SAE 18-23 : La sécurité d’approvisionnement en électricité 2018-2023

Conformément aux dispositions prévues par la loi, le diagnostic annuel de RTE sur la sécurité d’approvisionnement en électricité, appelé également « bilan prévisionnel pluriannuel », a pour objectif d’identifier les risques de déséquilibre entre les besoins de la France métropolitaine continentale et l’offre d’électricité disponible pour les satisfaire.

Il couvre, en alternance, une période de 5 ou de 15 ans.
Il est établi en concertation avec l’ensemble des acteurs du secteur (producteurs, fournisseurs, distributeurs d’électricité et de gaz, ONG, organisations professionnelles, universitaires et think-tanks, institutions).

Le système électrique français sera équilibré mais sans marge, jusqu’en 2020

C’est en raison de la fermeture d’une partie des moyens de production thermiques français, ces dernières années.

Après l’hiver 2020, des marges de sécurité devraient réapparaître.
Elles permettraient la fermeture, progressive, des cinq unités de production charbon situées sur les sites de Cordemais (Loire Atlantique), du Havre (Seine-Maritime), de Gardanne (Bouches-du-Rhône) et de Saint-Avold (Moselle) ainsi que la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim (Haut-Rhin).

Bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité : un outil de diagnostic unique au service de la transition énergétique

RTE élabore et publie chaque année le « Bilan prévisionnel » de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, conformément à sa mission confiée par la loi.

Retrouvez le bilan prévisionnel numérique sur: http://bpnumerique.rte-france.com

RTE a établi cinq scénarios pour la réussite de la transition énergétique, de l’hiver 2018-2019 à 2035.

Réalisé en concertation avec l’ensemble des acteurs (producteurs, fournisseurs, distributeurs d’électricité et de gaz, ONG, organisations professionnelles, universitaires et think-tanks, institutions) et élaboré à partir de 50 000 simulations, le Bilan prévisionnel établit des scénarios robustes et exhaustifs.

Ce Bilan prévisionnel a pour vocation d’éclairer les décisions sur les choix énergétiques permettant de disposer d’une alimentation électrique sûre et durable en 2035.

Horizon 2025

La fermeture d’un nombre important de réacteurs nucléaires (de l’ordre de vingt-quatre) doit être accompagnée par une forte accélération du développement des énergies renouvelables et de la construction de nouvelles centrales au gaz (plus de 11 000 MW) pour atteindre l’objectif de 50% de production nucléaire, fixé par la loi de transition énergétique.

Horizon 2035

5 scénarios volontairement contrastés pour accompagner les décisions qui construisent le système électrique de demain.

Tous les scénarios envisagés (Ohm, Ampère, Hertz, Volt et Watt) aboutissent à :

• Une croissance forte des énergies renouvelables ;
• La fermeture de réacteurs nucléaires ;
• Une évolution de la consommation électrique (stable ou en baisse dans toutes les simulations) ;
• Le développement massif du véhicule électrique ;
• La croissance de l’autoconsommation électrique.

L’équilibre offre-demande d’électricité pour l’hiver 2018-2019

L’approvisionnement en électricité devrait être assuré durant l’hiver 2018-2019 avec une période sous vigilance de mi-janvier à fin février 2019.

La consommation prévue cet hiver est relativement stable par rapport à l’an dernier mais elle reste très dépendante des températures. A températures de saison, le pic de consommation serait de 85 000 MW mais, en cas de vague de froid décennal, celui-ci pourrait monter jusqu’à 100 000 MW.

Pour répondre à cette demande, RTE peut compter sur une disponibilité plus favorable que les hivers derniers des énergies renouvelables, particulièrement de l’hydraulique.

La disponibilité du parc nucléaire sera en moyenne meilleure que l’année précédente excepté au cœur de l’hiver, de mi-janvier à fin février 2019.

