cours des cinq prochaines années
Le Bilan prévisionnel comporte un volet centré sur une analyse de risque de l’équilibre offre- demande à un horizon de cinq ans. En effet, à cet horizon dit de « moyen terme », les leviers d’actions sur le système électrique sont moins importants : il s’agit donc d’étudier les effets de l’évolution probable du parc de production ou de la consommation par rapport au critère public de sécurité d’approvisionnement et de vérifier les configurations permettant au système électrique d’être « équilibré ».
Pour mener à bien cette analyse de risque, une démarche prudente est systématiquement adop-tée dans le choix des hypothèses retenues.
L’horizon étudié dans le cadre du présent Bilan prévisionnel porte sur la période 2018-20221. Au cours des prochaines années, plusieurs évolu-tions structurantes devraient affecter le parc de production en France : elles correspondent à la traduction des ambitions de la France en matière de transition énergétique.
D’une part, la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte adoptée en 2015 prévoit la diminution de la part du nucléaire dans le mix électrique d’ici à 2025 et traduit un changement culturel important sur la manière d’appréhender l’évolution du secteur électrique en France.
En complément des objectifs publics, l’évolu-tion du parc s’appréhende en tenant compte des
4.1 Une analyse basée sur l’étude des déterminants de la sécurité d’approvisionnement
caractéristiques techniques des réacteurs. En effet, à compter de 2020, les premiers réacteurs nucléaires du parc actuel atteindront une durée de fonctionnement de 40 ans. Ces réacteurs devront ainsi, soit voir leur durée de vie prolongée sous le contrôle de l’Autorité de sûreté nucléaire, soit être arrêtés. D’ici fin 2021, quatre réacteurs sont concernés, pour une puissance installée totale de 3,6 GW. Début 2022, un réacteur supplémentaire est concerné par ce réexamen et est intégré à l’hori-zon d’étude.
La prolongation éventuelle de ces réacteurs serait conditionnée au passage de leur quatrième visite décennale et au respect des préconisations de l’ASN. Les conditions associées ne sont pas connues avec précision (voir chapitre 2). Dans le cas d’une prolongation de tout ou partie de ces réacteurs, le quatrième réexamen pourrait s’étendre sur une durée plus longue que lors des troisièmes visites décennales. L’extension de la durée des visites décennales est susceptible de conduire cer-tains groupes à se trouver indisponibles durant la période hivernale, et ainsi avoir un impact sur la sécurité d’approvisionnement.
D’autre part, le Plan climat annoncé par le Gouvernement en juillet 2017 a clairement tracé une feuille de route pour « sortir du charbon » dans le mix électrique français. Il prévoit la fermeture ou la reconversion des groupes charbon d’ici à 2022. Ceux-ci cumulent aujourd’hui une puis-sance installée de 3 GW. Les conditions pratiques de cette orientation doivent être déclinées dans la prochaine Programmation pluriannuelle de l’éner-gie mais l’ambition ne fait pas de doute.
Dans ce contexte, l’évolution de la sécurité d’ali-mentation en France est sujette à questionnement :
1. La sécurité d’approvisionnement pour l’hiver 2017-2018 est analysée dans le cadre du « passage de l’hiver ». Cette étude, plus déterministe, est disponible
u la fermeture des groupes charbon est-elle possible en respectant le critère de sécurité d’alimentation ?
u les réacteurs nucléaires atteignant leur qua-trième visite décennale peuvent-ils être fermés sans risque ? Ces fermetures peuvent-elles être cumulées avec celles des centrales au charbon ?
u la croissance des énergies renouvelables permet-elle de pallier une partie du risque ?
u les effacements de consommation peuvent-ils contribuer à réduire les contraintes ? Des inter-rogations entourent-elles leur fiabilité ?
u l’évolution anticipée de la consommation permet-elle de relâcher la contrainte ?
