Trois trajectoires d’évolution des capacités d’échanges ont été construites, reposant sur un même point de passage en 2022, puis évoluant de façon contras-tée : (i) une trajectoire médiane basée sur le schéma décennal de développement du réseau 2016 ; (ii) une trajectoire haute intégrant les projets listés par le TYNDP 2016 avec un calendrier affiné ; et (iii) une
trajectoire basse retenant un développement différé de certains des projets retenus dans la trajectoire médiane.
La façon dont ces hypothèses sont utilisées dans les analyses de scénarios et de variantes est résumée dans le tableau ci-dessous.
Figure 3.3 Trajectoires d’évolution des capacités
d’import en hiver retenues dans le Bilan prévisionnel Figure 3.4 Trajectoires d’évolution des capacités d’export en hiver retenues dans le Bilan prévisionnel
Tableau 3.1 Hypothèses de trajectoires d’évolution des capacités d’interconnexion retenues pour l’analyse à moyen terme et les différents scénarios
GW
2022
2016 bas
médian haut bas
médian haut bas
médian haut
2025 2030 2035
0 5 10 15 20 25 30 35
GW
bas
médian haut bas
médian haut bas
médian haut 0
5 10 15 20 25 30 35
2022 2016
2025 2030 2035
Allemagne3 Belgique3 Royaume-Uni Espagne Italie Suisse Irlande
3. Pour le moyen terme, une approche Flow-Based est retenue. Les valeurs de NTC indiquées dans la figure 3.3 correspondent aux valeurs estimées avant la mise en place de ce mécanisme en mai 2015.
Moyen terme Trajectoire commune
Scénario Ohm
3 3
Scénario Ampère
3 3
Scénario Hertz
3 3
Scénario Volt
3 3
Scénario Watt
3 3
3
Cas de base3
Variante Interconnexions hautesGW
basmédian haut basmédian haut basmédian haut 0
5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000
2025 2030 2035
Interconnexions médianes
GW
basmédian haut basmédian haut basmédian haut 0
5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000
2025 2030 2035
Interconnexions basses
GW
basmédian haut basmédian haut basmédian haut 0
5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000
2025 2030 2035
Les trajectoires d’interconnexion prises en compte par RTE restituent fidèlement l’éventail des univers envisagés dans les différentes études existantes
Dans la mesure où les interconnexions jouent for-tement sur le résultat des études dans un exer-cice comme le Bilan prévisionnel, les trajectoires doivent traduire correctement les enjeux des dis-cussions en cours tout en permettant de tester des visions contrastées.
Bien que ces trajectoires puissent paraître très ambitieuses, il est important de noter qu’elles retiennent toutes des hypothèses prudentes pour la mise en service des nouvelles interconnexions. Ceci est cohérent dans le cadre d’un exercice qui vise à tester différentes variantes autour de scénarios de transition énergétique pouvant être conduits en France. La trajectoire basse, en particulier, se veut conservatrice par rapport aux exercices dédiés au développement de réseau et fait figure de « stress test » en cas de retards sur les projets (retards pou-vant être indépendants des actions prises par RTE).
Par ailleurs, ces trajectoires ne sont pas les plus ambitieuses retenues pour l’interconnexion du sys-tème électrique français.
Par construction, le TYNDP conduit à des trajectoires volontaristes, dans la mesure où il se doit d’étudier tous les projets candidats au label de projets d’intérêt commun, conformément aux dispositions du paquet infrastructures, sans discrimination. Les projets sont donc plus nombreux et les exercices successifs du TYNDP peuvent conduire à des adaptations en fonc-tion de la poursuite ou non de certains projets.
Par ailleurs, d’autres études de R&D européennes, comme le projet e-Highway 2050 ou l’étude Power revolution de Greenpeace, prévoient des développe-ments d’interconnexion encore plus prononcés que ceux retenus dans TYNDP 2014 entre 2030 et 2050.
Par exemple, Greenpeace prévoit pour la France au moins 20 GW de capacités d’interconnexion sup-plémentaires dans son Energy revolution scenario
2030 (notamment avec Espagne, Italie, Royaume Uni), alors même que la philosophie de cette étude est de minimiser les extensions de réseau.
Les études publiées par la Commission européenne dans le cadre de son analyse de l’impact des propo-sitions du paquet législatif « Énergie propre pour tous les Européens » sont basées sur les scéna rios 2030 d’ENTSO-E. Elles supposent donc une trajec-toire plus ambitieuse que celle retenue dans le cadre du Bilan prévisionnel.