Enfin, la coopération quotidienne et les travaux en anticipation menés par les gestionnaires de réseau de transport sur les calculs des capacités d’interconnexion permettent d’améliorer l’utilisation des interconnexions et d’offrir au marché les capacités les plus grandes possibles pour une meilleure fluidité des échanges commerciaux.

Missions de RTE et méthodologie

L’article L. 321-10 du code de l’énergie précise que « le gestionnaire du réseau public de transport assure à tout instant l’équilibre des flux d’électricité sur le réseau ainsi que la sécurité, la sûreté et l’efficacité de ce réseau, en tenant compte des contraintes techniques pesant sur celui-ci. »

L’article L. 321-15 du code de l’énergie précise par ailleurs que « chaque producteur d’électricité raccordé aux réseaux publics de transport ou de distribution et chaque consommateur d’électricité, pour les sites pour lesquels il a conclu un contrat d’achat d’électricité, est responsable des écarts entre les injections et les soutirages d’électricité auxquels il procède. »

RTE est donc le garant ultime de l’équilibre nécessaire entre l’offre et la demande d’électricité qui doit être assuré en premier chef par les fournisseurs.
La présente analyse vise à donner aux différents acteurs du système électrique une appréciation du risque potentiel de rupture de l’approvisionnement électrique afin que chacun puisse, le cas échant,prendre les dispositions qui lui reviennent.

A ce titre RTE surveille les marges du système et engage des actions lorsque les autres acteurs du marché n’ont plus le temps ou les moyens de préserver la sécurité d’approvisionnement.

État des lieux de la consommation et de la production pour l’hiver 2018-2019

1. Une consommation stable mais très dépendante des vagues de froid

La consommation prévue cet hiver est relativement stable par rapport à l’an dernier mais elle varie au cours de l’hiver, avec les températures et l’activité économique notamment.

La consommation est ainsi plus élevée en semaine que le week-end, en journée que la nuit. Elle connaît deux périodes hautes chaque jour : à la mi-journée, lorsque l’activité humaine est maximale, et en fin de journée, lorsque se superposent la fin de la journée de travail et les retours au domicile.

La consommation varie fortement avec la température.
Cette sensibilité est très importante en France, pays comptant de très nombreux chauffages électriques, dans un contexte où les efforts doivent être poursuivis en matière d’amélioration d’isolation thermique des bâtiments. Ainsi, pour chaque degré en moins, la consommation peut augmenter jusqu’à 2 400 MW, soit l’équivalent de la consommation de la ville de Paris intra-muros.

Trois scenarii repères permettent d’en apprécier la variation :
> 85 000 MW aux températures moyennes de saison,
> 100 000 MW en cas de vague de froid décennale à 6,5°C en moyenne sous les normales de saison en janvier et février, au cœur de l’hiver,
> 109 000 MW en cas de vague de froid centennale à 12°C en moyenne sous les normales de saison en janvier et février, au cœur de l’hiver.

Compte tenu de l’évolution du parc français, une vague de froid telle que celle observée en février 2012 et qui conduirait à une valeur proche du pic historique de consommation à 102 000 MW, ne pourrait pas être gérée sans recourir aux moyens post marché (appel aux gestes citoyens et d’économie d’énergie, interruptibilité de gros consommateurs industriels volontaires, baisse de la tension sur les réseaux de distribution, voire en dernier recours, des coupures momentanées, localisées et tournantes).

2. Une disponibilité du nucléaire plus faible au cœur de l’hiver

Avec près de 75% de la production électrique nationale assurée par les centrales nucléaires, la disponibilité du parc est un des déterminants majeurs de la sécurité d’approvisionnement. Cette disponibilité peut varier d’une année à l’autre selon les plannings de maintenance des centrales nucléaires.

Les producteurs fournissent à RTE un planning des indisponibilités programmées des différents moyens de production. D’après ces plannings, en automne et en fin d’hiver, la disponibilité des centrales nucléaires sera meilleure que l’année dernière.

