Planification des immobilisations : sept enseignements du secteur électrique

En septembre 2026, des gestionnaires d’actifs, des planificateurs de réseau et des ingénieurs d’entreprises d’électricité se sont réunis à Saint-Louis, au Missouri. Ils participaient à la conférence Asset Management & Innovation du CEATI. Le CEATI (Center for Energy Advancement through Technological Innovation) organise ce rendez-vous annuel pour permettre aux entreprises d’électricité de partager leur expérience concrète en gestion d’actifs. Notre équipe y était pour apprendre de ses pairs. Nous voulions aussi comparer ce qui y a été présenté avec notre pratique quotidienne en planification des immobilisations.

Plusieurs chefs de file du secteur y ont présenté leurs travaux, dont Duke Energy, PG&E, Ameren Illinois, Hydro Ottawa et Swissgrid. Des consultants et des chercheurs qui accompagnent les entreprises d’électricité ont aussi pris la parole. Les présentations portaient sur la planification du réseau de transport, les indices d’état, le risque de feux de forêt, l’exploitation hydroélectrique, les dossiers réglementaires et l’intelligence artificielle (IA). Un même virage les reliait pourtant. Les entreprises d’électricité ne se demandent plus seulement quels actifs remplacer. Elles posent désormais une question plus large : parmi tous les investissements possibles, lesquels réaliser, à quel moment et pour quelles raisons?

En somme, la planification des immobilisations exige maintenant des plans qui relient le vieillissement des actifs aux besoins futurs du réseau. Ces plans doivent aussi exposer clairement l’incertitude et résister à l’examen réglementaire. De meilleures données et l’IA y contribuent, à condition que chaque décision demeure traçable. Voici sept enseignements qui mènent à cette conclusion.

Optimisation du budget d’immobilisations

La plupart des entreprises d’électricité bâtissent leur plan d’immobilisations à partir d’une longue liste de projets candidats. Chaque projet provient d’une équipe différente, répond à un besoin différent et se dispute la même enveloppe budgétaire. Plusieurs présentations ont montré que cette liste dépasse désormais largement les fonds disponibles.

Ces besoins découlent en outre de facteurs très différents : fiabilité, croissance de la charge, obligations réglementaires, modernisation, technologies de l’information et technologies opérationnelles (TI/TO). Un programme de remplacement de poteaux et un nouveau poste se disputent ainsi les mêmes dollars.

Le simple classement des projets ne suffit pas à trancher. En effet, financer les projets les mieux cotés jusqu’à épuisement de l’enveloppe peut faire perdre une partie de la valeur atteignable. La comparaison de combinaisons de projets, sous des contraintes réelles, produit au contraire un portefeuille d’investissements plus solide. Il s’agit aujourd’hui de l’un des principaux défis de la planification des immobilisations, que nous abordions dans l’article Le budget est fixe. Le risque, lui, ne l’est pas.

Planifier le renouvellement des actifs et la croissance

Bien des organisations traitent encore le renouvellement des actifs et la croissance du réseau comme deux disciplines distinctes. D’un côté, les équipes de gestion d’actifs suivent l’état, la détérioration et le risque. De l’autre, les planificateurs étudient les prévisions de charge, la capacité et les nouvelles infrastructures.

Duke Energy, l’une des plus grandes entreprises d’électricité des États-Unis, a donné une conférence plénière sur la résilience des systèmes énergétiques et le réseau de demain. Elle a montré l’intérêt de réunir le renouvellement et la croissance. Chaque décision de remplacement constitue aussi une occasion de réduire le risque, d’ajouter de la capacité et de préparer le réseau aux conditions d’exploitation futures. Le conférencier invitait donc les entreprises à soumettre chaque décision importante à une même question. Réduit-elle le risque actuel pour la fiabilité tout en préparant le réseau de demain?

