Les analyses permettent de visualiser une marge de capacité par rapport au critère
L’expression du critère de sécurité d’approvision-nement en nombre d’heures présente une difficulté commune d’interprétation : il n’est pas spontané-ment possible de le traduire sous la forme d’un volume de capacité à ajouter ou pouvant être ôté sans risque pour la sécurité d’alimentation.
Pour remédier à ce risque, RTE présente depuis plusieurs années les résultats du Bilan prévisionnel sous la forme d’une marge par rapport au critère.
La relation n’est toutefois pas linéaire, et résulte d’un abaque (figure 4.20) représentant la rela-tion entre le nombre d’heures de défaillance et la marge ou le déficit estimé par rapport au critère de sécurité d’approvisionnement actuel.
Ainsi, face à un déficit de puissance correspon-dant à une durée de défaillance de 5 h par an, donc supérieure au critère des trois heures, il conviendrait d’ajouter environ 2 GW de puissance parfaite3 pour revenir au critère spécifié par les pouvoirs publics.
À l’inverse, une marge relative à une durée de défaillance de l’ordre de 1 h par an permettrait Figure 4.19 Monotone de durée de défaillance – Hiver
2018-2019 équilibré à 3 h de défaillance – Simulation de la disponibilité 2016-2017 du parc nucléaire
Nombre d’heures de défaillance
19 31
0 20 40 60 80 100 120 140
une chance sur 10 une chance sur 2
une chance sur 20
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
au système électrique français de satisfaire une consommation supplémentaire de l’ordre de 3,5 GW en bande, tout en respectant le critère de sécurité d’approvisionnement.
Ces analyses permettent de saisir, de manière graphique, l’impact d’une évolution du critère :
u à partir d’une situation équilibrée à 3 h par an, un durcissement du critère de l’ordre d’une défaillance de 1 h par an nécessiterait de l’ordre de 3,5 GW de puissance supplémentaire ;
u à l’inverse, une relaxation du critère pour le passer à une défaillance de 5 h par an contri-buerait à dégager une marge de 2 GW.
Le critère des trois heures correspond à un optimum en intégrant le coût historique des moyens permettant de réaliser l’équilibre offre- demande en capacité
La sécurité d’approvisionnement a une valeur.
Celle-ci correspond à l’utilité pour la collectivité d’un accès garanti à l’énergie électrique. En effet, l’inter-ruption de l’accès à l’énergie électrique engendre une perte économique pour les consommateurs concernés (et éventuellement pour des tiers), que ces impacts soient directement monétaires (perte
de production, dommage sur des matériels, etc.) ou non (perte de temps, confort, mise en danger de personnes, etc.).
La sécurité d’approvisionnement a aussi un coût.
Celui-ci correspond aux dépenses à engager pour développer ou maintenir des moyens de pro-duction, d’effacement, de stockage, ou d’inter-connexion qui ne trouveraient pas de rentabilité suffisante sur les marchés mais seraient néan-moins nécessaires à l’atteinte des objectifs publics.
Ce coût est aujourd’hui porté par les différents usagers du système.
Plus le niveau de sécurité d’approvisionne-ment exigé est important (ce qui signifie que le système est capable de faire face à des situa-tions de stress sur l’équilibre offre- demande), plus le coût associé l’est également.
Le critère de sécurité d’approvisionnement, défini par les pouvoirs publics, fixe le niveau de risque acceptable par la collectivité.
Ce niveau de risque peut se définir comme un arbi-trage économique entre le coût du risque de rup-ture de sécurité d’approvisionnement et le coût de Figure 4.20 Relation entre durée de défaillance et marge ou déficit de capacité
Durée moyenne (h/an)
Marge/Déficit (MW)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
-8 000 -6 000 -4 000 -2 000 0 2 000 4 000 6 000
4. L’hypothèse de coût variable de production à partir des moyens comme une turbine à combustion a peu d’influence sur le calcul. La valeur retenue par défaut est de 100 €/MWh.