En revanche, de la mi-janvier à la fin février, cinq centrales seront à l’arrêt contre trois l’année dernière. Deux réacteurs doivent notamment s’arrêter longuement pour une visite décennale durant cette période.

La disponibilité nucléaire est ainsi supérieure à celle de l’hiver dernier de plus de 4 000 MW jusqu’à la fin de l’année mais à son minimum décennal, fin janvier – début février.

3. Les énergies renouvelables continuent leur développement et participent davantage à la sécurité d’approvisionnement

a. L’éolien
La capacité éolienne installée sera de 14 500 MW cet hiver.
Selon les scénarii de vent fournis par Météo-France, leur production moyenne hivernale sera de 4 500 MW.
Des conditions météorologiques anticycloniques qui accompagneraient une vague de froid pourraient conduire à une baisse significative de cette production.
Si la disponibilité de cette production ne peut être garantie, la situation géographique de la France et les zones de vents distinctes qui la traversent garantissent une production minimale des éoliennes, à l’échelle du pays, malgré leur intermittence locale.

b. Le solaire
Le développement de la filière photovoltaïque se poursuit également avec 8 500 MW raccordés cet hiver.
Selon les scénarii d’ensoleillement, fournis par Météo-France, leur production moyenne hivernale, à la mi-journée, serait de 2 400 MW.

c. L’hydraulique
Par ailleurs, le stock d’eau des barrages de France pour la production d’électricité est supérieur aux niveaux habituels à l’automne, selon les informations fournies par les concessionnaires.

4. Les fermetures de centrales thermiques se poursuivent

La centrale au fioul (700 MW) située à Cordemais (Loire-Atlantique) a définitivement fermé.
Cet arrêt s’inscrit dans un contexte de fermetures de centrales charbon et fioul, engagées en France depuis 2014. 5 700 MW de production thermique ont ainsi fermé depuis.

Ces fermetures ont été, en partie, compensées sur la période par la mise en service d’une centrale au gaz (CCG) à Bouchain (Nord), le développement des énergies renouvelables et la mise en service d’une nouvelle interconnexion avec l’Espagne.
Selon les informations transmises par les producteurs, la disponibilité des groupes restants (gaz, charbon et fioul) est maximale cet hiver.

Les unités de production au fioul restantes sont notamment des turbines à combustion (TAC) permettant la gestion des pointes de consommation.

5. Des effacements stables mais dont la fiabilité doit encore progresser

Les effacements atteindront 2 700 MW cet hiver.
Les effacements constituent la capacité des clients, ayant souscrit à des contrats spécifiques, à diminuer leur consommation en cas de pointe de consommation.

Ils sont des sources de puissances et de flexibilité pour la gestion de l’équilibre offre-demande au même titre que la production. Des capacités d’effacement sont ainsi mobilisées par les différents acteurs du système électrique et certaines sont mises à disposition de RTE.

Pour soutenir l’émergence d’une filière industrielle, le ministère de la Transition écologique et solidaire lance annuellement des appels d’offres d’effacements. La puissance cumulée des offres retenues est de près de 600 MW à partir de janvier 2019.

À ces offres, s’ajoutent 1 400 MW de capacités d’effacement mises à disposition des marchés et de RTE, sur le mécanisme de capacité, en complément de l’appel d’offres.
La fiabilité de ces offres d’effacement n’est cependant pas au rendez-vous, malgré les retours d’expérience partagés entre RTE et les acteurs au sein des instances de concertation RTE et dans le cadre des relations entre RTE et chacun de ses clients. Sur la base du retour d’expérience des deux derniers hivers, RTE retient une disponibilité moyenne des offres d’effacements faites à RTE de 50% pour cet hiver.

Les signaux tarifaires gérés par RTE et les fournisseurs permettent par ailleurs d’inciter les titulaires des contrats régulés à réduire leur consommation. Sur la base des puissances constatées ces dernières années, l’effacement de consommation pouvant être activé par ce dispositif est estimé à 700 MW cet hiver.

