RES-1210-bilan_previsionnel_rte

édition 2012

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

La responsabilité de RTE Réseau de transport d’électricité S.A. ne saurait être engagée pour les dommages de toute nature, directs ou indirects, résultant de l’utilisation ou de l’exploitation des données et informations contenues dans le présent document, et notamment toute perte d’exploitation, perte financière ou commerciale.

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

SOMMAIRE GÉNÉRAL

Synthèse. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 1. évolution de la demande électrique à cinq ans. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 2. Évolution de l’offre de production à moyen terme.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 3. Diagnostic prévisionnel à Moyen Terme. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 4. Scénarios prospectifs pour le long terme.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

1 Introduction.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 1.1 Cadre du Bilan Prévisionnel.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 1.2 Objectifs. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 1.2.1 Diagnostic prévisionnel à moyen terme.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 1.2.2 Prospective à long terme. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

1.3 Méthode et organisation du document.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 1.4 Évolutions. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 1.4.1 Évolutions conjoncturelles.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 1.4.2 Amélioration continue.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

1.5 Avertissements.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 1.5.1 Validité des hypothèses. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 1.5.2 Transparence.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 1.5.3 Confidentialité. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

2 L’évolution de la consommation à moyen terme. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 2.1 tendances passées. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 2.1.1 Le ralentissement de la croissance en énergie .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 2.1.2 L’évolution du poids relatif des secteurs en énergie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 2.1.3 Une croissance importante de la puissance maximale portée par le développement des usages thermosensibles.. . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

2.2 Perspectives à moyen terme. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 2.2.1 Méthodologie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 2.2.2 Principes de construction des scénarios à moyen terme. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 2.2.3 Scénarios de PIB et incertitudes économiques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 2.2.4 Efficacité énergétique. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 2.2.5 Nombre de ménages et population active.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 2.2.6 Transferts entre énergies.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 2.2.7 Effacements de consommation.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

2.3 Scénarios de consommation à moyen terme.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 2.3.1 Scénario « Référence ».. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 2.3.2 Scénario « Haut ».. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 2.3.3 Scénario « MDE renforcée ».. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 2.3.4 Scénario « Bas ».. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 2.3.5 Comparaison des scénarios par secteur et efficacité énergétique.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 2.3.6 Comparaison par rapport aux scénarios du Bilan Prévisionnel 2011. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

3 L’évolution de l’offre à moyen terme.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 3.1 fonctionnement des groupes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 3.2 Production thermique nucléaire.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 3.2.1 Parc actuel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 3.2.2 Le devenir du parc.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 3.2.3 Hypothèses de travail. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

3.3 Production thermique fossile centralisée. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 3.3.1 Le parc actuel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 3.3.2 Les exigences environnementales.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 3.3.3 L’avenir des groupes existants. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 3.3.4 Les projets de développement de nouveaux moyens.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

3.4 Production thermique décentralisée. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 3.4.1 Vue d’ensemble. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 3.4.2 Les installations de cogénération. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 3.4.3 Les installations thermiques fonctionnant avec des énergies renouvelables. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

3.5 Production hydroélectrique.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 3.5.1 Les usines existantes.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 3.5.2 Les perspectives d’évolution. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

3.6 Production éolienne.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 3.6.1 Le parc actuel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 3.6.2 Les perspectives de développement.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

3.7 Production photovoltaïque.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 3.7.1 Le parc actuel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 3.7.2 Le contexte et les perspectives de développement.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

4

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 3.8 offre d’effacement. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 3.8.1 Les options tarifaires. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 3.8.2 Effacements et mécanisme d’ajustement.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 3.8.3 Perspectives de développement.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

3.9 Scénario « Référence » de l’offre à moyen terme .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

4 Le diagnostic prévisionnel de l’équilibre offre-demande à moyen terme.. . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 4.1 Objectif et méthode.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 4.1.1 Une approche probabiliste.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1.2 Définition du critère de défaillance et méthode de calcul de la puissance manquante. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1.3 La problématique des vagues de froid.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1.4 Principes de la modélisation européenne.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

82 82 83 83

4.2 Analyse de l’équilibre offre-demande dans le scénario « Référence ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 4.2.1 Calcul de la puissance manquante « sans échanges ».. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 4.2.2 Modélisation européenne avec échanges. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 4.2.3 Impact d’une vague de froid sévère.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

4.3 Analyses de sensibilité au scénario de la demande.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 4.3.1 Scénario « Haut » de consommation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 4.3.2 Scénarios « MDE Renforcée » et « Bas » de consommation.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

4.4 Synthèse.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

5 Les déterminants à long terme.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97 5.1 Contexte socio-économique.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 5.1.1 Croissance économique.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 5.1.2 Population active et nombre des ménages. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

5.2 Efficacité énergétique.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 5.2.1 Maîtrise de la demande.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 5.2.2 Transferts entre énergies . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105

5.3 Mix électrique. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 5.3.1 Le parc nucléaire.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 5.3.2 Les énergies renouvelables.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108 5.3.3 Le parc thermique classique de base et semi-base. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112 5.3.4 Les moyens de pointe.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113

5.4 Développement des interconnexions. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114

6 Les scénarios prospectifs à long terme.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 6.1 Scénario « Médian ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118 6.1.1 Cadre général.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118 6.1.2 Demande.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 6.1.3 Offre.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122 6.1.4 Interconnexions. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 6.1.5 Mix électrique.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125

6.2 Scénario « Consommation forte ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 6.2.1 Cadre général. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 6.2.2 Consommation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 6.2.3 Production.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 6.2.4 Interconnexions. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 6.2.5 Mix électrique. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131

6.3 Scénario « Nouveau mix ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 6.3.1 Cadre général. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 6.3.2 Consommation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 6.3.3 Production.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135 6.3.4 Interconnexions. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 6.3.5 Mix électrique. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137

6.4 Scénario « Croissance faible ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 6.4.1 Cadre général. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.4.2 Consommation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.4.3 Production.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.4.4 Interconnexions. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.4.5 Mix électrique. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

140 140 142 143 144

6.5 Récapitulatif et comparaison avec le Bilan Prévisionnel 2011. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145

5

Édito Conformément aux missions qui lui sont confiées par le législateur, RTE élabore et rend public tous les deux ans un bilan prévisionnel pluri­annuel de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité en France. Ce document est remis au Ministre chargé de l’énergie en vue de l’élaboration de la programmation pluriannuelle des investissements. Le bilan prévisionnel vise à répondre à deux objectifs : réaliser un diagnostic prévisionnel de l’équilibre du système à cinq ans et élaborer des scénarios prospectifs à long terme. Ces scénarios fournissent le cadre des études menées par RTE sur la sûreté du système électrique, le renouvellement et le développement du réseau de transport. Par rapport aux travaux précédents, l’analyse prévisionnelle à cinq ans se caractérise cette année par le ralentissement de la consommation en raison de la crise économique ressentie depuis 2011. Il est de nature à atténuer les tensions sur l’équilibre offre-demande en Europe et en France. Mais la crise entraîne également le report de plusieurs projets de production ou l’arrêt anticipé de certaines centrales, jugées non rentables. Par ailleurs, la vague de froid exceptionnelle de février 2012 a conduit à des niveaux de pointe de consommation dépassant pour la première fois le seuil symbolique de 100 GW. Elle souligne la sensibilité singulière du système électrique français aux aléas de température et montre que la France n’est pas à l’abri de situations de défaillance en cas d’événement climatique extrême. L’analyse prospective à long terme illustre l’impact potentiel des principaux leviers disponibles pour faire évoluer le mix électrique français : l’efficacité énergétique, le développement des énergies renouvelables et l’évolution du parc nucléaire. Les différentes options étudiées ne prétendent pas à l’exhaustivité, mais offrent des visions prospectives suffi­samment contrastées afin d’apprécier in fine les conséquences sur le système électrique. Le réseau de transport d’électricité peut s’adapter en temps et en heure pour permettre la mise en œuvre de ces différents choix de politique énergétique à condition que ceux-ci soient définis avec suffisamment d’anticipation. La maîtrise de la pointe de consommation électrique doit rester une préoccupation centrale des mesures d’efficacité énergétique pour envisager les transferts d’usages énergétiques vers l’électricité tout en assurant la sécurité d’approvisionnement. Le développement des leviers de flexibilité de la consommation (effacements, reports de consommation aux périodes creuses…) est, à ce titre, une des solutions prometteuses pour laquelle RTE a déjà engagé des expérimen­ tations. Une pénétration significative des énergies renouvelables, par nature intermittentes, appellera l’évolution des moda­lités de gestion de la sûreté du système (réserves, effacements de consommation et de production, etc.). Par ailleurs, toute nouvelle répartition géographique des lieux de production (énergies renouvelables ou classiques) doit s’accompagner d’une évolution structurelle du réseau de transport d’électricité. Les changements en cours en Allemagne en sont une illustration frappante. Contrairement aux idées reçues, le développement de sources locales de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables ne s’accompagne pas d’une réduction des besoins de réseaux de transport mais, au contraire, en renforce la nécessité car le réseau est la solution disponible et économique pertinente à l’intermittence et à la mutualisation des secours.

6

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Une part de plus en plus importante des investissements de RTE est consacrée au développement des capacités d’accueil et à la circulation des flux d’énergies renouvelables sur le réseau. Dans ce cadre, RTE assure notamment la réalisation des schémas de raccordement des énergies renouvelables en collaboration avec les acteurs locaux tels que les producteurs, collectivités locales et distributeurs. Pour RTE, le défi est de pouvoir s’adapter au rythme d’évolution de ce nouvel environnement énergétique. Les projets de production d’énergie renouvelable, qu’ils soient éoliens ou photovoltaïques, se réalisent en moyenne en quelques années alors que les procédures administratives auxquelles RTE est soumis peuvent durer plus de dix ans. Il devient donc essentiel, pour être au rendez-vous des évolutions à venir, de rationaliser les procédures d’instruction des infra­ structures de réseau de transport et d’en harmoniser la durée avec celles des ouvrages de production d’électricité. Par ce bilan prévisionnel, RTE entend fournir son diagnostic de l’équilibre offre-demande à moyen terme et apporter également une contribution technique au débat sur la transition énergétique sous l’angle des enjeux relevant du système électrique français intégré en Europe.

Dominique Maillard

7

SYNTHÈSE

Synthèse 1. Évolution de la demande électrique à cinq ans Les analyses prévisionnelles à moyen terme s’appuient sur quatre scénarios d’évolution de la consommation avec, par ordre décroissant en énergie, les scénarios « Haut », « Référence », « MDE renforcée » et « Bas ».

Une croissance de la demande nationale revue à la baisse à court terme en raison de la crise économique… Le ralentissement très net de la croissance écono-

nue est de fonder les hypothèses de croissance éco-

mique en 2008, puis de nouveau en 2011, pèse sur la

nomique (PIB) à court et moyen termes sur un large

demande électrique, particulièrement dans le secteur

panel de prévisions (consensus des économistes) et

industriel.

d’en retenir les visions médiane et encadrantes. Ainsi, pour les années 2012 et 2013, les hypothèses de crois3,0 %

sance médianes du scénario « Référence » coïncident

Ce ralentissement s’accompagne par ailleurs de nom2,5 %

breuses incertitudes quant aux prévisions d’évolution

avec celles du FMI (publiées en janvier 2012), à savoir

% future de la croissance. Dans ce 2,0 contexte, l’option rete-

respectivement +0,2 % et +1,0 %.

1,5 % % Taux de croissance moyen1,0 annuel du PIB en volume 0,5 % 3,0 %

0,0 %

2,5 % 1,5 %

-1,0 %

1,0 %

-1,5 %

0,5 % 0,0 % -0,5 % -1,0 %

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

-0,5 %

2,0 %

-2,0 % 2005

2006

2007 -2,5 % 2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

-3,0 %

-1,5 % -2,0 % -2,5 % -3,0 %

Historique

Bas BP2012

Référence BP2012

Référence/Haut BP2011

Haut BP2012

Bas BP2011

… et qui ralentit à moyen terme avec une montée en puissance de la réglementation thermique et des mesures d’efficacité énergétique… Amélioration de l’efficacité énergétique moyenne des appareils via l’étiquetage énergétique - Exemple du froid domestique (consommation par unité de volume, base 100 en 1991)

Les effets des mesures d’efficacité énergétique se mesurent sur la durée. Elles conduisent à une modification en profondeur de la structure de la consommation.

100 90

À titre d’illustration, l’étiquetage énergétique s’applique

80

désormais à un vaste ensemble d’équipements domes-

70

tiques (électroménager, ampoules, etc.) et a permis une

60

amélioration sensible des performances de ces appareils.

50 40 30

Au-delà de l’étiquetage, de nouvelles normes plus exi-

20

geantes s’étendant non seulement aux équipements

10 0

domestiques mais également à un ensemble d’appareils 1991 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 1993

Source : CECED

8

industriels sont prévues.

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 En matière de réglementation nationale, on peut noter

Part du chauffage électrique dans les logements résidentiels neufs

l’impact de deux dispositions : la disparition des lampes à incandescence et la réglementation thermique 2012 qui doit rentrer en vigueur à la fin de l’année. Cette dernière

80 %

a eu d’ores et déjà, par anticipation, un très net effet à la

70 %

baisse sur les parts de marché du chauffage électrique

60 %

dans la construction neuve comme l’illustre le graphique

50 %

ci-contre. En 2011, cette part de marché est descendue

40 %

à près de 40 %, un niveau plus bas que celui de 2001. Elle

30 %

devrait encore baisser dans les prochaines années.