Au-delà de ces éléments permettant d’apprécier les choix retenus par RTE dans le Bilan prévisionnel au regard d’autres exercices publics en matière de développement des interconnexions, une vigilance spécifique doit être portée sur l’interconnexion avec la Grande-Bretagne et constitue un élément nou-veau. Ce contexte a été intégré dans le cadre des travaux de RTE afin de rendre compte des incerti-tudes concernant les modalités d’échanges d’éner-gie entre la France et la Grande–Bretagne qui découleront des modalités d’accord retenues avec l’Union européenne dans le cadre du Brexit. La vigi-lance spécifique se justifie notamment au regard des travaux annoncés par la CRE dans la délibé-ration relative au SDDR 2016. Celle-ci fait men-tion d’une étude spécifique sur les interconnexions franco-britanniques pouvant conduire à réinterroger la pertinence de certains projets d’interconnexion.
Cette étude n’est pas encore publique.
Dans chaque scénario, la sensibilité au niveau d’interconnexion et la
cohérence économique de la trajectoire d’interconnexion proposée sont analysées Une trajectoire d’interconnexion est associée à chacun des scénarios. La cohérence entre l’évolu-tion du mix électrique envisagée et la trajectoire de développement des interconnexions est ensuite vérifiée a posteriori.
L’analyse de cohérence menée consiste à vérifier sur la fin de l’horizon d’étude (en 2035) que le béné-fice marginal de l’ensemble des interconnexions4
4. Le bénéfice économique d’une augmentation de la capacité d’interconnexion résulte des échanges supplémentaires ainsi permis. Cette valeur est d’autant plus importante que l’écart de prix entre les deux zones (par exemple la France et l’un de ses voisins) est lui-même important avant l’augmentation de la capacité. La capacité d’interconnexion supplémentaire permet au pays avec le prix le plus bas de produire davantage et de vendre plus d’énergie et au pays avec le prix le plus bas de produire moins et d’économiser du combustible.
est supérieur au coût annualisé de l’ensemble des nouveaux projets d’interconnexion5. Il ne s’agit pas d’une analyse projet par projet. En effet, les inter-connexions (s’agissant de leur valeur marginale) et les nouveaux projets (s’agissant de leur coût) sont considérés conjointement et non individuel-lement. À l’inverse, une analyse projet par projet nécessiterait de se fonder sur une prise en compte fine des contraintes, coûts et bénéfices (valeurs marginales) individuels correspondant à chaque configuration. Une autre différence par rapport aux exercices d’évaluation projet par projet consiste à ne réaliser l’analyse que dans la configuration du scénario de base alors que les exercices du TYNDP ou les études préalables aux décisions d’inves-tissement évaluent les projets dans différentes
situations de production, de demande, de prix des combustibles et du CO2. Et ne sont retenus dans ces exercices que les projets présentant le plus de valeur et les plus robustes dans ces différentes configurations. Compte tenu de l’approche simpli-fiée du Bilan prévisionnel et de ces différences par rapport aux exercices d’évaluation projet par pro-jet, une analyse positive au niveau de la trajectoire globale peut masquer de fortes disparités (certains projets étant très rentables alors que d’autres ne le seraient pas).
La faculté de disposer de différentes trajectoires d’interconnexion permet d’étudier la sensibilité des scénarios du Bilan prévisionnel au développement effectif des interconnexions transfrontalières.
5. Par exemple, dans le TYNDP, l’annualisation des coûts d’investissement des projets d’interconnexion est réalisée en considérant une durée de vie de 25 ans et un taux d’actualisation de 4,5 %.
3.3 Les pays voisins de la France sont modélisés afin de prendre en compte les conséquences de leurs politiques énergétiques
3.3.1 La modélisation intègre la thermosensibilité des différents pays
La consommation dans les pays voisins de la France est intégrée à l’analyse équilibre offre- demande réalisée dans le cadre du Bilan prévisionnel.
Parmi les nombreux paramètres à prendre en compte pour modéliser la demande, la thermo-sensibilité de la consommation électrique joue un rôle spécifique. Elle constitue en effet le risque principal pesant sur la sécurité d’approvision-nement en France.
Dès lors, il est important dans le Bilan prévisionnel de disposer d’une vision précise de la sensibilité de la consommation à la température sur toute la zone modélisée, et ainsi des appels de puissance lors des périodes de froid. Les impacts possibles sur les possibilités d’échanges d’énergie entre la France et les autres pays d’Europe dans ces situa-tions en dépendent directement.
La sensibilité de la consommation électrique aux aléas climatiques, et principalement aux variations de température, diffère selon les saisons et les pays européens. Ainsi, la consommation électrique aug-mente en hiver lorsque les températures diminuent pour satisfaire les besoins de chauffage. Cette sen-sibilité s’observe principalement dans le secteur résidentiel, qui engendre les principales variations de consommation en hiver. L’été, la consomma-tion augmente avec l’élévaconsomma-tion des températures pour satisfaire les besoins de rafraîchissement et de clima tisation, concernant principalement le secteur tertiaire où de nombreuses surfaces sont climatisées.