6. Les échanges avec les pays voisins sont essentiels à la sécurité d’approvisionnement

Le système électrique français prend place dans un système électrique européen unique. Ces interconnexions permettent de bénéficier, à chaque instant, des productions des énergies renouvelables et des moyens de production les moins chers en Europe.
En cas de risque sur l’approvisionnement français, ces liens permettent de faire appel aux capacités disponibles de nos voisins.

RTE s’assure de la pleine disponibilité du réseau lors des périodes de plus forte sollicitation, comme les vagues de froid, afin de permettre des importations massives. A ce titre, RTE planifie, si possible, ses chantiers sur le réseau de lignes électriques à haute tension, en dehors des périodes de froid.
La capacité d’importation du système électrique, sera ainsi maximale, cet hiver, et permettra des importations de 8 100 MW en moyenne.

L’approvisionnement en électricité devrait être assuré durant l’hiver 2018-2019, avec une période sous vigilance de mi-janvier à fin février 2019

On retiendra des éléments présentés ci-dessus que la fermeture de l’unité fioul de Cordemais (700 MW) depuis l’hiver dernier est largement compensée par une meilleure disponibilité nucléaire,hormis de la mi-janvier à la fin février, ainsi que par le développement des énergies renouvelables.

1. Sur la base des hypothèses retenues, la sécurité d’approvisionnement devrait être assurée en cas de vague de froid décennale

En cas de vague de froid décennale, la consommation devrait atteindre 100 000 MW. Sur la base des hypothèses retenues, la France devrait disposer tout l’hiver de marges de production positives, même en cas de vague de froid décennale sauf la deuxième semaine de janvier.

La sécurité d’approvisionnement devrait néanmoins être assurée grâce aux moyens post marché.
La France devrait être dépendante des importations, en cas de vague de froid décennale, en novembre, janvier et février (selon les plannings fournis par les producteurs). Cette situation est habituelle. Le besoin d’importation pourrait atteindre 9 000 MW la deuxième semaine de janvier.

Compte-tenu des capacités d’importation du réseau et des marges de production disponibles ailleurs en Europe, la France devrait disposer tout l’hiver de marges de production positives, même en cas de vague de froid décennale.

En cas de vague de froid décennale, durant la deuxième semaine de janvier, un déficit de capacité de 650 MW apparaît néanmoins sur les marchés. Ce manque devrait être couvert par les moyens post marché auxquels RTE peut recourir (appel aux gestes citoyens et d’économie d’énergie, interruptibilité de gros consommateurs industriels, baisse de la tension sur les réseaux de distribution, voire en dernier recours, des coupures momentanées, localisées et tournantes).

2. Faible risque de recours aux moyens post marché, dépendant de la température et des indisponibilités fortuites des groupes de production

Dans des conditions plus défavorables de températures ou d’indisponibilités fortuites des groupes de production, en France et en Europe, les acteurs du marché pourraient mobiliser tous leurs moyens de production sans parvenir à assurer l’approvisionnement de leurs consommateurs. RTE devrait alors faire appel aux moyens post marché tels que :

> L’appel aux gestes citoyens et d’économie d’énergie :
différer l’usage des appareils de lavage (lave-vaisselle, lave-linge) aux heures creuses, éteindre les appareils en veille, etc. qui pourrait réduire la consommation de plusieurs centaines de mégawatts ;

> Le recours à l’interruptibilité de gros consommateurs industriels sélectionnés par appel d’offres (1 500 MW) ;

> La baisse de 5% de la tension sur les réseaux de distribution qui permet de baisser temporairement la consommation sans entraîner de coupure ;

> Et, en dernier recours, des coupures momentanées, localisées et tournantes pour minimiser l’impact sur chaque consommateur.