20 %

Comme l’illustre le tableau ci-après relatif au secteur rési-

10 %

dentiel, les scénarios de RTE mettent en exergue les effets

0% 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

escomptés des mesures d’efficacité énergétique dans les différents secteurs.

Source : BatiEtude

Quantification de l’efficacité énergétique dans le secteur résidentiel par scénario

À l’horizon 2017

Résidentiel*

dont chauffage

dont eau chaude sanitaire

dont éclairage

Référence

-8,9

-2,1

-2,4

-1,6

-3,3

-1,2

MDE renforcée

-15,3

-2,6

-3,6

-3,2

-4,2

-2,4

TWh

dont électrodont ménager informatique (froid+lavage) et TV

* Le calcul de l’efficacité énergétique totale inclut le développement accru de certains usages (ventilation mécanique contrôlée, usages diffus, etc.) qui tend à réduire l’effet global sur la consommation.

520 510

… qui conduisent à de nouvelles prévisions de consommation à l’horizon 2017. 500

TWh

520

TWh

Prévisions de 490consommation intérieure France (TWh) 480

510

470

500

460

490

450

480

440

470 460

430 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

450

Historique corrigé

BP2012 Référence

440

BP2012 Haut

BP2012 MDE renforcée

BP2012 Bas

430 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

9

SYNTHÈSE

Compte tenu du contexte économique, les nouvelles

progressif et partiel à partir de 2015, dans le sillage de la

prévisions de consommation en énergie à l’horizon 2017

demande mondiale, permettant de retrouver un taux de

sont de 497 TWh dans le scénario « Référence ».

croissance économique similaire à celui d’avant crise.

Dans ce scénario, le contexte économique reflète le

Ces nouvelles prévisions se traduisent aussi dans les

décrochage de l’activité actuellement constaté du fait de

estimations des futures demandes en puissance par

la crise financière mondiale. On observe alors un ralen-

une pointe « à une chance sur dix » d’environ 102,3 GW

tissement à court terme suivi d’une phase de rattrapage

à l’hori­zon 2017.

Prévisions de puissance à la pointe dans le scénario « Référence »

GW

2014

2015

2016

2017

Pointe à température de référence

85,3

86,0

86,5

87,0

Pointe « à une chance sur dix »

100,2

101,1

101,7

102,3

25 %

20,6 %

20 %

15 %

Le pic de consommation enregistré en février 2012 est

l’illustration d’un événement climatique exceptionnel

supérieur à la pointe de consommation « à une chance

d’une durée et d’une ampleur inédites depuis plus de

13,9 %

sur dix » car la vague de froid de février 2012 10 %

est13,1 %

vingt ans. 9,0 %

8,8 %

8,5 %

12,4 %

Les disparités régionales sur l’évolution de la demande restent importantes. 3,3 %

3,2 % 2,7 % 0%

5,5 %

5,5 %

5%

3,7 %

2,6 %

2,3 %

1,7 relative % Une consommation régionale particulièrement dynamique – Évolution cumulée des consommations en Bretagne et en France depuis 2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

25 % Bretagne

France 20,6 %

20 %

15 %

13,9 %

10 %

8,5 %

3,2 % 2,7 %

3,3 %

12,4 % 9,0 %

8,8 % 5,5 %

5,5 %

5%

13,1 %

2,3 %

3,7 %

2,6 %

1,7 %

0% 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Le développement de la consommation d’énergie connaît

renforcements réseaux sont nécessaires pour être en

cependant d’importantes disparités régionales, en fonction

mesure d’assurer l’alimentation électrique de ces zones.

du dynamisme de l’économie locale et de l’attractivité des

10

territoires. Les régions Bretagne et Provence-Alpes-Côte

Le graphique ci-dessus illustre la croissance deux fois plus

d’Azur sont deux exemples de régions où la consomma-

rapide de la consommation d’électricité en Bretagne par

tion est en forte croissance et où d’importants besoins de

rapport à la consommation nationale depuis 2003.

/01/12

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 Une thermosensibilité nationale élevée nécessitant une vigilance particulière en cas de vague de froid. 2 400

Si l’impact récent de la réglementation thermique sur

à 102,1 GW et n’a pu assurer l’équilibre entre l’offre et la

2 200

la croissance du parc de chauffage électrique est net et

demande qu’en raison d’une bonne disponibilité du parc

devrait modérer dans le futur l’accroissement de la thermo-

2 000

sensibilité, il n’en reste pas moins que la France se caracté-

1 800

MW/°C

rise en Europe par un des parcs les plus thermosensibles.

de production et grâce à la contribution des importations d’électricité en provenance des pays voisins. Cette der-

1nière 600

s’est élevée, avec plus de 9 GW, à une valeur jamais

1atteinte 400

jusqu’à présent, proche des limites physiques

D’après les dernières estimations pour l’hiver 2011-2012,

1du 200 réseau d’interconnexion.

le gradient thermique varie selon les heures avec une

1 000

valeur moyenne de 2 300 MW/°C à 19h, heure de la

2001 - 2002 2003 - 2004 2005 - 2006 - 2008 2009 - 2010 2011 - 2012 Évolution historique du 2007 gradient d’hiver

pointe de consommation journalière en hiver. Ce gradient

2 400

d’hiver a évolué continuellement à la hausse depuis le début des années 2000 comme l’illustre le graphique

2 200

ci-contre. Le gradient français représente près de la moitié

2 000

Minimum Maximum

En situation de périodes exceptionnelles de grand froid et en raison de cette thermosensibilité, la France enregistre des pics de consommation qui peuvent contraindre l’équilibre offre-demande mais aussi engendrer des difficultés d’exploitation. Lors de la vague de froid de février

MW/°C

du gradient de l’ensemble des pays européens. 1 800 1 600 1 400 1 200 1 000

2012, la France a connu une pointe de consommation

2001 - 2002 2003 - 2004 2005 - 2006 2007 - 2008 2009 - 2010 2011 - 2012

« Montagne de charge » de l’hiver 2011-2012 – Consommation France

102 000 - 105 000 99 000 - 102 000

105 000

96 000 - 99 000

102 000

93 000 - 96 000

99 000

90 000 - 93 000

MW

96 000 93 000 90 000 87 000 84 000 81 000 Jour

87 000 - 90 000 84 000 - 87 000 81 000 - 84 000 78 000 - 81 000 75 000 - 78 000 72 000 - 75 000

7823/02/12 000

26/01/12

09/02/12

75 000

Jour

72 000 7:00 Heure 14:00

21:00 01/12/11

15/12/11

29/12/11

12/01/12

26/01/12

09/02/12

23/02/12

Une analyse plus détaillée est disponible sur le site de RTE : http://www.rte-france.com/uploads/media/pdf_zip/alaune/Rex_Vague_froid_V2.5.pdf

La vigilance reste donc de mise face à ces situations

garantie par un parc de production dimensionné pour

de température exceptionnelles où la couverture de la

le strict respect du critère de défaillance (3 h par an en

pointe de consommation ne serait pas nécessairement

espérance).

11

SYNTHÈSE

Pour faire face à ces situations, le développement de

initier RTE sur l’hiver 2012-2013 en Bretagne dans une

nouveaux moyens d’effacement de la consommation

région où la production ne couvre qu’environ 10 % de la

doit être encouragé d’autant que le stock historique

consommation et où la problématique de la couverture

des effacements tarifaires historiques est en diminution

des pics de consommation est donc particulièrement

régulière. C’est l’objectif de l’expérimentation que va

sensible.

2. Évolution de l’offre de production à moyen terme Un changement significatif du parc de production s’annonce, sous le coup du déclassement d’installations thermiques, du développement des énergies renouvelables et de la fermeture de Fessenheim en 2017. L’évolution majeure du parc de production à moyen

2016 de six des huit groupes fioul centralisés, soit une

terme est l’érosion forte du parc de production thermique

réduction de la puissance installée de 3,8 GW.

classique, qui se traduit par la fermeture à l’horizon 2016

u

20 000

de plus de la moitié des parcs charbon, fioul et cogéné­

tion importante du volume fonctionnant sous obliga-

18 000

ration actuellement en service :

tion d’achat, en raison de la fin des contrats signés il y

En application de la réglementation européenne sur les Grandes Installations de Combustion (Directive GIC), les 15 groupes charbon mis en service avant 1975 cesseront de fonctionner à l’horizon 2016. Cela représente une baisse de la puissance en service de 3,9 GW entre 2012 et 2016.

u

L’application de la Directive IED (Directive sur les Émissions Industrielles) pourrait provoquer la fermeture en

16 000

Puissance installée (MW)

u

Le parc de cogénération subit actuellement une réduc-

a une douzaine d’années. Le bilan prévisionnel 2012

14 000 reconduit

l’hypothèse d’une réduction d’environ 3 GW

12 000 par rapport au parc en service début 2012. 10 000 8Quatre 000

nouveaux cycles combinés gaz (CCG) sont atten-

6dus 000 d’ici 2017 tandis que le parc de turbines à combus-

tion (TAC) reste stable.

4 000 2 000

Parc thermique classique centralisé – Scénario Référence 0 2011

2012

2013

2014

Puissance installée (MW)

20 000 18 000

CCG

Fioul

16 000

TAC

Charbon

14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 2011

2012

2013

2015

2016

2017

Le rythme de développement des énergies renouve-

premier semestre 2012. De même, après une crois-

lables est, quant à lui, en légère baisse, mais reste dyna-

sance extrêmement forte en 2011 et au début d’année

mique. Après plusieurs années de développement à un

2012, la croissance du parc photovoltaïque est en forte

rythme proche de 1 GW par an, le parc éolien français

réduction, suite à la révision des dispositifs de soutien

a connu en 2011 un rythme de développement sensi­

sur­venue début 2011.

blement plus faible, tendance confirmée durant le

12

2014

2015

2016

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Hypothèse de puissance éolienne terrestre en service en 2017 (Total = 11 GW)

Le bilan prévisionnel 2012 retient l’hypothèse d’une croissance annuelle des parcs éoliens terrestres et photo­ voltaïques de 800 et 500 MW par an respectivement, soit une croissance toujours forte de ces filières mais sensi-

820 MW

blement inférieure à celles récemment constatées. Le 360 MW 1530 MW 270 MW

40 MW

910 MW 580 MW

raccordement de parcs éoliens maritimes est envisagé 800 MW 1590 MW

890 MW

au-delà de 2017. 10 MW

30 MW

390 MW

Enfin, en lien avec les pouvoirs publics, l’hypothèse retenue concernant le parc de production nucléaire est celle

410 MW 30 MW

d’un arrêt des deux groupes de la centrale de Fessenheim 220 MW

200 MW

en 2017 (1,8 GW). Par ailleurs, la mise en service du nouveau groupe de Flamanville (1,6 GW), actuellement en

0 MW 690 MW

130 MW

1120 MW

cours de construction, est prise en compte ; la première production commercialisable est attendue en 2016.

Le raccordement d’énergies renouvelables : un vecteur de plus en plus important du développement du réseau. Le développement du parc de production d’électricité à

Les premiers schémas régionaux du climat, de l’air et

partir d’énergies renouvelables, notamment photovoltaïque

de l’énergie ayant été publiés fin juin 2012, RTE réalise

et éolien, s’accompagne nécessairement d’une adaptation

actuellement les schémas de raccordement en liaison

du réseau de transport, même lorsque son raccor­dement

avec les acteurs locaux : producteurs, collectivités locales

se fait sur les réseaux de distribution. À cette fin, RTE pré-

et distributeurs. Ces schémas permettront de mieux

pare l’élaboration des schémas de raccor­dement des éner-

articuler le développement du réseau de transport avec

gies renouvelables qui permettront l’atteinte des objectifs

celui des énergies renouvelables.

de production renouvelable de 23 % en 2020.