Au Québec, Hydro-Québec arrive à un constat semblable. Dans le cadre de son Plan d’action 2035, l’entreprise ajoute plus de 10 000 MW de nouvelle capacité éolienne pour répondre à la hausse de la demande. Son équipe de planification du réseau a étudié où implanter cette capacité et quels renforcements du réseau de transport elle exigerait. Le modèle a montré que planifier les deux ensemble réduit le coût total du système. Dans les scénarios étudiés, des renforcements prématurés augmentaient par ailleurs de 10 à 20 % le coût moyen de l’énergie.

En planification des immobilisations, la question pratique est simple. Pourquoi remplacer un transformateur vieillissant par un appareil identique si la prévision de charge indique que le poste devra offrir beaucoup plus de capacité d’ici quelques années? Une planification intégrée du renouvellement et de la croissance évite ce type de décision. À ce sujet, consultez l’article Desservir de nouvelles charges importantes sans surcharger les abonnés.

La priorisation des actifs fondée sur le risque

Swissgrid, l’exploitant du réseau de transport d’électricité de la Suisse, a présenté la façon dont elle transforme ses données d’actifs en décisions d’investissement. Sa démarche relie son registre d’actifs et sa gouvernance des données. Elle s’appuie sur un indice d’état des actifs et sur un indice de risque et de criticité. La combinaison de l’état et de la criticité détermine un niveau d’urgence qui aide les équipes à cibler les actifs les plus critiques.

Cette démarche répond à une question essentielle : où intervenir? Deux autres questions sont toutefois tout aussi importantes. À quel moment intervenir, et quelle stratégie de cycle de vie crée le plus de valeur dans la durée?

La réponse n’est pas toujours le remplacement. ATCO Electric, une entreprise d’électricité albertaine, a présenté sa méthode de classement des poteaux selon le risque de feux de forêt. Son constat : chaque facteur de risque exige sa propre mesure d’atténuation. Les options vont du conducteur recouvert à la maîtrise de la végétation, en passant par le remplacement de poteaux ou l’enfouissement.

Grant County Public Utility District (Grant PUD) exploite des centrales hydroélectriques dans l’État de Washington. L’organisation a modélisé des mesures de contrôle, comme le maintien d’un transformateur de réserve. Elle en a ensuite comparé la valeur à celle des remplacements d’actifs. De même, une doctorante de la Pennsylvania State University a présenté un projet de modernisation hydroélectrique au Panama. Le projet comparait trois options pour des systèmes de commande vieillissants. Il s’agissait de maintenir le système existant, de le moderniser en partie ou de le remplacer entièrement.

Un plan moderne compare donc des stratégies de cycle de vie complètes : inspecter, surveiller, entretenir, remettre à neuf, reporter, remplacer ou agrandir. Pour en savoir plus, consultez l’article sur la gestion du cycle de vie d’actifs.

L’incertitude en planification des immobilisations

Bien des entreprises d’électricité évaluent encore le risque à l’aide d’échelles de cotation et de matrices de risque en couleurs. Grant PUD a expliqué pourquoi l’organisation a délaissé cette approche au profit d’un modèle quantitatif. Des échelles verbales comme « probable » ou « très peu probable » peuvent donner l’illusion d’un consensus, puisque chacun associe une probabilité différente à la même étiquette. Les matrices de risque rendent en outre difficile la comparaison du rendement de différents investissements.

La durée de vie des actifs est par ailleurs lente à observer. Les défaillances peuvent survenir après des décennies, de sorte que la rétroaction arrive tard. Dans ce contexte, les méthodes probabilistes comme la simulation de Monte-Carlo et les modèles de Markov améliorent la qualité des prévisions.

Chelan County PUD est une entreprise publique du centre-nord de l’État de Washington. Elle offre des services d’électricité, d’aqueduc, d’égout et de fibre optique. L’organisation a appliqué un modèle probabiliste à ses câbles souterrains pour répondre à deux questions. D’abord, combien de temps faudra-t-il, avec le budget actuel, pour atteindre une cible de fiabilité? Ensuite, quelle est la probabilité d’un scénario défavorable sur un circuit donné?

