la charge qui diffèrent du budget de connexion déjà cartographié dans le REN 1.000.\n\n## Références\n\n1. <a id=\"ref-1\"></a>[FERC — Explainer on the Interconnection Final Rule (Order No. 2023)](https://www.ferc.gov/explainer-interconnection-final-rule). Federal Energy Regulatory Commission. Consulté le 09 août 2026.\n2. <a id=\"ref-2\"></a>[Federal Register — Improvements to Generator Interconnection Procedures and Agreements](https://www.federalregister.gov/documents/2023/09/06/2023-16628/improvements-to-generator-interconnection-procedures-and-agreements). Federal Register. Consulté le 09 août 2026.\n3. <a id=\"ref-3\"></a>[FERC — RM26-4 (large loads docket hub)](https://www.ferc.gov/rm26-4). Federal Energy Regulatory Commission. Consulté le 09 août 2026.\n4. <a id=\"ref-4\"></a>[U.S. DOE — Ensuring the Timely and Orderly Interconnection of Large Loads (§403 ANOPR letter)](https://www.energy.gov/sites/default/files/2025-10/403%20Large%20Loads%20Letter.pdf). U.S. Department of Energy. Consulté le 09 août 2026.\n5. <a id=\"ref-5\"></a>[LBNL EMP — Queued Up hub](https://emp.lbl.gov/queues). Lawrence Berkeley National Laboratory. Consulté le 09 août 2026.\n6. <a id=\"ref-6\"></a>[LBNL — Queued Up: 2024 Edition (dados até o fim de 2023)](https://eta-publications.lbl.gov/sites/default/files/queued_up_2024_edition_r2.pdf). Lawrence Berkeley National Laboratory. Consulté le 09 août 2026.\n7. <a id=\"ref-7\"></a>[PJM — Cycle Service Request Status](https://www.pjm.com/planning/m/cycle-service-request-status). PJM Interconnection. Consulté le 09 août 2026.\n8. <a id=\"ref-8\"></a>[Monitoring Analytics — 2024 State of the Market Report for PJM, Seção 12](https://www.monitoringanalytics.com/reports/PJM_State_of_the_Market/2024/2024-som-pjm-sec12.pdf). Monitoring Analytics. Consulté le 09 août 2026.\n9. <a id=\"ref-9\"></a>[ANEEL — Resolução Normativa nº 1.000/2021](https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20211000.html). Agência Nacional de Energia Elétrica. Consulté le 09 août 2026.\n10. <a id=\"ref-10\"></a>[ANEEL — Resolução Normativa nº 956/2021 (PRODIST)](https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2021956.html). Agência Nacional de Energia Elétrica. Consulté le 09 août 2026.\n11. <a id=\"ref-11\"></a>[ONS — Submódulo 3.4 dos Procedimentos de Rede (Solicitação / Parecer de Acesso)](https://www.ons.org.br/ProcedimentosDeRede/M%C3%B3dulo%203/Subm%C3%B3dulo%203.4/Subm%C3%B3dulo%203.4_%20Rev_0.3.pdf). Operador Nacional do Sistema Elétrico. Consulté le 09 août 2026.\n12. <a id=\"ref-12\"></a>[Regulamento (UE) 2016/1388 — Demand Connection Code](https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:32016R1388). Comissão Europeia / EUR-Lex. Consulté le 09 août 2026.\n13. <a id=\"ref-13\"></a>[ENTSO-E — Demand Connection Code hub](https://www.entsoe.eu/network_codes/dcc/). ENTSO-E. Consulté le 09 août 2026.\n14. <a id=\"ref-14\"></a>[ENTSO-E — ERAA hub](https://www.entsoe.eu/eraa/). ENTSO-E. Consulté le 09 août 2026.\n"
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