3. Diagnostic prévisionnel à Moyen Terme La sécurité d’approvisionnement devrait être assurée

En 2017, l’espérance de durée de défaillance estimée

jusqu’en 2015, la mise en service de plusieurs centrales à

augmente pour atteindre 6 heures 30, en raison de l’hypo­

cycle combiné gaz permettant de compenser les ferme-

thèse de fermeture des deux groupes de production

tures de groupes de production thermique à cet horizon.

nucléaire de Fessenheim, non totalement compensée par la mise en service d’un groupe cycle combiné gaz et

À partir de 2016, la sécurité d’approvisionnement devient

le développement des parcs éolien et photovoltaïque. La

plus tendue, en raison de la fermeture de productions char-

puissance manquante est alors estimée à 2,1 GW.

bon et fioul, conséquences de la Directive IED sur les limites d’émissions de polluants entrant en vigueur au 1er janvier

Ces besoins identifiés pour 2016 et 2017 peuvent être

2016, et de la fermeture supposée de moyens de cogéné-

couverts par la mise en service à ces échéances de

ration. À cette échéance, la durée de défaillance est évaluée

projets suffisamment avancés, de nouveaux projets de

à 5 heures par an en espérance et la puissance manquante

moyens de pointe (y compris effacements) ou le report

à 1,2 GW. Ce besoin apparaît moindre que lors du bilan prévi-

de fermeture de certaines centrales thermiques fossiles.

sionnel 2011 qui identifiait 2,7 GW de puissance manquante. Cette baisse s’explique principalement par le ralentissement

L’arrêt de Fessenheim en 2017 apparaît ainsi possible du

de la demande provoqué par la crise économique.

point de vue de l’équilibre entre l’offre et la demande au

13

SYNTHÈSE

Synthèse des analyses de la défaillance pour les différents scénarios de consommation et d’échanges

2014

2015

2016

2017

0

0

1,2

2,1

3,1

4,6

7,5

8,6

Scénario Haut avec échanges

0

0

2,3

3,4

Scénario MDE renforcée avec échanges

0

0

0

0

Scénario Bas avec échanges

0

0

0

0

Puissance manquante (GW) Scénario Référence avec échanges Scénario Référence « sans échanges »*

* « l’hypothèse centrale » mentionnée à l’article 5 du décret n°2006-1170 du 20 septembre 2006

niveau national mais des mesures d’accompagnement

péennes à la sécurité d’approvisionnement française.

doivent être anticipées. Par ailleurs, des études tech-

Ces estimations restent comparables à celles réalisées

niques complémentaires doivent être menées sur les

dans les précédentes éditions du bilan prévisionnel.

conséquences de cet arrêt sur l’exploitation du système électrique (répartition des flux, tenue de tension, etc.), en

Les différentes variantes réalisées illustrent la grande

prenant en compte l’évolution de la production et de la

sensibilité du critère de défaillance aux hypothèses

consommation dans l’environnement de Fessenheim,

retenues, et en particulier à l’évolution de la consom-

tant en France qu’en Allemagne.

mation. De nombreuses incertitudes peuvent faire évoluer ce résultat à l’avenir : les choix des produc-

Les estimations de besoins de puissance au niveau natio-

teurs ou des décisions politiques quant au retrait ou au

nal prennent en compte le rôle primordial que jouent les

maintien de certains groupes, le rythme de dévelop-

interconnexions dans la sécurité d’approvisionnement,

pement des filières renouvelables, la disponibilité des

permettant une mutualisation à l’échelle continentale

parcs thermiques, etc.

des moyens de production. Le développement de 2 GW de capacités supplémentaires à l’horizon 2017, sur les

Il est à noter que le respect du critère de trois heures de

frontières espagnole et italienne, permet ainsi de mieux

défaillance ne signifie pas une absence totale de risque

couvrir le risque de défaillance.

pour l’équilibre offre-demande : en cas d’aléas très défavorables, et en particulier dans l’hypothèse d’une vague

Sans prise en compte des échanges, la puissance man-

de froid extrêmement sévère telle celle observée en

quante serait considérablement supérieure, estimée à

février 2012, des délestages pourraient survenir avec

7,5 GW en 2016 et 8,6 GW en 2017. Ces résultats mon-

une ampleur accrue compte tenu de l’évolution de la

trent l’importante contribution des interconnexions euro-

thermosensibilité et des pointes de consommation.

4. Scénarios prospectifs pour le long terme À la différence de l’horizon moyen terme – cinq ans –

RTE a choisi de bâtir quatre scénarios prospectifs d’évolu-

où la structure de la consommation et de la production

tions cohérentes et équilibrées de la consommation et de

peut être assez largement appréhendée à partir des déci-

la production, qui permettent d’illustrer autant de visions

sions déjà prises, l’approche à long terme nécessite de

différentes de ce que serait le mix électrique en 2030 et

se fonder sur des scénarios prospectifs reposant sur des

d’alimenter de futures études de robustesse du réseau :

hypothèses différenciées.

u

Le scénario « Médian » s’inscrit dans la continuité des tendances actuelles, avec une diminution graduelle de

14

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 la capacité nucléaire installée (jusqu’à 56 GW en 2030

le développement du véhicule électrique) et un main-

conformément à la « trajectoire raisonnée » du rap-

tien à un niveau élevé de la part du nucléaire dans la production électrique ;

port « L’avenir de la filière nucléaire en France » daté de décembre 2011 de l’Office parlementaire d’évaluation

u

des choix scientifiques et technologiques), une crois-

une réduction significative du parc de production

sance modérée de la consommation et un dévelop­

nucléaire ;

pement régulier des énergies renouvelables ; u

Le scénario « Nouveau mix », détaillé plus loin, explore

u

Enfin, le scénario « Croissance faible » s’inscrit dans une perspective de ralentissement économique durable.

Le scénario « Consommation forte » se caractérise par une accélération de la consommation (notamment via

Comparaison des différents scénarios du bilan prévisionnel 2012 Bilans énergétiques à l’horizon 2030 Offre n  Autres énergies renouvelables

700

n  Hydroélectricité (y compris

turbinage des STEP)

600

Énergie annuelle (TWh)

n  Pointe n  Thermique base / semi-base

500

n  Nucléaire

400 Demande n  Solde exportateur

300

n  Pompage n  Énergie (y compris pertes)

200

n  Agriculture n  Transport

100

n  Résidentiel

0

n  Tertiaire

Offre Demande Offre Demande « Médian » « Consommation forte »

Offre Demande Offre Demande « Nouveau Mix » « Croissance faible »

n  Industrie

Ces différents scénarios conduisent à des résultats très

scénario « Consommation forte » contre 468 TWh dans

différents à l’horizon 2030. La consommation électrique

le scénario « Croissance faible ».

intérieure s’établit à cette échéance à 590 TWh dans le 600

Prévisions de consommation intérieure France à l’horizon 2030 selon les différents scénarios 500

600

500

Énergie (TWh)

400

300

200

Énergie (TWh)

400

300

200

100

0 1950

1960

1970

100

0 1950

1960

1970

1980

1980

1990

2000

2010

2020

Historique

Consommation forte

Nouveau mix

Médian

Croissance faible

1990

2000

2010

2020

2030

2030

15

SYNTHÈSE

La croissance de la pointe « à une chance sur dix » se

« Consommation forte », le taux de croissance annuel

rapproche de celle de la consommation en énergie, sous

moyen de la pointe reste inférieur aux près de 3 % par an

l’effet de la réglementation thermique des bâtiments

des années 2000, pendant lesquelles elle croissait plus

de plus en plus prégnante. Même dans le scénario

vite que l’énergie.

Prévisions de puissance à la pointe « à une chance sur dix » en GW Scénario

2014

2030

TCAM* 2014-2030 en %

Consommation forte

100,7

119,2

1,1

Médian

100,2

110,4

0,6

Nouveau mix

98,8

105,7

0,4

Croissance faible

97,5

97,7

0,0

* Taux de croissance annuel moyen

En matière de production, le développement des éner-

u

le renforcement des capacités d’échanges transfron­

gies renouvelables est significatif, quel que soit le scénario

taliers, pour gérer au mieux les intermittences en

considéré, avec une proportion d’énergies renouvelables

mutualisant les moyens entre les diffé­rents pays, qui

deux à trois fois supérieure à la proportion actuelle. La

s’élèvent à 27 GW, contre 15 GW aujourd’hui.

part du nucléaire varie selon les scénarios, allant d’environ 50 % pour le scénario « Nouveau mix » à près de

RTE a également examiné en lien avec les pouvoirs

70 % pour le scénario « Consommation forte ».

publics le cas d’une capacité nucléaire de 40 GW à l‘hori­ zon 2025 dans le cadre du scénario « Nouveau mix ».

Dans le prolongement du bilan prévisionnel 2011, le scénario « Nouveau mix » étudie quelques-unes des consé-

Dans tous les scénarios, le développement et le renou-

quences d’une hypothèse de réduction significative de la

vellement du réseau doivent accompagner l’évolution de

capacité nucléaire en France, avec une puissance instal-

la demande et de la production. Ce développement est

lée de 40 GW en 2030, soit 23 GW de moins que le parc

d’autant plus significatif en cas de rupture par rapport à la

actuel. Ce scénario comprend un ensemble d’hypothèses

tendance historique.

complémentaires qui conduisent à un système électrique équilibré, à savoir : u

u

u

L’accueil des énergies renouvelables mais également

les hypothèses les plus fortes sur les effets des mesures

le développement de nouveaux usages de l’électricité

d’efficacité énergétique qui tirent la consommation à la

– comme le véhicule électrique – nécessiteront plus

baisse, malgré le développement très soutenu d’usages

que jamais l’accrois­sement des capacités de transport

tels que le véhicule électrique et les pompes à chaleur ;

d’électricité.

le développement renforcé du parc de production renouvelable, avec des capacités de 40 GW d’éolien

Le réseau de transport d’électricité peut s’adapter en

et 30 GW de photovoltaïque en 2030, ainsi qu’une

temps et en heure pour permettre la mise en œuvre des

croissance des parcs biomasse, biogaz et hydrolien.

différents choix de politique énergétique à condition

La proportion des énergies renouvelables dans le mix

que ceux-ci soient définis avec suffisamment d’antici­

électrique atteint alors 40 % ;

pation. À ce titre, la définition du calendrier et de la tra-

le développement de 2 GW de production semi-base

jectoire des évolutions du parc de production, notam-

et de 10 GW de moyens de pointe, sous forme de pro-

ment en termes de localisation, importe autant que la

duction ou d’effacement, afin d’assurer l’équilibre en

cible à atteindre.

puissance à chaque instant ;

16

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Le développement du réseau de transport Les nouvelles installations de production ne sont

afin d’optimiser le développement de nouveaux

généralement pas situées à proximité des lieux de

moyens de production et d’effacement. Au-delà de

consommation, ce qui nécessite des adaptations

l’aspect financier (coût évalué à environ 350 mil-

du réseau pour acheminer l’énergie produite. Ce

lions d’euros par an pour les interconnexions), le

besoin se rencontre partout en Europe. Ainsi, l’ana-

rythme de construction de ces interconnexions et

lyse conduite en Allemagne par la DENA (Deutsche

des nouvelles infrastructures pose un problème.

Energie-Agentur, Agence allemande de l’énergie)

En effet, la création de nouvelles lignes nécessite

met en exergue la nécessité de créer au plus vite

parfois jusqu’à dix ans, en raison notamment de

environ 4 000 km de lignes THT supplémentaires

la superposition de plusieurs procédures admi-

pour accompagner l’insertion des énergies renou-

nistratives redondantes. Ainsi, seuls 5 000 MW de

velables. Globalement, au niveau européen, le plan

capacité d’interconnexion ont été construits sur les

décennal de développement du réseau de trans-

20 dernières années.

port d’électricité (TYNDP), publié par ENTSO-E, prévoit la création ou le renouvellement d’environ

En Allemagne, où les délais de construction du

51 000 km de lignes THT d’ici 2020 réparties en

réseau sont également un enjeu majeur pour la

100 projets dont 80 % nécessaire à l’accueil des

réalisation des projets d’énergie renouvelable, le

énergies renouvelables.

Gouvernement a fait adopter en 2011 une loi sur l’accélération du développement du réseau (Net-

Il convient de rappeler que dans les années 80, le

zausbaubeschleunigungsgesetz – NABEG), qui

développement du réseau français a connu une

réduit le nombre d’échelons administratifs concer-

période de forte croissance pour accompagner le

nés en permettant aux autorités compétentes de

programme nucléaire. Les évolutions énergétiques

se concentrer sur leurs tâches principales.

à venir impliqueront aussi un développement du réseau de transport, mais avec des enjeux complé-

Cette loi simplifie de manière significative le régime

mentaires liés à l’intermittence de certaines pro-

des procédures d’autorisation des lignes élec-

ductions.

triques. Un régime uniforme d’autorisation est ainsi introduit pour réduire le temps d’approbation des

RTE prévoit, dans son schéma de développement

lignes 110 kV aériennes et souterraines. L’objectif

décennal, d’investir 10 milliards d’euros à l’hori-

des pouvoirs publics en Allemagne est de réduire

zon 2020 pour les principales infrastructures de

à quatre ans les délais d’instruction afin de pouvoir

transport. L’insertion de l’éolien terrestre (objectif

effectivement mettre en œuvre les décisions de

national de 19 GW) et de l’éolien maritime (appel

politique énergétique.

d’offres de 3 GW) représente environ 1 milliard d’euros chacun d’ici à 2020.

Consciente des difficultés entraînées par ces délais d’instruction administrative que l’on retrouve dans

À l’horizon 2030, un des scénarios du bilan prévi-

plusieurs pays européens, la Commission euro-

sionnel envisage une baisse du nucléaire dans

péenne suggère dans son « Paquet Infrastruc-

le mix énergétique, qui rendrait nécessaire le dou-

tures » de les réduire à trois ans.

blement en 20 ans des capacités d’interconnexions

17

édition 2012 Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

Introduction

Partie 1

Partie 1

INTRODUCTION

Introduction 1.1 Cadre du Bilan Prévisionnel

À la suite de nombreuses modifications et abrogations de cette loi, principalement dans le cadre de la loi NOME, la plupart des dispositions se trouvent à présent dans le Code de l’énergie.

1

Les services concernés sont la Direction Générale de l’Énergie et du Climat (DGEC), et notamment la Direction de l’Énergie.