Notre constat : un modèle probabiliste et une décision claire ne s’opposent pas. La simulation décrit l’éventail des avenirs possibles. Des règles, des contraintes et des objectifs explicites mènent ensuite à une décision transparente et reproductible. Nous abordons cet équilibre dans l’article Fiabilité et résilience dans la planification des réseaux électriques.

Une planification des immobilisations défendable

L’examen réglementaire est revenu d’une présentation à l’autre. Ameren Illinois dessert le centre et le sud de l’Illinois. En 2023, l’entreprise a déposé son premier plan de réseau pluriannuel auprès de l’Illinois Commerce Commission, l’organisme de réglementation de l’État. L’organisme l’a rejeté la même année. Parmi les motifs invoqués, l’organisme a jugé que le plan quantifiait insuffisamment les bénéfices pour la clientèle. Il a aussi relevé l’absence d’une analyse rigoureuse du risque climatique.

L’entreprise a répondu par un cadre d’analyse coûts-bénéfices et des projections climatiques à l’échelle des actifs. Au terme d’une année de procédures, l’organisme a approuvé le plan déposé de nouveau.

Duke Energy a décrit une démarche semblable pour justifier des mises à niveau proactives du réseau de transport. Son cadre d’évaluation multivaleur a été accepté par la Federal Energy Regulatory Commission (FERC). Il tient compte de la fiabilité, de la résilience et de la réduction de la congestion.

Des spécialistes de l’évaluation de l’état des actifs, venus du Royaume-Uni et des États-Unis, ont bien résumé la nouvelle attente. Les organismes de réglementation ne se demandent plus seulement si un processus existe. Ils veulent aussi savoir ce que l’entreprise savait, ce qu’elle aurait raisonnablement pu savoir et ce qu’elle a fait en conséquence. Par conséquent, l’inaction n’est plus un choix neutre.

En planification des immobilisations, la traçabilité réglementaire devient ainsi une véritable exigence : des hypothèses d’ingénierie jusqu’à des demandes budgétaires défendables. C’est la question au cœur de chaque budget d’infrastructures. Notre cas d’utilisation sur la prise de décision transparente pour les organismes de réglementation montre comment la comparaison de scénarios d’investissement renforce un dossier tarifaire.

Décider avec des données imparfaites

Les entreprises d’électricité ne manquent pas de données. Le défi tient à leur dispersion. Elles se trouvent dans le système d’information géographique (SIG), l’EAM (Enterprise Asset Management), les systèmes d’inspection et le SCADA. D’autres résident dans les modèles d’ingénierie, les chiffriers et les systèmes financiers.

Attendre des données parfaites n’est pas la solution. Chelan County PUD disposait de bonnes données pour ses câbles souterrains, mais de données limitées pour ses conducteurs aériens. L’organisation a tout de même produit une priorisation utile des risques en combinant des rapports d’inspection, des bons de travail, des historiques de pannes et des couches SIG. Son conseil : commencer dès maintenant.

Dominion Energy Virginia a elle aussi commencé modestement, en appliquant l’IA aux images de son programme d’inspection par drone. Ses registres sur les dispositifs anti-perchage pour oiseaux correspondaient très peu aux images. L’entreprise les a donc remplacés par les résultats validés. Swissgrid a de son côté constaté une meilleure qualité de l’information depuis que les résultats de son indice d’état alimentent de véritables décisions.

PG&E, qui dessert environ 16 millions de Californiens, étend la gestion d’actifs selon ISO 55001 à ses TI. Cette équipe mesure l’exhaustivité et l’exactitude de ses registres d’actifs, qu’elle certifie deux fois par année. Une autre présentation, consacrée aux bâtiments qui abritent les équipements essentiels, proposait un indice de préparation à la décision. Cet indice mesure la proportion d’actifs qui disposent de l’information nécessaire à une décision. Elle comprend notamment des attributs complets, une évaluation d’état récente, une cote de risque et une valeur de remplacement.