4.1.2 Le principe d’étude : quantifier l’impact des décisions par rapport au critère public de sécurité
d’approvisionnement
La référence utilisée est le critère de sécurité d’approvisionnement fixé par les pouvoirs publics
La sécurité d’approvisionnement en électricité est évaluée par rapport à un critère fixé par les pouvoirs publics. Ce critère consiste en une durée moyen ne de défaillance annuelle de trois heures (article D. 141-12-6 du Code de l’énergie).
De manière à faciliter l’appréhension des résul-tats, les analyses de RTE sont estimées sous la forme d’une marge ou d’un déficit de capacité par rapport au critère. Cette représentation per-met d’illustrer l’effet du retrait ou de la mise en service d’une unité de production ou d’une ligne d’interconnexion. Pour autant, la transformation d’une mesure du risque en nombre d’heures de défaillance en une marge ou un déficit capacité n’est pas linéaire, ce qui interdit d’extrapoler les résultats au-delà de leur cadre de présentation.
Le respect du critère de défaillance ne signifie pas une absence totale de risque de défaillance (et donc de délestage), mais que ce risque est contenu dans la limite définie par les pouvoirs publics de trois heures en espérance par an.
Un cas de base complété de nombreuses variantes
À l’instar de la méthode retenue dans les Bilans prévisionnels précédents, l’analyse sur les cinq prochaines années retient un cas de base. Celui-ci s’appuie sur la trajectoire de consommation haute.
Les centrales au charbon et les réacteurs nucléaires existants sont supposés maintenus sur la durée d’étude, et le développement des énergies renou-velables suit la trajectoire « rythme PPE ».
Ce cas de base constitue donc la situation la moins
« risquée » du point de vue de l’équilibre offre- demande sur le système électrique ; il est ainsi possible de réaliser des variantes qui permettent de tester individuellement certains paramètres. Ce sont ces variantes qui permettent de comprendre les marges de manœuvre existantes sur le sys-tème électrique à l’horizon étudié.
Des analyses complémentaires permettent d’illustrer de manière concrète le paysage de risque pour le système électrique français
Ces analyses permettent de décrire un « paysage de risque » qui ne se résume pas à l’atteinte du critère de sécurité d’approvisionnement fixé par les pouvoirs publics. Ainsi, le § 4.5 de cette étude est consacré à dresser un paysage plus étoffé de la réalité de la sécurité d’approvisionnement de la France lorsque le critère est juste atteint, ce qui permet d’enrichir la compréhension de la nature et de la criticité des risques sur la sécurité d’approvi-sionnement et d’engager la réflexion sur les meil-leures façons d’assurer la résilience du système par rapport à ces risques.
4.1.3 Les variantes et analyses de sensibilité : une étude permettant d’affiner le diagnostic sur les marges de manœuvre sur le parc
Les variantes testées par rapport au cas de base portent sur les objets du débat public :
u une fermeture du parc charbon répartie sur 2020 et 2021 permettant de respecter l’objectif du Plan climat ;
u une non-prolongation des réacteurs nucléaires atteignant 40 ans de fonctionnement ;
Tableau 4.1 Cas de base, variantes et analyses de sensibilité analysés dans le chapitre 4
20002005201020152020202520302035 360 médian haut bas
médian haut bas médian haut
Fermeture du parc charbon
Haute
TWh
20002005201020152020202520302035 360
basmédian haut basmédian haut basmédian haut 0
Non-prolongation du parc nucléaire
Haute
TWh
20002005201020152020202520302035 360 médian haut bas
médian haut bas médian haut
Fermeture du parc charbon et non-prolongation du parc nucléaire
Haute
TWh
20002005201020152020202520302035 360 médian haut bas
médian haut bas médian haut
Prolongation du parc nucléaire mais visites décennales allongées
Haute
TWh
20002005201020152020202520302035 360 médian haut bas
médian haut bas médian haut
Analyses de sensibilité sur la variante « Fermeture du parc charbon et non-prolongation du parc nucléaire » Consommation basse
Basse
TWh
20002005201020152020202520302035 360 médian haut bas
médian haut bas médian haut
20002005201020152020202520302035 360 médian haut bas
médian haut bas médian haut
20002005201020152020202520302035 360
basmédian haut basmédian haut basmédian haut 0 fortes et effacements forts
Haute
TWh
20002005201020152020202520302035 360 médian haut bas
médian haut bas médian haut
u une fermeture du parc charbon cumulée à une non-prolongation des réacteurs nucléaires atteignant 40 ans de fonctionnement ;
u une fermeture du parc charbon assortie d’une prolongation de tous les réacteurs, mais dans le cadre de visites décennales longues.