2

Conformément aux missions qui lui sont confiées par la

outil de transparence qui contribue à enrichir le débat

loi du 10 février 20001, RTE établit périodiquement sous

sur l’énergie. Il peut, le cas échéant, servir à étayer les

l’égide des pouvoirs publics un Bilan Prévisionnel plurian-

décisions d’investissements des acteurs du système

nuel de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité

électrique.

en France. Le décret du 20 septembre 2006 a précisé le cadre d’élaboration de ce Bilan Prévisionnel, son périmètre

Ce document constitue l’actualisation de la cinquième

et ses horizons d’étude. Il constitue l’un des éléments sur

édition du Bilan Prévisionnel, publié par RTE tous les

lesquels s’appuient le ministre en charge de l’Énergie et,

deux ans depuis 2003. Conformément aux dispo­

de manière plus générale, les pouvoirs publics pour éta-

sitions réglementaires, RTE effectue une actualisation

blir la Programmation Pluriannuelle des Investissements

partielle chaque année paire. Exceptionnellement, en

de production (PPI), instituée par la loi précitée.

cette année de nouvelle législature, et dans la pers-

2

pective de la future PPI, RTE réalise un Bilan Prévi­ Le Bilan Prévisionnel publié par RTE est mis en ligne sur

sionnel complet en incluant une étude prospective à

son site institutionnel3. Ainsi accessible à tous, il est un

long terme.

1.2 Objectifs 1.2.1 Diagnostic prévisionnel à moyen

appartiennent aux autres acteurs du système électrique

terme

et, de manière plus globale, aux orientations définies par

L’enjeu premier du Bilan Prévisionnel à un horizon moyen

la PPI et la politique énergétique.

http://www.rte-france. com/fr/ les différentes éditions du Bilan Prévisionnel sont accessibles via http://bit.ly/o2sRyI

terme est d’évaluer le risque de déséquilibre entre la

3

20

consommation d’électricité sur le territoire de la France

1.2.2 Prospective à long terme

continentale et l’offre disponible pour la satisfaire, consti-

L’exploration des horizons de long terme a pour objet

tuée de production, d’imports de l’étranger et d’efface-

principal d’éclairer quelques-unes des conséquences

ments de consommation. L’exercice consiste à estimer,

sur le système (au travers des bilans énergétiques, du

sur un horizon de cinq ans, à partir de l’évolution pro-

besoin en puissance) de choix qui pourraient être faits

bable de la consommation et de l’offre disponible pour la

dans les prochaines années en matière de politique

France, les risques de défaillance susceptibles d’apparaître

énergétique, tant en France que dans le reste de l’Eu-

dans les années à venir et à faire ainsi émerger, le cas

rope. Il s’agit donc d’offrir une visibilité suffisante sur les

échéant, les messages d’alerte ou de vigilance appropriés.

hypothèses et les méthodes qui sous-tendent les ana-

Cette étude est complétée d’une analyse de sensibilité

lyses, sans préjuger de la réalisation ou non des diffé­

aux hypothèses retenues et fait l’objet d’une actualisation

rents scénarios envisagés qui est du ressort de la poli-

chaque année.

tique énergétique.

Cette étude à moyen terme relève d’un objectif de

Au vu des incertitudes décrites précédemment, le champ

sécurité d’approvisionnement, permettant d’identifier les

des possibles tant pour la demande que pour l’offre

besoins en offre de puissance pour passer les pointes de

apparaît très vaste. Le Bilan Prévisionnel 2012 retient

consommation. Les choix des filières d’offre à développer,

des scéna­rios qui reposent sur un socle d’hypothèses

production ou effacement de consommation, qui relè-

externes (croissance économique, démographie, capa-

vent d’enjeux économiques et écologiques, n’entrent pas

cité nucléaire…) et internes (données de comptage,

directement dans le champ du Bilan Prévisionnel, mais

enquêtes sectorielles…), réunies pour constituer des

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 contextes cohérents et suffisamment contrastés pour

Même si l’horizon principalement présenté est l’année

alimenter les analyses de robustesse du réseau. Celles-ci

2030, l’année 2020, en tant que date clé des politiques

seront menées ultérieurement et complèteront les ana-

énergétiques française et européenne, fait l’objet d’un

lyses du mix énergétique présentées dans ce document.

zoom particulier.

1.3 Méthode et organisation du document L’analyse à moyen terme de l’équilibre offre-demande

description de la méthode utilisée et du critère d’adé­

global de la France continentale consiste, en pratique, à

quation retenu, conformément à l’article 11 du décret du

établir des prévisions sur la demande, ou consommation

20 septembre 2006, présente les résultats en termes de

d’électricité, et à les confronter aux perspectives d’évolu-

risque de défaillance, avec ou sans échanges (imports)

tion de l’offre, de production ou d’effacement de consom-

avec les pays voisins. Ces résultats sont issus de simula-

mation.

tions probabilistes combinant diffé­rents aléas pouvant intervenir sur le système électrique européen. Outre

Compte tenu du caractère non stockable à grande échelle

l’espé­rance de durée de défaillance, les énergies pro-

de l’électricité et de phénomènes aléatoires, naturels

duites par filière et les volumes d’échanges sont des

(températures, préci­pitations, vent, ensoleillement) ou tech­

résultats de simulation. Ils sont présentés à titre d’infor-

niques (indisponibilités de groupes thermiques), il existe

mation dans les cas où cela est pertinent.

potentiellement des situations dites de « défaillance » pour lesquelles l’offre ne peut couvrir la demande, et qui impo-

Le deuxième volet, consacré à l’étude prospective à long

sent des délestages de consommation pour éviter l’effon­

terme, comprend deux parties. La partie 5 présente les

drement du système électrique. Le choix d’un critère

grands facteurs déterminant l’évolution de la consom-

définissant le niveau de défaillance acceptable permet

mation et de l’offre, et leurs incertitudes. La partie 6 est

d’évaluer le besoin en nouvelles capacités.

dédiée à la description des quatre scénarios retenus par RTE : le contexte sous-jacent, la consommation, les capa-

Le document est composé d’un premier volet consacré à

cités de production, ainsi que le mix électrique. Comme

l’étude de prévision à moyen terme. Les hypothèses rela-

pour les analyses à moyen terme, les scénarios prospec-

tives à la consommation et au parc de production sont

tifs à long terme s’appuient sur un modèle probabiliste

présentées dans les parties 2 et 3. La partie 4, après une

européen.

1.4 Évolutions 1.4.1 Évolutions conjoncturelles

1.4.2 Amélioration continue

Plusieurs évolutions conjoncturelles, par rapport à la pré-

Afin que l’exercice soit toujours plus précis et en prise

cédente version du Bilan Prévisionnel, sont à relever :

avec les évolutions récentes, une amélioration continue

u

u

L’évolution récente de la consommation industrielle

est effectuée sur le modèle, la définition des hypothèses

et des perspectives économiques dégradées à court

et la méthode. Les principales évolutions par rapport à la

et moyen termes laissent s’éloigner l’hypothèse d’une

version précédente sont les suivantes :

reprise rapide qui avait été envisagée dans le Bilan

u

Les hypothèses d’évolution à moyen terme de la

Prévisionnel 2011 ;

consommation et de l’offre ont été établies avec pour

En lien avec les pouvoirs publics, l’hypothèse retenue

point de départ les données réalisées de l’année 2011,

pour les études d’équilibre offre-demande d’électricité à

ce qui permet de prendre en compte les tendances

l’horizon 2017 est celle d’un arrêt des deux groupes de

observées les plus récentes. Même si certaines de ces

la centrale de Fessenheim en 2017. Cette hypothèse de

données sont encore provisoires, et peuvent encore

travail ne préjuge pas de la décision des pouvoirs publics

faire l’objet d’une légère actuali­sation, ce calage repré-

mais permet d’en anticiper quelques impacts.

sente une avancée dans la précision des prévisions,

21

Partie 1

INTRODUCTION

u

par rapport à l’édition 2011 qui ne prenait en compte

bénéficie des analyses des données de marché sur trois

que les données définitives de l’année 2009.

années supplémentaires, incluant la vague de froid de

pèsent sur l’évolution de la demande, des hypothèses

u

u

février 2012.

Afin de mieux prendre en compte les incertitudes qui u

Les objectifs et enjeux du volet long terme ont une

plus contrastées de croissance économique ont été éta-

portée un peu différente dans l’édition 2012. En effet,

blies, basées sur un large panel de prévisions externes

les précédentes versions axaient l’analyse à long

à moyen terme et sur une étude du Centre d’Analyses

terme, comme pour le moyen terme, sur l’estimation

Stratégiques à plus long terme.

des besoins en puissance à mettre en œuvre pour

Les prévisions de consommations européennes ont été

garantir la sécurité d’approvisionnement, au travers

établies dans le même esprit, sur la base de prévisions

d’un scénario principal et de quelques variantes ; la

d’évolution du PIB dans chaque pays, issues d’un large

présente version a plutôt pour objet d’illustrer les

panel de prévisions externes à moyen et long termes,

incertitudes sur l’évolution du paysage énergétique

afin de définir des évolutions de consommation en

à 2030, en proposant quatre scénarios contrastés,

ligne avec le contexte socio-économique, et cohérentes

tant du point de vue de la politique énergétique mise

entre les pays.

en place, du contexte économique, que des consé-

La modélisation des parcs de production européens,

quences sur les adaptations nécessaires du réseau

considérée pour la première fois dans l’exercice 2011,

électrique.

1.5 Avertissements 1.5.1 Validité des hypothèses

1.5.3 Confidentialité

Le Bilan Prévisionnel repose sur des hypothèses d’évo-

Conformément aux dispositions de la loi du 10 février

lution de l’offre et de la demande d’électricité qui sont

2000, dans le cadre de l’élaboration du Bilan Prévisionnel,

http://www.rte-france. com/fr/actualitesdossiers/a-la-une/rtelance-une-nouvellecommission-dedieeaux-perspectives-dureseau

élaborées par RTE dans un objectif de réalisme. Ces

RTE est habilité à solliciter les acteurs du système élec-

hypothèses sont issues des informations connues pour

trique pour obtenir les informations nécessaires, sous

la plupart au premier semestre 2012, obtenues par la

couvert du respect des règles de confidentialité. RTE

consultation bilatérale de différents acteurs des systèmes

assure la confidentialité des informations de nature com-

électriques français et européen, une veille économique,

merciale qui lui sont confiées.

4

industrielle et énergétique permanente, et la sollicitation d’organismes de recherche.

C’est donc volontairement que RTE restitue dans le Bilan Prévisionnel des éléments sous une forme agrégée, afin

Les hypothèses ne peuvent évidemment pas être tenues

que les informations commercialement sensibles concer-

pour des certitudes absolues. Celles qui sont détermi-

nant un acteur particulier ne puissent être extraites des

nantes pour les résultats mais ne font pas l’objet d’étude

données affichées. Lorsque cela n’est pas possible, l’infor-

de sensibilité (notamment les dates de déclassement des

mation peut ne pas être affichée, être présentée assortie

groupes de production, l’évolution des prix des énergies

d’une fourchette d’incertitude ou encore être une hypo-

et du carbone émis…) sont signalées dans le corps du

thèse propre à RTE. De manière générale, les noms des

texte par les réserves d’usage.

acteurs concernés ne sont pas mentionnés.

1.5.2 Transparence

Par ailleurs, les hypothèses utilisées pour le Bilan Prévi-

Conformément au principe de transparence qui guide

sionnel sont de la seule responsabilité de RTE. Les infor-

son action, RTE a soumis les hypothèses du Bilan Prévi-

mations brutes fournies par les acteurs peuvent être

sionnel 2012 à une consultation collégiale en Commis-

adaptées en fonction de la propre appréciation de RTE et

sion « Perspectives du réseau » du Comité des Utilisateurs

n’engagent donc pas les acteurs concernés.

4

du Réseau de Transport d’Électricité.

22

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

23

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

L’équilibre offre-demande à moyen terme (2014-2017)

édition 2012 Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

L’évolution de la consommation à moyen terme

Partie 2 2.1 Tendances passées

2.2 Perspectives à moyen terme

2.3 Scénarios de consommation à moyen terme

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme

L’évolution de la consommation à moyen terme L’analyse de la consommation en énergie présentée

à une baisse de consommation liée à l’aléa climatique

dans ce chapitre est principalement fondée sur l’évolu-

estimée à 32 TWh par rapport à l’année 20105.

tion de la consommation corrigée des fluctuations liées

Cf. Bilan électrique 2011 : http://www.rtefrance.com/uploads/ Mediatheque_docs/ vie_systeme/ annuelles/Bilan_ electrique/RTE_bilan_ electrique_2011.pdf

aux conditions climatiques. En effet, la consommation

Afin de procéder aux corrections liées aux conditions clima-

brute est insuffi­sante à elle seule pour appréhender de

tiques, une chronique de températures dites “de référence” a

manière pertinente les évolutions tendancielles, une

été construite, représentative des températures moyennes

grande partie des fluctuations constatées d’une année

de chaque jour de l’année. Le réchauffement, constaté par

à l’autre étant liée à la sensi­bilité aux conditions clima-

l’analyse des observations au cours des quatre dernières

tiques et, dans une moindre mesure, aux effacements

décennies, oblige à réviser périodiquement ces “tempéra-

de consommation activés notamment en cas de tension

tures de référence” pour que leurs valeurs restent représen-

sur le système électrique.

tatives des conditions actuelles et du proche avenir. Depuis le printemps 2011, RTE applique un nouveau référentiel de

5

Sur l’énergie appelée annuellement, les variations peu-

températures, pour toutes ses études. Ce référentiel s’appuie

vent être très importantes ; ainsi, la consommation de

sur les dernières données établies par Météo France.

chauffage au cours de l’année 2010, aux hivers très

600

rigoureux, a-t-elle été supérieure de plus de 17 TWh à

Même si les fluctuations liées aux effacements sont

celle de l’année 2009, aux hivers déjà froids. À l’inverse,

moindres aujourd’hui que celles liées aux aléas clima-

les températures particulièrement douces de l’année

tiques, elles doivent également être corrigées afin de ne

2011, année la plus chaude depuis 1900, ont conduit

conserver que les évolutions structurelles de la demande.