Au niveau européen, la thermosensibilité d’hiver est nettement plus importante que celle d’été. C’est en France que le phénomène est le plus marqué avec un gradient de consommation bien supérieur
à celui de la Grande-Bretagne, de l’Allemagne ou de l’Italie (où l’influence est respectivement 2,5 fois, 4,5 fois et 6 fois moins forte). Aujourd’hui, la thermo sensibilité française hivernale représente 40 % de celle de l’ouest de l’Europe.
Bien que relativement faible en France, la thermo-sensibilité d’été est pourtant non négligeable dans les pays du sud de l’Europe tels que l’Italie et l’Espa gne. Dans ces pays, la consommation esti-vale peut atteindre des niveaux équiesti-valents ou supérieurs à la consommation hivernale, consé-quence de l’usage de la climatisation.
À l’horizon 2035, la thermosensibilité des pays européens est appelée à s’accroître en raison de la dynamique d’électrification du chauffage, qui pourrait intervenir de manière marquée dans les
Figure 3.5 Consommation électrique journalière en fonction de la température
Consommation journalière (TWh)
Température journalière moyenne du pays (°C)
-5 0 5 10 15 20 25 30
0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0
• France • Allemagne • Grande-Bretagne • Italie • Espagne
pays européens ayant peu ou pas du tout déve-loppé le chauffage électrique. Ainsi, la puissance appelée deviendrait de plus en plus importante sur les heures chargées synonymes d’aléas clima-tiques en particulier en Allemagne et en Grande-Bretagne. La sensibilité aux conditions extrêmes devrait néanmoins rester toujours plus importante en France que dans les autres pays.
3.3.2 Les hypothèses d’évolution du mix électrique des pays voisins conditionnent les échanges d’énergie aux frontières et la production effective du parc français
Afin de prendre pleinement en compte les consé-quences de l’évolution des systèmes électriques voisins sur la sûreté d’approvisionnement en France, les analyses du Bilan prévisionnel modé-lisent explicitement l’évolution des parcs de pro-duction au sein des différents pays du système électrique ouest-européen.
L’évolution des systèmes électriques en Europe : des dynamiques difficiles à appréhender de manière précise
Les hypothèses retenues sur l’évolution des mix électriques des pays voisins de la France doivent refléter les tendances majeures retenues par ces différents États afin d’être en mesure d’appréhender l’impact de ces évolutions sur la sécurité d’approvi-sionnement en France et sur les échanges d’élec-tricité entre la France et ses voisins, ainsi que les incertitudes dans la réalisation de ces tendances.
L’exercice se heurte néanmoins à plusieurs difficultés :
(i) Tous les pays européens ne réalisent pas d’exercices prospectifs publics permettant de disposer d’informations sur les possibles scéna rios d’évolution de leurs mix de produc-tion d’électricité.
(ii) Pour les pays européens qui réalisent ce type d’exercice, les horizons temporels retenus pour ces exercices ne sont pas nécessaire-ment identiques à ceux retenus pour le Bilan prévisionnel. C’est par exemple le cas de l’Allemagne : le Netzentwickungsplan (NEP) publié en 2017 porte sur l’horizon 2030.
(iii) Plusieurs exercices européens – comme les données remontées par les GRT européens dans le cadre du TYNDP et du MAF – peuvent être utilisés comme base de données mais se heurtent également à la question de la tem-poralité (horizon d’étude) et de la date de collecte des données. En effet, les décisions politiques évoluent rapidement, notamment sur l’évolution du développement des éner-gies renouvelables, et il peut donc être com-pliqué de disposer de données à jour sur la traduction de ces objectifs politiques.
Dans le cadre du Bilan prévisionnel, RTE s’est donc attaché à capter les principales tendances d’évo-lution des parcs étrangers en s’appuyant sur des données externes et, si possible, en comparant plusieurs données. Par exemple, dans le cadre de l’Allemagne et du Royaume-Uni, il est possible de disposer d’informations dans les plans nationaux ainsi que dans le TYNDP.
Parmi ses grandes tendances d’évolution, les prin-cipales sont les suivantes :
(i) Un fort développement des énergies renouvelables dans les différents pays européens, conformément aux objectifs politiques définis au niveau européen.
Dans un souci de cohérence par rapport aux trajectoires retenues pour la France, trois tra-jectoires de développement des énergies renouvelables ont été définies. Ce point est détaillé dans les paragraphes suivants.
(ii) Un déclassement progressif des parcs charbon sur la base de critères politiques ou techniques. À titre d’exemple, l’Alle-magne propose dans le NEP des trajectoires de déclassement de ses centrales au charbon et au lignite, et le Royaume-Uni a annoncé récemment sa volonté de sortir de cette filière d’ici à 2025.
(iii) Une fermeture des centrales nucléaires selon le rythme annoncé par les différents pays frontaliers de la France, à l’excep-tion du Royaume-Uni qui prévoit de nou-veaux investissements dans le nucléaire.
Pour ces différentes filières, plusieurs trajectoires ont été retenues dans le cadre du Bilan prévision-nel afin d’analyser la sensibilité des résultats, tant