Par Antoine Magnier
Président-directeur général, SERGI
Dans le système électrique de 2026, la résilience ne peut plus se limiter à absorber une perturbation puis remplacer les équipements perdus. Le CIGRE la définit comme la capacité à limiter l’étendue, la sévérité et la durée d’une dégradation après un événement extrême. Appliquée aux transformateurs critiques, cette définition amène une conclusion simple : il faut aussi préserver l’actif, assurer sa récupérabilité après un événement sévère et, quand c’est possible, maîtriser sa durée de vie.
Ce raisonnement est pleinement cohérent avec le champ technique du CIGRE A2, qui couvre l’ensemble du cycle de vie des transformateurs et réacteurs : maintenance, surveillance d’état, diagnostics, restauration, réparation, uprating, refurbishment, détermination de la durée de vie restante et décisions de réparation ou de mise au rebut. L’IEEE suit la même logique, avec des guides dédiés à la condition assessment, à l’évaluation et au reconditioning, ainsi qu’à l’installation et à la maintenance. Le sujet n’est donc pas seulement de protéger un équipement ; il s’agit de gérer un actif stratégique sur l’ensemble de son cycle de vie.
Cette question devient critique au moment même où les contraintes industrielles se durcissent. L’Agence internationale de l’énergie (IEA) indique que les délais d’approvisionnement des grands transformateurs peuvent désormais atteindre quatre ans, soit environ le double de 2021, tandis que les prix ont augmenté d’environ 75 % depuis 2019. Le DOE souligne de son côté que les grands transformateurs sont des équipements très spécifiques, souvent customisés, et que les lead times dépassent désormais 36 mois dans certains cas. Dans un tel contexte, la résilience ne peut plus reposer sur le seul remplacement rapide de l’actif perdu.
Le facteur aggravant n’est pas seulement industriel ; il est aussi patrimonial. Le CIGRE rappelle que les transformateurs ont souvent des durées de vie supérieures à 40 ans et que de mauvaises décisions de gestion de vie peuvent produire des conséquences durables. Son analyse mondiale de fiabilité montre en outre que, si la probabilité de défaillance majeure n’augmente que lentement avec l’âge, les unités finalement mises au rebut après défaillance présentent, elles, une dépendance beaucoup plus nette à l’âge. La bonne formulation n’est donc pas « le parc est vieux », mais plutôt : une part croissante du parc entre dans des arbitrages plus exigeants entre maintien en condition, refurbishment, prolongation de vie utile ou remplacement.
À cela s’ajoute une tension croissante sur les compétences. L’IEA souligne que, dans les économies avancées, les professions liées au réseau subissent un déséquilibre démographique marqué, avec davantage de départs à la retraite que de nouvelles entrées. Or, dans le domaine des transformateurs, la résilience dépend aussi de la disponibilité d’un savoir-faire rare : diagnostic, interprétation des essais, décision de remise en état, gestion d’événements, réparation sur site ou en atelier. Dans un monde où l’actif de remplacement est rare, le savoir-faire de récupération devient lui aussi un actif critique.
Le programme technique de la Session CIGRE Paris 2026 confirme d’ailleurs que cette lecture n’est pas périphérique, mais bien au cœur de l’agenda industriel : on y trouve des travaux sur les stratégies de standardisation pour réduire les lead times et les labor challenges, sur la transformer life extension, sur la résilience face aux physical attacks, ainsi que sur la performance des pressure relief devices en cas d’internal arcing. Ce point est important : parler de préservation matérielle de l’actif n’est pas un détour commercial ; c’est déjà un sujet intrinsèque à la communauté technique.
La cybersécurité OT doit naturellement faire partie du tableau, car l’OT agit directement sur des processus physiques et une compromission peut produire des conséquences matérielles. Mais, dans une lecture CIGRE/IEEE rigoureuse, la cybersécurité doit être présentée comme l’un des vecteurs possibles de dommage physique, et non comme l’unique matrice d’analyse. L’enjeu central reste le même : empêcher qu’un événement sévère, quelle qu’en soit l’origine, ne transforme un transformateur critique en perte irréversible.
La conséquence stratégique est claire : pour les actifs les plus critiques, la résilience doit désormais inclure une dimension explicite de préservation de l’actif et de récupérabilité. Cette couche n’est pas opposée aux fabricants, ni aux protections conventionnelles, ni au monitoring, ni à la cybersécurité, ni à la gestion de flotte ; elle leur est complémentaire. Sa métrique ne se limite pas à la limitation immédiate des dégâts, mais inclut la capacité à conserver l’équipement dans un état permettant inspection, isolement, diagnostic et, lorsque cela est techniquement et économiquement justifié, réparation ou reconditioning dans un délai utile au système.
En une phrase : dans un monde de délais longs, de flottes sous tension et de compétences rares, la résilience d’un transformateur critique se mesure aussi à la capacité à préserver l’actif et à maintenir une option crédible de recovery.
À propos de SERGI
Fondé en 1952, SERGI est un groupe d’ingénierie français spécialisé dans la protection des infrastructures énergétiques critiques. L’entreprise accompagne les opérateurs, les industriels, les assureurs et les autorités publiques lorsque les risques à fort impact ne peuvent plus être traités par des approches standard. SERGI développe des solutions d’ingénierie adaptées à l’actif, au site et au niveau de criticité, avec une attention particulière portée à la résilience physique des transformateurs stratégiques.