TWh

500

400

2.1 tendances passées

300

2.1.1 Le ralentissement de la croissance

élevés dans les années 80. Depuis, cette croissance fléchit

en énergie

et l’inflexion observée tend à se renforcer au fil des années.

Comme le montre le graphique ci-dessous, la consom-

200

100

mation électrique française a fortement augmenté depuis

Cette tendance est confirmée par la baisse continue du

1950, avec des niveaux de croissance particulièrement

taux de croissance de la consommation électrique corri­ gée (hors secteur de l’énergie afin de s’affranchir des

0 1950

Historique de la consommation d’électricité 1960

1970

1980

1990

2000

600 500

Le ralentissement de la croissance de la consommation Consommation corrigée

électrique est le fruit de plusieurs facteurs conjoncturels

Consommation brute réalisée

et structurels, parmi lesquels :

400

TWh

variations de ce secteur), rapportée page suivante.

2010

u

Le ralentissement tendanciel de la croissance économique moyenne depuis plusieurs décennies, renforcé

300

depuis 2008 par une crise qui s’installe dans la durée. La croissance économique, tant en niveau qu’en

200

structure, demeure un déterminant important de la 100 0 1950

28

demande électrique, notamment industrielle et tertiaire. La consommation d’électricité résidentielle est 1960

1970

1980

1990

2000

2010

en revanche moins dépendante de l’évolution du PIB,

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France 16 % 14 %

édition 2012

12 % 10 % 8% 6% 4%

même si un contexte macroéconomique dégradé

2% Taux de croissance de la consommation corrigée 0des % aléas, hors énergie

est susceptible d’avoir quelques impacts (effets

1950

comportementaux induits par un moindre pouvoir d’achat ou la crainte du chômage). Ainsi, globale-

14 %

ment, les évolutions conjoncturelles 16 de%l’activité se

12 %

reflètent directement dans le niveau 14 de%la consom-

10 %

mation d’électricité.

12 %

1980

1990

2000

Taux de croissance annuel Taux de croissance annuel moyen décennal

6% 4%

En particulier, à chaque année de récession (1975, 6%

2%

4%

0% 1950

1993, 2009) correspond un niveau de consommation intérieure en croissance très faible, voire en 2%

0 %1950

1970

8%

Le graphique ci-dessous permet de10 constater le % lien qui unit croissances du PIB6 et de8 la demande. %

contraction (2009).

1960

-2 %

1960

1970

1980

1990

2000

2010

-2 % 1960

1970

1980

1990

2000

2010

-2 %

Évolutions comparées des taux de croissance annuels de la demande intérieure et du PIB -4 %

16 % 14 %

Demande intérieure corrigée du climat hors secteur de l’énergie, hors Corse

12 %

PIB, prix chaînés

10 % 8% 6% 4% 2% 0 %1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

-2 % Source : INSEE

-4 %

u

Les valeurs de PIB utilisées ici sont issues des séries historiques en prix chaînés sur l’année de base 2005. Ce mode de calcul consiste, dans le calcul du déflateur du PIB, à agréger les prix de l’année n en utilisant les consommations de l’année n-1 comme référence et rend ainsi mieux compte des évolutions des agrégats qu'un calcul à prix constants.

6

Une intensité électrique7 globale qui, comme le

mation brute d’électricité relevée en France et dans de

montre le graphique ci-contre, a cessé de croître au

nombreux pays européens.

Rapport entre la consommation d’électricité et le PIB

milieu des années 90 et semble aujourd’hui stabilisée,

Intensité électrique en kWh/€ constant (prix chaînés, base 2005)

voire orientée à la baisse. Cette tendance s’explique notamment par la part croissante des services, moins

7

consommateurs d’électricité que l’industrie8, dans la 0,30

création de richesse nationale et par les actions d’effi-

0,28

cacité énergétique qui ont été mises en place, contribuant ainsi à une baisse de certaines consommations

Il est à noter que le ralentissement tendanciel de la croissance de la demande, renforcé par le contexte économique actuel dégradé, est également constaté dans de nombreux pays européens. À titre d’illustration, la carte en page suivante montre la baisse de la consom-

0,24

kWh/€

électriques.

La production d’une unité de richesse dans le tertiaire nécessite 4 à 5 fois moins d’électricité que la production d’une unité de richesse dans l’industrie

0,26

0,22 0,20 0,18

8

0,16 0,14 0,12 1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

29

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme

Évolution de la demande brute d’électricité en Europe en 2011 par rapport à 2010 (en %)

n  Baisse supérieure ou égale à 2 % n  Baisse comprise entre 0 % et 2 % n  Hausse

Source : ENTSO-E – « Memo 2011 »

2.1.2 L’évolution du poids relatif des secteurs en énergie L’analyse de la répartition des consommations par secteur d’activité permet d’expliquer en grande partie les tendances 35 % précédemment. présentées

Évolution du poids des secteurs 30 % 35 % 25 %

30 % 20 %

25 % 15 %

20 % 10 % 2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

15 % Industrie 10 %

30

2001

2002

Tertiaire 2003

2004

2005

Résidentiel

Énergie, agriculture et transport

2006

2008

2007

2009

2010

2011

En l’espace de quelques années, le poids relatif des diffé­

a évolué, l’industrie (hors secteur de l’énergie) perdant sa

rents secteurs dans la consommation totale d’électricité

première place au profit des secteurs tertiaire et résidentiel.

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 Une baisse structurelle de la consommation industrielle

Évolution de la consommation industrielle

est observable avant la crise, essentiellement en faveur du secteur tertiaire. Cette baisse s’est encore accentuée avec

150

la crise, faisant des secteurs résidentiel et tertiaire les

145

premiers postes de consommation en France.

140

Outre les effets conjoncturels liés à la crise, la tendance à

TWh

135

Zoom sur l’industrie

160 120

La modification du tissu industriel français qui tend à

150

se recentrer sur une industrie de produits de haute

140

115

110 130

technologie au détriment de la grande industrie plus

9 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

120

électro-intensive, u

Usages électriques non substituables par d’autres sources d’énergie

125 170

la baisse de la consommation industrielle s’explique par : u

130

180

Source BatiEtude

110

Comparaison des dynamiques de croissance 100 1970 1970 1980 1985 1990 1995 2000 2005 de la population et du nombre de ménages

Les effets des actions d’efficacité énergétique qui conduisent à une baisse de l’intensité électrique de

2010

10

certaines branches industrielles. 180 170

Population (base 100 en 1970)

À l’inverse, le poids du secteur résidentiel dans la consom-

160

Nombre de ménages (base 100 en 1970)

mation électrique ne cesse de progresser, porté par :

150

Zoom sur le secteur résidentiel

u

Un nombre de ménages, et donc de logements, qui

140

croît régulièrement avec des taux de croissance supé-

130

rieurs à ceux de la population, signe d’une baisse du

120

nombre d’habitants par logement (2,3 personnes par

110

ménage en 2008 contre 2,6 en 1990). Cette baisse

100 1970

traduit notamment le vieillissement de la population et

1970

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

Source : INSEE

un changement dans les modes de cohabitation avec une proportion plus importante de personnes vivant

Part du chauffage électrique dans les logements résidentiels neufs

seules et une augmen­tation du taux de familles mono­ parentales. u

u

Une forte croissance de la consommation résidentielle

80 %

d’électricité spécifique9 liée notamment au dévelop-

70 %

pement important de nouveaux usages ainsi qu’à une

60 %

évolution des comportements entraînée par le déve-

50 %

loppement des technologies de l’information et de la

40 %

communication (TIC).

30 %

Le développement soutenu du chauffage électrique

20 %

dans la construction résidentielle, catalysé par la forte

10 %

hausse du prix des énergies fossiles, avec des parts

0% Source : BatiEtude

période où, en sus, le marché de la construction neuve a été parti­culièrement dynamique.

11

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

de marché qui ont atteint 73 % en 200810, dans une u

La Réglementation Thermique 2012 (RT 2012) limite les consommations du chauffage, de la production d’eau chaude sanitaire, de l’éclairage, de la climatisation et de la ventilation à 50 kWh d’énergie primaire par m² et par an en moyenne (selon les logements). Le facteur de conversion d’un kWh électrique en kWh primaire étant de 2,58, ce seuil de consommation équivaut à 19,3 kWh/m²/an d’énergie finale pour l’électricité. Cette réglementation s’applique aux logements résidentiels à partir du 1er janvier 2013.

Les transferts entre énergies ont également pesé sur

Une tendance à la baisse a toutefois été largement

les évolutions de la demande électrique : de façon

amorcée du fait de l’anticipation de la RT 201211, sti-

concomitante avec l’envolée des parts de marché de

mulée par les dispositifs fiscaux de la loi Scellier, qui a

l’électricité dans la construction neuve, les substitu-

orienté les choix des promoteurs vers d’autres options,

tions du mode de chauffage vers l’électricité ont crû

faisant baisser la part de marché de l’électricité dans la

fortement sur le parc de logements existants, au tra-

construction neuve à 43 % en 201112.

vers notamment de l’essor des pompes à chaleur, dont

La baisse est particulièrement marquée en logements collectifs neufs, avec une part de marché qui est passée de 68 % en 2008 à 23 % en 2011.

12

31

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme

Cf. Bilan électrique 2011 : http://www.rte-france.com/ uploads/Mediatheque_docs/ vie_systeme/annuelles/ Bilan_electrique/RTE_bilan_ electrique_2011.pdf

13

les ventes annuelles se sont envolées entre 2005 et 2008

nomique et de la réduction progressive du crédit d’impôt se

(graphique ci-dessous). Cette expansion rapide a été cata-

sont traduits par une contraction du volume des ventes.

lysée par la mise en place de crédits d’impôts et par la hausse

De même, des transferts d’usage sont également

continue du prix du baril de pétrole entre 2004 et l’été

constatés sur la production d’eau chaude sanitaire (sou-

2008. À partir de 2009, les effets conjugués de la crise éco-

vent corré­lée au système de chauffage) et sur la cuisson. Ces facteurs qui contribuent à la hausse de la consommation résidentielle, sont partiellement compensés par thermiques, directives européennes « étiquetage éner-

140

70

gétique »), les changements de comportement et par

120

60

100

50

80

40

60

30

40

20

20

10

réglementaires dont les effets s’inscrivent dans la durée.

0

0

(exemple du froid domestique ci contre en dessous).

les effets de la crise sur la consommation électrique des ménages. À ce stade, il est toutefois difficile d’identifier les changements de comportements de nature pérenne qui continueraient à faire baisser la consommation résiden-

01 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11

tielle dans les prochaines années13, à l’instar des actions

20

20

20

19

19

19

19

19

Pétrole brut (€2010/b)

80

00

160

99

les actions d’efficacité énergétique (réglementations

98

90

96 97

180

95

Milliers de pac air-eau et géothermie

Ventes annuelles de pompes à chaleur air-eau et géothermiques

Source : AFPAC

Amélioration de l’efficacité énergétique moyenne des appareils via l’étiquetage énergétique – Exemple du froid domestique (consommation par unité de volume, base 100 en 1991)

Zoom sur le secteur tertiaire La consommation du secteur tertiaire a été portée par le développement de l’économie servicielle et a connu une forte dynamique de croissance du fait de l’augmentation des surfaces chauffées et climatisées

100

à l’électricité, et du développement croissant des usages

90

spécifiques de l’électricité dont les technologies de

80

l’information et de la communication (outils informa-

70

tiques, centres de traitement de données).

60 50 40

L’intensité électrique de ce secteur, qui a connu une

30

croissance stable sur les dix dernières années, laisse

20

entendre que les effets de l’amélioration de l’efficacité

10

énergétique sont compensés par l’essor des technologies

0

1991 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 1993

Source : CECED

Évolution de la consommation du secteur tertiaire

de l’information et de la communication, très dynamique sur la période. Zoom sur l’enrichissement de l’uranium

TWh

Au sein du secteur Énergie figure l’activité spécifique 140

d’enrichissement de l’uranium historiquement très

135

consommatrice d’électricité. Le changement de procédé

130

achevé en 2012 (passage de la diffusion gazeuse à la

125

centrifugation) s’est traduit par une réduction progressive

120

de la consommation d’électricité.

115 110 105 100 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

32

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Évolution historique de la thermosensibilité Les conditions météorologiques ont un impact sen-

u

La température seuil correspond à la température

sible sur la consommation d’électricité en France.

en-dessous de laquelle on observe une sensibi-

Le développement du chauffage électrique, ou

lité de la consommation à l’aléa climatique : pour

plus récemment le déploiement de la climatisation,

simplifier, on peut considérer qu’elle correspond à

expliquent une grande partie des fortes hausses

une température de démarrage des équipements

de consommations observées en hiver lors des

de chauffage.

périodes de froid et en situation caniculaire en été.

u

Le lissage de la température extérieure prend en considération plusieurs phénomènes tels que

Outre le chauffage et la climatisation, d’autres

l’inertie des bâtiments, le facteur humain, ou l’in-

usages contribuent, dans une moindre mesure, à

fluence de la nébulosité.

amplifier la part thermosensible de la consommation d’électricité, par exemple la production de l’eau

Le gradient est donc une des composantes d’un

chaude sanitaire, les lave-linge, l’irrigation…

ensemble de paramètres intermédiaires pour le calcul de la part thermosensible de la consomma-

Pour distinguer la part de la consommation induite

tion d’électricité. Il est souvent mis en avant pour

par les aléas climatiques de la consommation struc-

illustrer la part croissante des usages sensibles aux

turelle, RTE s’appuie sur des modèles statistiques

températures froides en hiver. Selon les dernières

renseignés par la consommation nationale et les

estimations effectuées par RTE pour l’hiver 2011-

données météorologiques du passé.