Le constat : partir des données disponibles, rendre l’incertitude visible et améliorer le modèle à mesure que la qualité des données progresse. Chaque système joue son propre rôle, comme nous l’expliquons dans EAM, GMAO et SAD : les trois niveaux de la gestion d’actifs.

Encadrer l’IA en gestion d’actifs

L’IA était présente dans la plupart des présentations, des inspections par drone à la répartition hydroélectrique. Les préoccupations exprimées étaient constantes : gouvernance, traçabilité, responsabilité et supervision humaine.

Une firme internationale de conseil en gestion d’actifs a résumé simplement le rôle de l’IA : l’objectif n’est pas d’utiliser plus d’IA, mais de mieux gérer les actifs. La place de la personne doit être proportionnelle aux conséquences d’une erreur. L’IA peut ainsi classer des bons de travail courants. En revanche, la définition de l’appétit pour le risque et l’approbation des stratégies d’actifs demeurent des décisions humaines.

Les exemples présentés suivaient la même logique. Lors d’une présentation sur l’exploitation hydroélectrique, le système de planification préparait les options de répartition et le répartiteur approuvait la réponse, avec un registre de chaque décision. En planification du réseau de transport, Manitoba Hydro International a contribué à mettre au point un assistant d’IA. Cette filiale de Manitoba Hydro réalise des études de réseaux électriques dans plus de 120 pays. L’outil transforme les études de réseau en dossiers d’affaires. Chaque hypothèse qu’il propose doit indiquer sa source avant qu’un planificateur l’approuve.

Pour la planification des immobilisations, cela signifie une boîte de verre plutôt qu’une boîte noire. Chaque recommandation doit être traçable, des données relatives aux actifs jusqu’à l’hypothèse, au scénario et à la décision d’investissement finale. Un modèle transparent préserve aussi l’expertise au sein de l’organisation, un enjeu croissant à mesure que le personnel expérimenté prend sa retraite.

Prochaines étapes en planification des immobilisations

Hydro Ottawa, qui distribue l’électricité dans la capitale du Canada, a présenté sa feuille de route de transformation EAM, qui illustre la direction que prend le secteur. Son écosystème cible comprend l’EAM, l’ERP (progiciel de gestion intégré) et la planification des investissements dans les actifs (AIP), chacun avec un rôle défini. Les capacités attendues de l’AIP sont révélatrices : moins de manipulations manuelles, des données intégrées et l’utilisation de l’état des actifs. Elles comprennent aussi des priorités fondées sur le risque, un moment d’intervention optimisé et des justifications défendables pour le financement et les demandes tarifaires.

Les constats du CEATI 2026 pointent vers un même besoin. Les entreprises d’électricité ont besoin d’une couche décisionnelle qui relie l’état des actifs d’aujourd’hui au réseau de demain. Cette couche doit tenir compte des contraintes budgétaires et de l’incertitude.

Les solutions de Direxyon répondent précisément à ce besoin. Direxyon Enterprise permet de concevoir des modèles d’actifs sur mesure, avec arbres décisionnels et courbes de dégradation. Elle exécute aussi des simulations de Monte-Carlo et permet d’optimiser le portefeuille d’investissements. Les planificateurs peuvent ainsi comparer des stratégies de cycle de vie et en tirer une liste de projets réalisable. L’IA complète les données manquantes, pour que la planification parte de l’information disponible. Direxyon agit comme niveau de planification au-dessus de l’EAM et du SIG, sans les remplacer.

Pour les entreprises d’électricité, notre solution pour le secteur électrique relie la performance technique aux résultats financiers. Chaque investissement peut ainsi être évalué selon la fiabilité, le risque et le coût à long terme. Notre livre blanc Viser juste approfondit cette question.

Le CEATI 2026 a confirmé que ces défis sont partagés, peu importe le pays ou le type de réseau. Réservez une démo pour voir comment la planification par scénarios peut soutenir votre prochain plan d’immobilisations.st. 

Questions fréquemment posées