LES IMPACTS POSSIBLES
V. Evaluation de la robustesse des stratégies
L’évaluation de la robustesse des stratégies diffère selon les risques contre lesquels on souhaite se prémunir, dans la mesure où il nécessaire de se prémunir totalement contre les risques courant, et probablement d’être moins contraignant sur les risques très peu probables, au regard du coût généralement très élevé pour s’en prémunir.
Ainsi, il a été proposé au groupe de travail de retenir les principes suivants :
o En cas d’avarie sur un seul circuit, il ne doit pas y avoir de conséquences sur la clientèle, quelle que soit la période de l’année, à température normale. Formulé autrement, le réseau doit garantir 100% de la période de pointe en N-1 ;
o En cas d’incident affectant simultanément les deux circuits à 400 kV, les critères retenus permettent de garantir que l’incident ne conduit pas à un black-out de la zone dès lors que les autres ouvrages sont disponibles. En outre, deux seuils ont été considérés :
o Le premier seuil consiste à assurer une sécurisation totale (absence de délestage) pendant 95% du temps, donc avec un risque de délestage pendant 5% du temps. La part de la consommation potentiellement délestée sur incident sera au maximum de 20% en hiver et de 10% en été.
o Le deuxième seuil, moins contraignant du point de vue de la sécurisation offerte, garantit la sécurisation pendant 75% du temps et avec un risque de délestage pendant les 25% du temps. La part de la consommation potentiellement délestée sur incident sera au maximum de 30% en hiver et de 20% en été.
On peut aussi exprimer ces seuils en terme de part des besoins en énergie « garantie » : c’est la part des besoins en énergie de l’est PACA qui pourraient être assurés dans l’hypothèse, complètement fictive, où la ligne à 2 circuits à 400 kV serait complètement indisponible pendant tout la période considérée et en supposant en revanche une parfaite disponibilité des autres ouvrages.
Les codes couleurs utilisés par la suite sont les suivants :
• Risque « N-1 » :
– Pas de délestage : Satisfaisant – Délestage : Non satisfaisant
• Risque « Incendie » : Part des besoins en énergie garantie en été – Plus de 99% : Satisfaisant
– Entre 95% et 99% : Moyennement satisfaisant – Inférieur à 95% : Non satisfaisant
• Perte Axe double : Part des besoins en énergie garantie en hiver – Plus de 99% : Satisfaisant
– Entre 95% et 99% : Moyennement satisfaisant – Inférieur à 95% : Non satisfaisant
C’est sur la base de ces critères que l’efficacité et la durabilité des stratégies sont analysées par la suite.
Le tableau ci dessous présente la couverture du risque en N, N-1 et N-2 selon les différents scénarios de production consommation et à l’horizon 2025, pour les mesures d’urgences en cours de finalisation.
Tenue en N Hiver Ete
Tendanciel > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur > 2030 > 2030
Volontariste PACA > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur + CCG > 2030 > 2030
Tenue en N-1 Hiver Ete
Tendanciel 2015 2020
Dev. Elec.Dur 2017 2027
Volontariste PACA 2027 >2030
Dev. Elec.Dur + CCG 2027 > 2030
Tenue en N-2 Perte axe double Incendie
Tendanciel 2005 2008
Dev. Elec.Dur 2005 2008
Volontariste PACA 2016 >2030
Dev. Elec.Dur + CCG 2016 2025
Mesures d’urgence
Couverture des risques en 2025 – Mesures d’urgences
On retient de ce tableau :
• Les mesures d’urgences mises en œuvres permettent de couvrir une alimentation de l’Est PACA en l’absence d’incident sur le réseau (« tenue en N »)
• Elles sont robustes au risque de perte d’un circuit (« risque N-1 ») jusque vers 2015 ou 2017 selon le scénario de consommation considéré.
• Elles ne répondent pas à la gestion du risque N-2, qu’il s’agisse de l’incendie ou du risque de perte brutale de l’axe double.
• L’installation d’un cycle combiné gaz repousse les risques N-1 jusqu’en 2027, et améliore jusqu’en 2016 la gestion des risques liés à la perte de l’axe double.
La stratégie de bouclage 400 kV est une stratégie couvrant l’ensemble des risques :
Couverture des risques en 2025 – Bouclage 400 kV
La stratégie Filet de sécurité 225 kV permet de repousser jusqu’à minima 2025 les risques N-1 et les risques N-2 jusqu’à 2023-2026 dans un scénario de consommation tendanciel.
Couverture des risques en 2025 – Filet de sécurité 225 kV
Dans un scénario de mobilisation du potentiel de MDE et de développement des énergies renouvelables, la couverture des différents risques est assurée au-delà de 2030.
Enfin, en optimisant les capacités de transit d’une partie de l’axe sud 400 kV (installation de câbles ACSS – haute performance sur le tronçon compris entre les postes de Néoules et Realtor), RTE dispose d’une solution permettant de reporter les contraintes N-1 au-delà de 2030, même dans le scénario tendanciel.
Tenue en N Hiver Ete
Tendanciel > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur > 2030 > 2030
Volontariste PACA > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur + CCG > 2030 > 2030
Tenue en N-1 Hiver Ete
Tendanciel > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur > 2030 > 2030
Volontariste PACA > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur + CCG > 2030 > 2030
Tenue en N-2 Perte axe double Incendie
Tendanciel > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur > 2030 > 2030
Volontariste PACA > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur + CCG > 2030 > 2030
Tenue en N Hiver Ete
Tendanciel > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur > 2030 > 2030
Volontariste PACA > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur + CCG > 2030 > 2030
Tenue en N-1 Hiver Ete
Tendanciel 2025 2030
Dev. Elec.Dur > 2030 > 2030
Volontariste PACA > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur + CCG > 2030 > 2030
Tenue en N-2 Perte axe double Incendie
Tendanciel 2023 2026
Dev. Elec.Dur > 2030 > 2030
Volontariste PACA > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur + CCG > 2030 > 2030
Tenue en N Hiver Ete
Tendanciel > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur > 2030 > 2030
Déc. En. + ENR > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur + CCG > 2030 > 2030
Tenue en N-1 Hiver Ete
Tendanciel > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur > 2030 > 2030
Déc. En. + ENR > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur + CCG > 2030 > 2030
Tenue en N-2 Perte axe double Incendie
Tendanciel 2023 2026
Dev. Elec.Dur > 2030 > 2030
Déc. En. + ENR > 2030 > 2030
Dev. Elec.Dur + CCG > 2030 > 2030
Couverture des risques en 2025 – Filet de sécurité 225 kV + Changement conducteurs sur Néoules Realtor 400 kV La décision d’installer ces conducteurs serait à prendre vers 2015, en fonction de l’évolution des consommations sur l’Est PACA, au regard du développement des ENR ou de la MDE.
Les stratégies basées sur l’utilisation de la STEP ou d’une ligne vers l’Italie permettraient de couvrir les besoins du territoire jusqu’en 2030, avec cependant de fortes incertitudes quant à leur capacité à éviter un black-out de l’Est PACA sur incident de type N-2. Elles ne seraient cependant disponibles qu’à partir de l’horizon 2025.
En synthèse, le tableau ci dessous présente la couverture des différents risques selon les scénarios de consommation et les stratégies de renforcement du réseau à différentes échéances de temps :
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
N
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
N
Filet de sécurité 225 kV suivi du changement de conducteurs sur l'axe 400 kV
Tendanciel
Développement Electrique Durable
DED + CCG