2012, le gradient varie selon les heures entre 2 080 et 2 350 MW/°C, avec une valeur moyenne de

Ces modèles sont construits autour de trois notions

2 300 MW/°C à 19 h, heure de la pointe de consom-

complémentaires : le gradient, la température seuil

mation journalière en hiver. Sur les dix dernières

et la température extérieure lissée. Ainsi, en hiver :

années, on a constaté une tendance marquée à

Le gradient caractérise l’augmentation de la puis-

la hausse du gradient, comme l’illustre le graphe

sance appelée pour une baisse de température

ci-dessous.

donnée ; il s’exprime en MW/°C.

Évolution historique du gradient d’hiver 2 400 2 200

n  Minimum n  Maximum

2 000

MW/°C

u

1 800 1 600 1 400 1 200 1 000 2001 - 2002

2003 - 2004

2005 - 2006

2007 - 2008

2009 - 2010

2011 - 2012

33

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme 105 000

100 000

La vague de froid de février 2012

MW

95 000

90 000

85 000

Du 1er au 13 février 2012, la France a connu une

consommation se situe à 102 100 MW : elle a

vague de froid exceptionnelle qui a touché l’en-

dépassé pour la première fois le seuil « symbo-

semble du territoire métropolitain. La pointe de

lique » des 100 000 MW.

80 000 01/02 02/02 03/02 04/02 05/02 06/02 07/02 08/02 09/02 10/02 11/02 12/02 13/02

Pointes de consommation journalière pendant la vague de froid Pointes du matin

105 000

Pointes du soir Précédent pic historique (15/12/2010)

100 000

MW

95 000

90 000

85 000

80 000 01/02 02/02 03/02 04/02 05/02 06/02 07/02 08/02 09/02 10/02 11/02 12/02 13/02

En comparaison de l’hiver précédent, trois jours ont

2010. Sur ces trois jours, la consommation a dépassé

000 vu110 la consommation

pendant 18 heures la pointe de 2010, autour de 19 h

française dépasser la pointe de

consommation maximale constatée en décembre 100 000

certes, mais également sur la plage 8 h-14 h.

MW

90 000 Courbes de charge du mercredi avant et pendant la vague de froid 80 000 110 000 70 000 100 000

10 0 :00 11 :0 12 0 :00 13 :0 14 0 :00 15 :0 16 0 :00 17 :0 18 0 :0 19 0 :00 20 :0 21 0 :0 22 0 :0 23 0 :00 00 :00

0

9:0

0

8:0

0

7:0

0

6:0

0

5:0

0

4:0

3:0

0

2:0

1:0

MW

50 000 80 000

0

60 000 90 000

70 000 60 000

25/01/12 (+8,0°C)

01/02/12 (-1,5°C)

08/02/12 (-4,9°C)

10 0 :00 11 :00 12 :00 13 :00 14 :00 15 :0 16 0 :00 17 :00 18 :0 19 0 :00 20 :00 21 :0 22 0 :0 23 0 :00 00 :00

0

9:0

0

8:0

0

7:0

0

6:0

0

5:0

0

4:0

0

3:0

2:0

1:0

0

50 000

nb : les températures indiquées sont des moyennes journalières

34

La vague de froid a conduit à des consommations éle-

jour de la semaine précédente, et bien supérieur à la

vées non seulement à la pointe du soir, mais également

pointe du même jour de la semaine encore antérieure.

en journée et la nuit. Ainsi, le creux de nuit le jour de la

Depuis dix ans, on constate une augmentation des

pointe est au même niveau que le plateau du même

pics de consommation plus rapide et plus dynamique

/01/12

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

120 000 100 000

MW

80 000 60 000 40 000 20 000

que celle relevée sur la consommation annuelle

par l’ampleur de cette vague de froid qui dépasse

d’énergie électrique. Ainsi, le maximum historique

celle de la vague de froid « décennale » retenue pour

est passé de 75 000 MW dans les années 2000 à

le calcul de l’indicateur. L’écart de 5 GW entre les

plus de 100 000 MW cet hiver.

pointes de consommation de l’hiver 2011-2012 et

La pointe de l’hiver 2011-2012 est supérieure à

de l’hiver 2010-2011 est dû au fort accroissement de

l’indicateur pointe « à une chance sur dix » du Bilan

la consommation des particuliers, partiellement atté-

Prévisionnel et atteint le niveau de consommation

nuée par des consommations moindres du secteur

attendu à partir de l’hiver 2013-2014. Cela s’explique

industriel dans le contexte de crise économique. /0 2

/0 2

/0 2

/0 2

/0 2

/0 1

/0 1

/0 1

/0 1

/0 1

/1 2

/1 2

/1 2

28

22

16

09

03

27

21

14

08

02

26

20

Consommation et part thermosensible – hiver 2011-2012

13

/1 2 07

01

/1 2

0

120 000 Consommation 100 000

Part thermosensible

MW

80 000 60 000 40 000 20 000

2

2

/0 28

/0

2

22

2

/0 16

/0 09

2 /0

1

03

/0 27

1

1

/0 21

1

/0 14

/0

/0 02

08

1

2 /1 26

2 /1 20

2 /1 13

2 /1 07

01

/1

2

0

La part thermosensible a représenté en moyenne 40 % de la consommation sur l’ensemble de la vague de froid et 38 % le 8 février à 19 h.

« Montagne de charge » de l’hiver 2011-2012 – Consommation France 102 000 - 105 000 99 000 - 102 000

105 000 102 000 99 000

MW

96 000 93 000 90 000 87 000 84 000 81 000

96 000 - 99 000 93 000 - 96 000 90 000 - 93 000 87 000 - 90 000 84 000 - 87 000 81 000 - 84 000 78 000 - 81 000 75 000 - 78 000 72 000 - 75 000

Jour

78 000

26/01/12

09/02/12

23/02/12

75 000

Jour

72 000 7:00 Heure 14:00

21:00 01/12/11

15/12/11

29/12/11

12/01/12

26/01/12

09/02/12

23/02/12

Une analyse plus détaillée est disponible sur le site de RTE : http://www.rte-france.com/uploads/media/pdf_zip/alaune/Rex_Vague_froid_V2.5.pdf

35

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme

La baisse d’un degré de température entraîne une croissance de la puissance appelée de 2300 MW.

14

2.1.3 Une croissance importante

Cette dynamique de la pointe a été portée ces dernières

de la puissance maximale portée

années par le développement important d’usages rési-

par le développement des usages

dentiels :

thermosensibles

u

des usages non thermosensibles, liés au rythme des

Comme le montre le graphique ci-dessous, les puissances

activités domestiques :

maximales appelées ont fortement augmenté depuis

• les nouveaux usages de confort et de loisir dont sont

les années 50 et les nombreux pics de consommation

équipés, voire multi-équipés, de plus en plus de foyers

atteints ces dernières années traduisent une dynamique

français - TIC, petit électroménager, etc. ;

toujours très soutenue de la pointe. Durant la dernière

• les usages existants qui se développent via le multi-

décennie, on a ainsi constaté une augmentation des pics

équipement (TIC, petit et gros électroménager…) ou

de consommation 2,5 fois plus élevée que celle de la

via les transferts d’usage (cuisson électrique) ;

consommation annuelle en énergie.

• les usages existants dont les consommations par logement augmentent lors d’un changement d’équi-

Pics annuels de consommation (MW)

pement (augmentation de la taille des écrans, augmentation du volume du gros électroménager…). u

120 000

mais surtout des usages thermosensibles : le chauffage électrique qui s’est largement développé depuis la fin des années 70, avec pour corollaire l’émergence

100 000

d’une variabilité des pointes annuelles de puissance appelée, selon les fluctuations de la rigueur climatique

80 000

hivernale. Le développement du chauffage électrique 60 000

a connu un regain de vigueur entre 2005 et 2010 (cf. graphe). En 2010, le tiers du parc de logements

40 000

français (neuf et ancien) était chauffé à l’électricité, soit 9,5 millions de logements environ.

20 000

L’usage du chauffage électrique augmente la sensibi0 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

lité de la consommation aux températures froides : elle est aujourd’hui estimée à 2 300 MW par degré Celsius à 19 heures14. Cette sensibilité n’a cessé de progresser

Taux de croissance annuel moyen entre 2005 et 2010 de la consommation de chauffage corrigée de l’aléa climatique

ces dix dernières années, gagnant près de 70 MW par an. Cette dynamique semble cependant connaître un ralentissement récent.

4%

Aujourd’hui, la thermosensibilité est bien plus importante 2%

en France que dans les autres pays d’Europe. À elle seule, la France représente près de la moitié de la thermosensi-

0%

bilité européenne. Cette spécificité française explique la vigilance toute particulière qui doit s’exercer en France

-2 %

lors des situations de vague de froid, où le niveau de la -4 %

puissance appelée peut être très élevé.

-6 %

Ainsi, l’absence de vague de froid en 2011 s’est traduite par une consommation de pointe de 91,7 GW, bien infé-

-8 %

rieure aux pics de consommation rencontrés en 2010 -10 % Électricité

Gaz réseau

Fuel

GPL

Charbon Urbain, autres

Bois

Source : CEREN

36

(96,7 GW). En revanche, la pointe de l’hiver 2011-2012 a atteint une valeur jamais rencontrée jusque-là, s’expliquant par l’ampleur exceptionnelle de la vague de froid.

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Pics de consommation sur la dernière décennie (MW) 08/02/2012 07/02/2012 15/12/2010 14/12/2010 11/02/2010 07/01/2009 06/01/2009 05/01/2009 17/12/2007 27/01/2006 28/02/2005 26/01/2005 09/01/2003 08/01/2003 07/01/2003 10/12/2002 09/12/2002 17/12/2001 13/12/2001 12/12/2001 11/12/2001 15/11/2001 10/12/2001

102 100 100 655 96 710 94 600 93 080 92 400 91 820 90 300 88 960 86 280 86 020 84 710 83 540 83 490 82 140 79 730 79 710 79 590 78 660 77 440 77 030 76 130 74 900

70 000

80 000

90 000

100 000

110 000

2.2 Perspectives à moyen terme 2.2.1 Méthodologie

Chaque secteur est décomposé en branches ou usages.

La construction des prévisions de la demande se déroule

La consommation d’énergie de ces branches ou usages

en deux étapes détaillées ci-après :

est estimée par le produit de variables « extensives »

u

u

prévision de la demande en énergie annuelle, pour

(quantités produites, surfaces chauffées, taux d’équipe-

chaque année de l’horizon étudié,

ment par logement, etc.) et « intensives » (consomma-

prévision de la demande en puissance, par pas horaire,

tions unitaires par unité produite, par m², par logement,

en utilisant en données d’entrée les énergies annuelles

etc.). Les consommations ainsi obtenues sont ensuite

calculées précédemment.

agrégées pour chaque secteur.

Chacune de ces étapes comprend une analyse rétros-

Pour alimenter et exploiter ses modèles de prévision,

pective des années passées, avec recalage des années

RTE s’appuie sur les données disponibles auprès de

réalisées servant d’années de référence pour les simu-

cabinets d’étude (CEREN, BIPE, BatiEtude, GFK…), d’ins-

lations, et une étude prévisionnelle visant à construire

titutions publiques ou parapubliques (INSEE, ADEME…),

une image réaliste des futurs possibles sur la base du

des syndicats professionnels, etc. Les résultats d’en-

contexte et des tendances actuels et à venir, ainsi que

quêtes statistiques et les données mesurées sur les

des infléchissements pertinents au vu des détermi-

comptages de RTE permettent de caler ces variables

nants retenus.

sur les séries historiques passées. Les projections s’appuient chaque fois que cela est possible sur les infor-

Consommation en énergie

mations recueillies auprès des acteurs économiques

La démarche retenue pour les prévisions de consomma-

concernés.

tion en énergie annuelle est une approche analytique par empilement. Elle consiste à découper la consommation

Cette connaissance sectorielle fait l’objet d’une mise à

d’électricité en secteurs d’activité. Le découpage sectoriel

jour régulière, afin de prendre en compte les nouveaux

retenu est le suivant (par ordre d’importance des consom-

usages, les évolutions des comportements et également

mations) : Résidentiel, Tertiaire, Industrie, Énergie (dont

la mise en œuvre des réglementations liées à l’amélio­

pertes réseaux), Transport et Agriculture.

ration de l’efficacité énergétique.