5. Plus précisément, le calcul théorique conduit à un critère de 2 h 20 : 1 MW de défaillance évitée pendant 2 h 20 « vaut » environ 60 k€ (2 h 20/an x 26 k€/MWh).
la couverture. Le niveau optimal de sécurité d’ap-provisionnement correspond à un parc où la valeur correspondant à l’énergie non distribuée évitée par le dernier mégawatt de moyen de pointe « couvre » les coûts complets de ce mégawatt.
C’est l’approche historiquement retenue et qui a justifié jusqu’ici le choix d’un critère correspondant à une espérance de défaillance de trois heures par an.
En considérant d’une part un coût normatif de non-distribution d’énergie aux consommateurs, estimé à partir d’enquêtes auprès des consomma-teurs, à hauteur de 26 k€/MWh, et en considérant d’autre part que l’ajustement en capacité pour res-pecter le critère se fait en investissant dans des centrales au gaz (turbines à combustion) dont les coûts fixes annualisés sont de 60 k€/MW/an4, un critère de l’ordre de trois heures par an est en effet théoriquement optimal5.
Figure 4.21 Coûts pour le système électrique en fonction du critère de sécurité d’approvisionnement
Surcoût par rapport à la situation de référence d'un système équilibré à 3 h de défailllance (en M€/an)
Critère d'approvisionnement (en espérance annuelle de durée de défaillance) (heures) -100
-80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100
1 2 3 4 5 6 7
Critère économiquement
optimal
Coût annuel de l’énergie non distribuée Coût annuel
de production (hors END) Coût annuel total
incluant production et coût de l’END
Un renforcement du critère pourrait se justifier sous l’angle économique Les hypothèses sous-jacentes à ce raisonnement ne sont plus nécessairement adaptées à la situa-tion actuelle. En particulier, l’hypothèse consistant à considérer que la sécurité d’approvisionnement est réalisée par l’investissement dans un moyen de pointe comme une turbine à combustion ne correspond plus forcément à la réalité du système électrique : dans certains scénarios et certaines situations décrites dans le cadre de ce Bilan prévisionnel, l’ajustement du parc sur le critère de sécurité d’approvisionnement peut être réalisé soit par des solutions de flexibilité (notamment efface-ments), soit par le maintien d’utilités thermiques existantes.
Le coût de la sécurité d’approvisionnement est alors radicalement différent : il ne s’agit pas de considérer le coût complet d’un nouveau moyen de production – comme une turbine à
combustion – en comptabilisant le coût d’inves-tissement – mais le coût de développement de capacités d’effacement ou le coût de maintien en fonctionnement de centrales déjà construites (dont seules les dépenses relatives à la prolon-gation étant à considérer en leur déduisant les éventuelles rentes infra-marginales).
Ainsi le critère « économiquement opti-mal » est susceptible de dépendre significa-tivement de l’évolution concrète du parc de production et du système électrique. Dans certaines configurations, un critère de sécu-rité d’approvisionnement correspondant à une espérance de défaillance plus faible peut se justifier au sens économique.
(GW) 2016 2019 2020 2021 2022
Nucléaire 63,1 63,1 63,0 63,0 63,0
Thermique 20,4 16,7 17,2 16,8 16,2
Cycles combinés au gaz 6,3 6,3 6,7 6,7 6,7
Charbon 2,9 2,9 2,9 2,9 2,3
Fioul lourd 3,7 - - -
Turbines à combustion 2,0 2,0 2,0 1,7 1,7
fioul 1,4 1,4 1,4 1,0 1,0
gaz 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6
Cogénérations 4,8 4,8 4,8 4,8 4,8
fioul 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
gaz 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4
Autres moyens
thermiques décentralisés 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7
Énergies renouvelables 45,8 54,1 57,2 61,4 65,6
Hydraulique 25,5 25,5 25,5 25,5 25,5
dont STEP 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2
Éolien 11,7 16,2 17,7 20,2 22,7
dont éolien terrestre 11,7 16,2 17,7 19,2 20,7
dont éolien en mer - - - 1,0 2,0
Photovoltaïque 6,7 10,1 11,7 13,3 14,9
Bioénergies 1,9 2,2 2,3 2,4 2,5
Énergies marines - - - -
-Effacements 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5