La robustesse de la variante portant sur la ferme-ture cumulée du parc charbon et des réacteurs
nucléaires atteignant 40 ans de fonctionnement est affinée au travers d’analyses de sensibilité.
Celles-ci portent sur :
u le rythme effectif de déploiement des énergies renouvelables ;
u le développement de flexibilités supplémentaires (effacements) ;
u la consommation (la trajectoire basse et la variante « consommation forte » sont testées).
Le fonctionnement du système électrique inter-connecté nécessite le maintien à tout instant de l’équilibre entre production et consommation. La défaillance apparaît lorsque la concomitance d’aléas défavorables conduit à une situation où la somme de la production et des importations disponibles est inférieure à la consommation réduite des efface-ments mobilisables. La défaillance peut être gérée par des moyens exceptionnels tels que l’interrup-ti bilité de consommateurs volontaires ou la réduc-tion de la tension sur les réseaux de distriburéduc-tion (voir paragraphe 4.6), et en derniers recours par des délestages. Dans tous les cas, la défaillance ne signifie pas le blackout.
Compte tenu des aléas pouvant peser sur le système, il est en toute rigueur impossible de garantir que la demande puisse être satisfaite à tout moment et en toutes circonstances. Par conséquent, le risque de défaillance doit être maintenu à un niveau sociale-ment et économiquesociale-ment acceptable. Celui-ci résulte d’un arbitrage d’intérêt général entre, d’une part, les avantages que retirent les consommateurs du fait d’un moindre risque de rupture d’approvisionnement et, d’autre part, le coût supporté par la collectivité des moyens supplémentaires d’offre de production et d’effacement de consommation qu’il faut développer pour réduire ce risque.
Le risque de défaillance peut être mesuré de diffé-rentes manières : fréquence des délestages, durée, volume d’énergie non délivrée. Mais les relations qui les lient sont complexes à déterminer et dépendantes de la nature et de l’ampleur des aléas affectant le sys-tème électrique concerné, eux-mêmes dépendants du mix de production et de la nature des consommations.
L’article D. 141-12-6 du Code de l’énergie précise le cadre d’élaboration du Bilan prévisionnel, son péri-mètre et ses horizons d’étude. Il prévoit en parti-culier la prise en compte des échanges avec les réseaux électriques étrangers. Le critère retenu est la durée de défaillance, qui doit demeu-rer inférieure en espérance à trois heures par an. Il s’agit de la durée pendant laquelle, sur une année, le système électrique est exposé au risque d’une offre insuffisante. En revanche, un délestage d’une heure n’affectant que quelques consomma-teurs et un délestage de la même durée concernant des millions de personnes seront comptabilisés de la même façon : il s’agit d’une des limites de l’approche actuelle.
L’espérance de durée de défaillance en France pour chacune des années à venir est évaluée à l’issue des simulations de fonctionnement du système électrique français intégré dans son environnement européen.
Si la durée de défaillance est différente du critère de sécurité d’approvisionnement, les simulations sont reprises pour estimer une marge ou un déficit de capacité :
u si le critère est inférieur à trois heures par an, l’offre est jugée suffisante et une marge de capacité est estimée en ajoutant une bande de consommation fictive jusqu’à atteindre stricte-ment le critère ;
u dans le cas contraire, une offre complémentaire, correspondant à une puissance fictive parfaite-ment disponible et sans contrainte de stock, est ajoutée pour atteindre l’équilibre.