37

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme

Consommation en puissance

prendre en compte les usages émergents, les nouvelles

Les prévisions de consommation en puissance sont éga-

technologies et l’impact des réglementations liées à

lement basées sur une approche par empilement.

l’amélioration de l’efficacité énergétique. La mise à jour des profils nécessite donc de disposer de données ; à cet

À chaque branche ou usage ayant fait l’objet de prévisions

effet, RTE bénéficie de campagnes de mesures ou d’en-

en énergie est associé un profil de courbe de charge

quêtes réalisées par différents acteurs.

au pas horaire. Une grande partie des profils sont issus

Campagnes ADEME, REMODECE…

de mesures en conditions réelles : comptages de RTE

À partir de la consommation en énergie annuelle de

pour les branches industrielles raccordées au réseau de

l’usage ou branche considéré(e) et de son profil, RTE calcule

transport, campagnes de mesures15 pour certains usages

la courbe de charge prévisionnelle de cet usage ou branche

résidentiels ou tertiaires, etc. Les profils des branches et

pour l’année étudiée. Les consommations en puissance

usages pour lesquels aucune mesure n’est disponible

ainsi obtenues sont ensuite agrégées pour obtenir une

sont reconstitués en se basant sur la connaissance du

courbe de charge France. Les courbes de charge France

profil du secteur d’activité concerné. Les profils des

des années historiques modélisées par empilement des

usages sensibles à l’aléa climatique (chauffage et clima-

usages et branches sont calées sur les courbes de charge

tisation) sont modélisés par RTE à partir d’analyses statis-

mesurées des années les plus récentes.

tiques de la part sensible à l’aléa climatique de la courbe

15

Le graphique ci-dessous montre une étape intermé-

de charge française mesurée.

diaire d’agrégation (afin de proposer un découpage Les profils sont mis à jour régulièrement en fonction

lisible) pour un des jours ouvrés les plus froids de l’hiver

de l’évolution des connaissances des secteurs afin de

2011/2012.

Exemple de décomposition estimée de la courbe de charge France un jour ouvré très froid de 2012

100 000 100 000

MW

MW

80 000 80 000

60 000 60 000

40 000 40 000

20 000 20 000

0

0 10 12 11 13 12 14 13 15 14 16 15 17 16 18 17 19 18 20 19 21 20 22 21 23 22 2423h 24 h 1 2 1 32 43 54 65 76 87 98 109 11 Autres usages tertiaires

Éclairage résidentiel

Eau chaude sanitaire résidentielle

Transport - Énergie - Pertes

Chauffage tertiaire

Autres usages résidentiels

Chauffage résidentiel

Industrie

Les calculs des courbes de charge prévisionnelles sont

Indicateurs de puissance

effectués à température de référence et pour cent chro-

Deux grandeurs permettant de figurer le niveau et la dis-

niques de températures représentatives des situations

persion des puissances maximales susceptibles d’être

météorologiques qui pourraient être rencontrées à l’ave-

atteintes au cours des prochaines années sont utilisées :

nir, élaborées sur la base de données de Météo France.

u

la pointe à température de référence : elle se situe un jour ouvrable de début janvier (période où la température

38

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 de référence est la plus basse) ; comme la tempé­

annuel en puissance de chacune d’elles ; puis, parmi

rature de référence est la moyenne des températures

ces maxima, celui qui se situe au 9ème décile de la

attendues pour un jour donné, et que la distribution

distri­bution.

des températures est (presque) symétrique autour de

u

cette moyenne, la valeur de la pointe à température de

2.2.2 Principes de construction

référence a pratiquement une chance sur deux d’être

des scénarios à moyen terme

dépassée chaque jour ouvré de janvier, et encore près

L’objectif des scénarios est de couvrir le champ des pos-

d’une chance sur deux d’être dépassée en jour ouvré

sibles pour se prémunir des incertitudes explicitées dans

de décembre ou février ;

ce chapitre. Ainsi, au-delà du scénario « Référence »,

la pointe « à une chance sur dix » : il s’agit du niveau

le Bilan Prévisionnel envisage des scénarios encadrants

de puissance qui a une chance sur dix d’être dépassé

« Haut » et « Bas » et un scénario « MDE renforcée » illus-

au moins une heure au cours de l’hiver. Il est estimé à

trant le potentiel supplémentaire d’efficacité énergétique

partir des courbes de charges horaires établies pour

techniquement et économiquement atteignable. Les

les cent chroniques du référentiel de température :

principales sources de différenciation des scénarios sont

dans une première étape, on retient le maximum

présentées dans le tableau ci-après.

Hypothèses principales des scénarios retenus

Scénario de consommation

« Référence »

« Haut »

« MDE renforcée »

« Bas »

Centrales

Majorant la consommation globale

Efficacité énergétique renforcée

Minorant la consommation globale

PIB

Centrale

Haute

Centrale

Basse

Efficacité énergétique

Centrale

Effet moindre

Effet plus important

Centrale

Démographie

Centrale

Haute

Centrale

Basse

Centrale

Favorable au déploiement de nouvelles solutions électriques

Centrale

Défavorable au déploiement de nouvelles solutions électriques

Hypothèses principales

Prix électricité

Compte tenu des fortes incertitudes relatives aux pers-

sous-jacentes est d’autant plus forte que la conjonc-

pectives économiques actuelles et à venir, la différen-

ture actuelle, marquée par les turbulences de la crise

ciation des quatre scénarios de consommation du Bilan

des dettes souveraines, est elle-même particulièrement

Prévisionnel 2012 est davantage accentuée que dans les

porteuse d’incertitudes supplémentaires.

éditions précédentes. L’option a donc été retenue en mars 2012 de baser

2.2.3 Scénarios de PIB et

les hypothèses de croissance du PIB à court et moyen

incertitudes économiques

termes sur un large panel de prévisions externes (OCDE,

La croissance du PIB est, sur un horizon de court et

FMI, Commission européenne, BIPE, Consensus forecasts,

moyen termes, le déterminant de la demande le plus

organismes bancaires, etc.) les plus récentes possibles et

empreint d’incertitude. Sa prévisibilité délicate, combi-

d’en retenir des visions médiane et encadrantes pour sous-

née à un impact très significatif sur la demande, appelle

tendre les prévisions de demande à un horizon de cinq ans.

donc à refléter autant que faire se peut cette incertitude dans le cadrage macroéconomique retenu. L’exigence

Pour les années 2012 et 2013, les hypothèses de crois-

d’un plus grand contraste dans les hypothèses de PIB

sance médianes retenues dans le scénario « Référence »

39

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme

coïncident avec celles du FMI (publiées en janvier 2012), à

Au-delà de 2013, les trois projections demeurent sur

savoir respectivement +0,2 % et +1,0 %. Les visions enca-

des trajectoires contrastées de dynamique de sortie de

drantes haute et basse pour ces deux mêmes années

crise, pour atteindre en fin de période le niveau sous-

s’établissent à +0,7 % et +1,9 % dans le scénario « Haut »

tendant les projections de long terme présentées ulté-

3,0 % et à -0,8 % et +0,2 % dans le scénario « Bas ».

rieurement.

2,5 % 2,0 % Taux de croissance moyen annuel du PIB en volume 1,5 % 3,0 %

1,0 %

2,5 %

0,5 %

2,0 %

0,0 %

1,5 %

-0,5 %

1,0 %

-1,0 %

0,5 %

-1,5 %

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

-0,5 %

-2,0 % 2007 2008 -2,5 %

-1,0 %

-3,0 %

0,0 %

2005

2006

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

-1,5 %

Historique

Bas BP2012

-2,0 %

Référence BP2012

Référence/Haut BP2011

-2,5 %

Haut BP2012

Bas BP2011

-3,0 %

On notera que, par rapport à l’exercice précédent, les

Certaines mesures portant sur des usages à durée de vie plus

hypothèses sont revues sensiblement à la baisse sur

courte sont en revanche de nature à affecter sensiblement

l’hori­zon de prévision à moyen terme.

l’évolution de la demande d’électricité à l’horizon 2017.

2.2.4 Efficacité énergétique

La disparition des ampoules à incandescence

Tous les scénarios considèrent que l’amélioration conti-

La disparition des ampoules à incandescence est déjà

nue de l’efficacité énergétique, qui contribue à la modé-

large­ment avancée : depuis le 31 août 2011, les ampoules

ration de l’évolution de la consommation électrique,

à incandescence d’une puissance supérieure ou égale à

devrait se poursuivre au travers de la diffusion du progrès

40 W ont été retirées de la vente. Le retrait des ampoules

technique et des politiques énergétiques déployées ces

d’une puissance supérieure ou égale à 25 W est planifié

dernières années.

pour le 31 décembre 2012. Les ampoules halogènes les moins performantes bénéficient d’un sursis jusqu’à 2016.

La durée de vie moyenne d’une ampoule à incandescence est de l’ordre de 1000 heures, soit environ une année sur la base de trois heures d’utilisation quotidienne.

Les effets des mesures d’efficacité énergétique ne sont

À terme, seules les lampes performantes, classées A (ou

généralement significatifs qu’à l’horizon de plusieurs

B pour certains halogènes haute efficacité) subsisteront.

années, le rythme de leur généralisation étant lié à celui

Cette évolution, dont les effets sont déjà perceptibles,

de l’évolution des parcs des matériels ou des bâtiments

est importante tant en termes de consommation que de

concernés. Ainsi la durée de vie moyenne des moteurs

puissance. L’éclairage résidentiel représente en effet plus

électriques dans l’industrie (plus de 60 % de la consom-

de 10 TWh de consommation annuelle et une puissance

16

mation du secteur) est-elle de l’ordre de 15 ans ; le parc

appelée supérieure à 5 GW à certaines heures, avec un pic

de logements ne se renouvelle quant à lui qu’à hauteur

de consommation entre 19 h et 22 h. Avec la disparition

de 1 % par an environ : la diffusion du progrès technique

relativement rapide16 du parc d’ampoules installées et des

ne pourra être que très graduelle sur ces secteurs et usages,

stocks résiduels, l’effet de cette disposition réglementaire

avec donc un effet relativement modeste sur un horizon

devrait être sensible à l’horizon 2017. À cet horizon, la

de cinq ans.

baisse de la puissance appelée par l’éclairage résidentiel à

40

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Le cadre réglementaire européen actuel Dans un contexte de préoccupations environne-

(31 décembre 2018 pour les bâtiments du sec-

mentales et de prise de conscience de la raréfac-

teur public).

tion des ressources énergétiques fossiles, l’Union

u

La Directive européenne Éco-conception ErP (Direc-

européenne s’est fixé des objectifs ambitieux en

tive 2009/125/CE) prévoit une série de mesures

matière de climat et d’efficacité énergétique :

prioritaires, notamment de nouvelles normes

u

u

À l’horizon 2020, au travers du paquet « Énergie

contraignantes en matière de performance éner-

Climat » : objectifs de baisse de 20 % des émis-

gétique pour une vaste gamme d’appareils et équi-

sions de gaz à effet de serre par rapport à 1990,

pements (allant des biens électroménagers aux

d’amélioration de 20 % de l’efficacité énergétique

pompes et ventilateurs industriels). Le champ de

et 20 % de part d’énergies renouvelables dans la

cette directive couvre également les produits qui

consommation d’énergie de l’Union européenne

ont un impact direct sur les consommations d’éner-

(objectif porté à 23 % pour la France).

gie tels que les fenêtres et les matériaux d’isolation.

À l’horizon 2050, en visant une réduction de plus

u

En lien direct avec la précédente, la Directive

de 80 % de ses émissions polluantes, sans nuire à

européenne sur l’affichage énergétique (Direc-

son approvisionnement en énergie et à sa com-

tive 2010/30/UE) a pour objectif d’informer

pétitivité. Des feuilles de route pour atteindre cet

les utilisateurs sur le niveau de performance

objectif ont ainsi été élaborées par la Commission

énergétique des appareils ou produits relatifs

européenne, dont une feuille de route globale

à l’énergie mis sur le marché, via une étiquette

vers la décarbonisation, couvrant l’ensemble de

standardisée. En 2011, l’étiquette énergie a été

l’économie, et une feuille de route sectorielle pour

renouvelée, avec notamment l’introduction de

l’énergie à l’horizon 2050.

trois classes supplémentaires (A+, A++ et A+++) pour tous les appareils.