Le recours aux moyens post marché pourrait être nécessaire fin novembre si, de façon concomitante, et selon les semaines, les températures moyennes nationales relevées étaient inférieures de 4°C aux normales de saison et que, dans le même temps, des groupes de production étaient indisponibles de plus de 2 500 MW en-deçà des plannings (indisponibilités dites fortuites).

Ces moyens pourraient également être utilisés, en janvier et février, si, de façon concomitante, les températures étaient inférieures de 6°C aux normales de saison et que, dans le même temps, des groupes de production étaient indisponibles de plus de 1 700 MW en-deçà des plannings (indisponibilités dites fortuites).

Ces conditions exceptionnelles, de températures, d’indisponibilités fortuites des moyens de production et des effacements, appelleront à une vigilance renforcée de la part RTE, en particulier lorsque des températures froides seront prévues par Météo-France.

Dans les situations d’insuffisance d’offres pour couvrir la consommation d’électricité, RTE peut être conduit à mettre en œuvre les moyens post marché pour équilibrer le système électrique français.

Dans tous les cas, le recours à ces moyens ne signifie pas risque de blackout.

3. Une vigilance particulière pour maîtriser le plan de tension dans le quart nord-ouest du pays

Afin de garantir une tension de 230 volts dans tous les bâtiments, RTE et les gestionnaires de réseau de distribution exploitent leur réseau sur des plages de tension prédéfinies qui vont de 400 000 volts à 230 volts.

Si les groupes de production participent au maintien de la tension à un niveau acceptable à leur point de raccordement, l’augmentation de la consommation peut conduire à des niveaux de tension particulièrement bas, d’autant plus bas que l’énergie est produite au loin.

Dans ces situations de tension basse, le système électrique se trouve fragilisé avec un risque, en cas d’aléa sur des groupes de production, d’écroulement de la tension pouvant se propager aux zones environnantes.

Ce risque est attesté depuis les années 2000. Ce contexte a conduit à la signature en 2010 d’un « Pacte électrique » rassemblant l’État, la Région Bretagne, RTE, l’ADEME (Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie) et l’ANH (Agence Nationale de l’Habitat). Le pacte repose sur la mobilisation simultanée de plusieurs leviers : maîtrise de la consommation, développement des sites de production (énergies renouvelables et centrale de Landivisiau) et renforcement du réseau électrique. La mise en service en 2017 du Filet de Sécurité Bretagne, une ligne électrique souterraine de forte puissance, contribue fortement à l’équilibre des flux dans la zone.

Ainsi, malgré la fermeture récente de centrales de production au fioul sur le site de Cordemais (Pays de la Loire), la consommation électrique ayant cessé de croître, la situation électrique de la Bretagne peut aujourd’hui être considérée comme stabilisée.

Fin février 2018, pendant la période de froid, la tension sur le réseau a été tenue en utilisant les outils « normaux » du système électrique (mécanisme d’ajustement), sans recours à des procédures d’alertes ou de sauvegarde.

Pour cet hiver, le risque est plus important que l’hiver passé du fait de l’indisponibilité, inhabituelle en hiver, d’une tranche de production sur le site de Flamanville.

Lorsque la consommation d’électricité augmente en France et que des importations sont nécessaires à l’approvisionnement, une partie de celles-ci se fait à partir des interconnexions avec le Royaume-Uni, la Belgique et l’Allemagne. Les transits d’électricité sur le réseau de transport sont alors importants vers le bassin Parisien, les Pays de Loire et la Bretagne, accentuant les chutes de tension.

En cas d’indisponibilité du seul groupe de Flamanville disponible au cœur de l’hiver pendant une vague de grand froid durable et intense, après sollicitation de l’ensemble des leviers disponibles (production et effacements), RTE pourrait recourir aux moyens post marché comme la baisse de la tension sur les réseaux de distribution dans une zone comprise entre Paris, Nantes et Cherbourg pour maintenir le niveau global de la tension.