Plusieurs directives tendent à l’atteinte de ces objectifs, dont : u

En complément de ces mesures, pour aider à l’at-

La Directive européenne sur la performance

teinte de l’objectif de réduction de 20 % de consom-

énergétique des bâtiments (Directive 2010/31/

mation d’énergie primaire en 2020, la Commission

UE refonte de la Directive 2009/91/CE) vise à

européenne a publié le 8 mars 2011 le « Plan 2011

inciter les États membres à améliorer l’efficacité

pour l’efficacité énergétique ». Ce plan définit les

énergétique des bâtiments (secteur qui consti-

mesures à mettre en œuvre dans le domaine des

tue un enjeu majeur pour l’atteinte des objectifs

bâtiments (rénovation obligatoire d’au moins 3 %

européens) en fixant des normes minimales en

des bâtiments publics par année, amélioration de

matière de performance énergétique pour les

la performance énergétique des composants et

nouveaux bâtiments et les rénovations lourdes et

appareils électriques utilisés dans les bâtiments,

en imposant un système de certification des bâti-

etc.), des transports et des procédés de produc-

ments, afin de rendre plus visible leur consom-

tion (exigences en matière d’efficacité énergétique

mation énergétique. En outre, tous les nouveaux

applicables au matériel industriel, mesures visant à

bâtiments devront être à « consommation d’éner-

introduire des audits énergétiques et des systèmes

gie quasi nulle » à partir du 31 décembre 2020

de gestion énergétique, etc.).

la pointe d’un jour d’hiver est estimée entre 0,5 et 0,8 GW

En revanche, dans le secteur tertiaire, l’incandescence est

par rapport au niveau actuel. Cette évolution est partielle-

très peu utilisée et les économies sont attendues par l’im-

ment contrebalancée par une légère surconsommation

plantation des technologies émergentes (fluorescence

du chauffage électrique.

et LED) associées à des systèmes de gestion. De ce fait,

41

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme

leur généralisation est plus difficile et n’est pas supposée

dans le tertiaire : à partir du 1er juillet 2012, les centres

conséquente à moyen terme.

commer­ciaux de France métropolitaine mis en vente ou à la location devront justifier d’un diagnostic de perfor-

La diffusion de l’éco-conception

mance énergétique. L’impact des DPE devrait toutefois

La Directive européenne Éco-conception ErP prévoit une

être modeste à moyen terme.

série de mesures prioritaires, notamment de nouvelles normes contraignantes en matière de performance

L’estimation de l’impact des actions d’efficacité énergé-

énergétique pour une vaste gamme d’appareils et d’équi-

tique peut être rendue délicate par les effets suivants :

pements. Parmi les règlements déjà adoptés, plusieurs

u

est subjectif d’identifier la part de cette baisse qui résulte

courte et auront donc un impact sur un horizon de

de mesures d’efficacité énergétique volontaristes (par

moyen terme.

exemple les réglementations thermiques) de celle qui

Ainsi, outre l’éclairage déjà cité, le « mode veille » des

résulte d’un simple progrès technique qui serait advenu

appareils électriques, les téléviseurs, les décodeurs

indépendamment de toute mesure volontariste ;

numériques, les sources d’alimentation externes (char-

u

ment d’un effet de réglementation et d’un effet de prix ;

pour disques durs externes, etc.), les réfrigérateurs, les

17

INSEE Première N°1089 Projections de population pour la France métropolitaine à l’horizon 2050 – scénarios SP01 (Central), SP08 (Haut) et SP09 (Bas) (juillet 2006)

18

INSEE Première N°1106 Des ménages toujours plus petits (novembre 2006)

19

lave-linge et les lave-vaisselle ont-ils fait l’objet d’un

Il est difficile de discriminer la cause d’une réduction de consommation unitaire lorsqu’elle résulte simultané-

geurs d’ordinateurs ou de téléphones, alimentations

INSEE Première N°1320 – Projections de populations à l’horizon 2060 (octobre 2010)

Dans le cas d’une baisse de la consommation unitaire, il

portent sur des équipements à durée de vie relativement

u

Plus d’efficacité énergétique peut induire une hausse

règlement européen imposant un niveau minimal de

de la consommation unitaire de certains postes : par

performance énergétique.

exemple, une ventilation mécanique contrôlée (VMC) double flux peut s’avérer nécessaire pour répondre aux

L’évolution des parts de marché du chauffage

exigences des réglementations thermiques afin d’obte-

électrique dans le résidentiel neuf

nir une bonne qualité de l’air dans les bâtiments à iso­

L’inflexion récente sur les parts de marché du chauf-

lation renforcée.

fage électrique dans la construction neuve résidentielle, induite par effet anticipatif de la RT 2012, devrait être

Afin d’accompagner la mise en œuvre des mesures d’effi­

confortée avec son entrée en vigueur au 1 janvier 2013.

cacité énergétique, RTE présente, à la fin de cette partie,

Ces parts de marché devraient donc rester sensiblement

l’estimation prévisionnelle de leur impact sur la consom-

moins élevées que celles enregistrées entre 2005 et

mation des principaux usages.

er

2010, avec pour corollaire une croissance moins vigoureuse de la thermosensibilité de la demande d’ici 2017.

2.2.5 Nombre de ménages et population active

La réglementation thermique des bâtiments tertiaires

Le scénario de référence de la population se base sur

Le parc des bâtiments tertiaires est également soumis à

les dernières projections de population de l’INSEE17. Les

la RT 2012. En complément, un décret relatif à l’organi­

scénarios haut et bas ont été construits en gardant les

sation de l’obligation de travaux de rénovation énergé-

mêmes écarts au scénario de référence de la population

tique entre 2012 et 2020 est en cours de préparation.

que ceux donnés par l’INSEE en 200618. En l’absence de

Les travaux préparatoires indiquent que les consomma-

mise à jour récente, l’évolution du nombre de ménages,

tions énergétiques tous usages seront prises en compte

qui détermine la consommation, a été définie en recon-

en se basant sur l’énergie finale facturée (et non l’éner-

duisant la structure des ménages élaborée par l’INSEE en

gie primaire comptabilisée sur cinq usages comme dans

200619 sur les scénarios de population.

la réglementation thermique). Il s’agirait d’imposer un

42

objectif de réduction des consommations de 25 % au

L’hypothèse retenue est une croissance du nombre de

minimum jusqu’en 2014, objectif qui pourrait être révisé

ménages entre 2011 et 2017 pour les quatre scénarios

à la hausse à partir de 2015.

de consommation.

De plus, les Diagnostics de Performance Énergétique

Les scénarios de population active, qui déterminent

(DPE) commencent également à faire leur apparition

l’acti­vité industrielle et tertiaire, se basent sur les dernières

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Évolutions par scénario du nombre de ménages et de la population active à moyen terme

Bas

Référence /  MDE renforcée

Haut

Nombre de ménages en 2017 (en millions) et taux de croissance annuel moyen entre 2011 et 2017

28,7 (+0,8 %)

29,1 (+1,0 %)

29,6 (+1,2 %)

Population active en 2017 (en millions) et taux de croissance annuel moyen entre 2011 et 2017

28,5 (+0,4 %)

28,7 (+0,5 %)

29,1 (+0,7 %)

projec­tions de population active de l’INSEE20. Les scéna-

Si, à un horizon de moyen terme, l’hypothèse est faite

rios de population active en activité sont ensuite élaborés

que les coûts d’investissement ne devraient pas être fon-

par corrélation avec le taux de croissance du PIB.

damentalement modifiés, les évolutions du coût relatif de l’électricité par rapport aux autres énergies sont en

Ces paramètres influent directement sur les prévisions

revanche à même d’influer sur l’ampleur du déploiement

de consommation d’électricité : le nombre de ménages

de solutions électriques sur le parc de logements exis-

dicte le nombre de résidences principales et la population

tants, à la hausse dans le scénario « Haut » et à la baisse

active conditionne le nombre d’emplois dans les secteurs

dans le scénario « Bas ».

productifs, et donc la consommation de ces secteurs. Par ailleurs, le scénario « MDE renforcée » suppose un

2.2.6 Transferts entre énergies

essor accru de solutions type « pompes à chaleur » dans

Les exigences de la RT 2012 excluent quasiment les

l’existant, favorisé par la politique énergétique.

INSEE Première N°1345 Projections de population à l’horizon 2060 – Des actifs plus nombreux et plus âgés (avril 2011)

20

solutions électriques classiques par effet Joule dans la construction neuve pour le chauffage et la produc-

2.2.7 Effacements de consommation

tion d’eau chaude sanitaire, au profit de solutions type

Du point de vue de l’équilibre offre-demande, il est équiva-

« pompes à chaleur » pour le chauffage et solaire ther-

lent d’accroître la production ou de réduire la consomma-

mique ou thermodynamique pour la production d’eau

tion : les effacements de consommation peuvent consti-

chaude sanitaire.

tuer une alternative efficace à la sollicitation de moyens de production coûteux aux moments des pointes de

Sur le parc de logements existants, des transferts signifi-

consommation. Les mécanismes d’effacement sont donc

catifs de combustibles vers des pompes à chaleur lors de

abordés dans la Partie suivante traitant de l’évolution de

la rénovation de maisons individuelles devraient perdurer.

l’offre à moyen terme.

2.3 Scénarios de consommation à moyen terme Prévisions de consommation intérieure France par scénario Énergie annuelle en TWh à conditions de référence Scénario

2011

TCAM* en %

2014

2015

2016

2017

2011-2017

493,8

499,7

505,1

509,7

0,8 (1,1)

486,5

490,9

494,1

497,4

0,4 (0,7)

MDE renforcée

478,9

480,9

482,4

483,7

0,0 (0,2)

Bas

471,4

471,7

470,8

470,8

-0,5 (-0,2)

Haut Référence 485,0**

* les Taux de Croissance Annuels Moyens sont calculés respectivement avec et sans prise en compte des variations de consommation de l’activité d’enrichissement de l’uranium, significative jusqu’en 2012, contrairement à l’énergie annuelle qui l’inclut systématiquement ** données provisoires corrigées des aléas climatiques

43

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme 520

Dans le scénario « Référence », la consommation intérieure

2011–2017, soit 2,1 TWh par an en moyenne de consom-

d’électricité croît en moyenne de 0,4 % par an sur la période

mation supplémentaire d’électricité, hors aléa climatique.

510 500

Prévisions 490 de consommation intérieure France (TWh) 480

510

470

500

460

490

450

480

440

470

430

TWh

TWh

520

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

460 450 440

Historique corrigé

BP2012 Référence

BP2012 Haut

BP2012 MDE renforcée

BP2012 Bas

430 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

L’indicateur de la pointe « à une chance sur dix » évolue à

scénario de consommation, qui s’expliquent essentielle-

moyen terme avec des différences significatives selon le

ment par les écarts en énergie à moyen terme.

Prévisions de puissance à la pointe « à une chance sur dix » en GW

62

Scénario

2014

2015

2016

2017

TCAM* 2014-2017 en %

Haut

100,7

101,9

102,9

103,8

1,0

Référence

100,2

101,1

101,7

102,3

0,7

MDE renforcée

98,8

99,4

99,7

100,0

0,4

Bas

97,5

97,8

97,6

97,6

0,0

* Taux de Croissance Annuel Moyen

60

Évolution des consommations du chauffage électrique (résidentiel et tertiaire) TWh

58

continuer à croître d’ici 2017 avec, cependant, un ralentissement de cette croissance au fil des ans pour atteindre

62

56

des niveaux de croissance proches de ceux de la consom60

mation en énergie. Ce fléchissement est fortement lié

54

aux mesures d’efficacité énergétique dans les bâtiments,

58

entraînant une moindre croissance des consomma-

52

TWh

L’indicateur de la pointe « à une chance sur dix » devrait

tions de chauffage électrique, dans le prolongement des

56

mesures déjà en place dans le logement neuf.

50 2005 54 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Les paragraphes suivants détaillent les hypothèses par 52

Consommation de chauffage, scénario “Référence”

scénario : « Référence », « Haut », « Bas » et « MDE renforcée ». Du fait des écarts modérés sur les hypothèses de

50 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

44

consommation à moyen terme, le document s’attache

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 surtout à détailler le scénario « Référence », en soulignant

Une estimation de la baisse des consommations liée aux

les principaux écarts des autres scénarios afin d’alléger

actions d’efficacité énergétique est fournie à la fin de

le contenu.

cette Partie.

2.3.1 Scénario « Référence »

Résidentiel

Le scénario « Référence » adopte des hypothèses cen-

Avec les hypothèses retenues dans ce scénario, la

trales pour chacun des déterminants de consommation.

consommation électrique résidentielle croît de 1 % par an en moyenne entre 2011 et 2017.

Dans ce scénario, le contexte économique assume le décrochage de l’activité actuellement constaté du fait de

L’évolution de la consommation électrique résidentielle

la crise financière mondiale. On observe alors un ralen-

est notamment dictée par :

tissement à court terme suivi d’une phase de rattrapage

u

La dynamique démographique : la croissance démo-

progressif et partiel à partir de 2015, dans le sillage de la

graphique se poursuit (scénario central de l’INSEE) et

demande mondiale, permettant de retrouver un rythme

continue ainsi à soutenir la croissance de la consom-

de croissance économique similaire à celui d’avant crise.

mation électrique. Le nombre de résidences princi-

Cependant, la perte de production industrielle liée à la

pales augmente de 1 % en moyenne annuelle entre

crise n’est pas rattrapée.

2011 et 2017 ;

Évolution du nombre de logements à moyen terme millions de logements Nombre de résidences principales

dont chauffées à l’électricité

2011*

2017

27,5

29,1

9,7

11,0

* données estimatives u

L’évolution du parc de logements et de ses caracté-

ouverture des fenêtres en hiver, etc.) et à la phase

ristiques thermiques : RTE retient l’hypothèse de la

d’appren­tissage de la filière du bâtiment.

construction de 350 000 nouveaux logements par an

L’impact de ces hypothèses sur la consommation

en moyenne d’ici 2017. Avec l’entrée en application

d’électricité totale reste toutefois modéré car le poids

de la RT 2012, les besoins de chauffage y seront faibles

du parc résidentiel neuf est faible en regard du parc de

(optimisation de la conception du bâti) et l’installation

logements existants (de l’ordre de 1 %).

de convecteurs électriques sera limitée. L’hypothèse

Dans le parc existant, RTE retient l’hypothèse de la

retenue est qu’à partir de 2013, les installations de

rénovation thermique de 300 000 logements par an en

chauffage électrique en maisons individuelles neuves

moyenne d’ici 2017 : ce nombre tient compte du pou-

seront exclusivement basées sur des pompes à chaleur

voir d’achat des ménages et des capacités de la filière.

même si des convecteurs pourront continuer à être ins-

Ces rénovations sont essentiellement appliquées au

tallés dans des logements collectifs bien isolés et situés

parc construit avant 1975 qui représente 15 millions de

dans des zones climatiques privilégiées. Les taux de

logements environ, dont 3,4 millions chauffés à l’élec-

pénétration importants du chauffage électrique qui ont

tricité. Le nombre de rénovations de logements chauf-

été observés dans la construction neuve ces dernières

fés à l’électricité est déterminé au prorata du nombre

années sont à la baisse dès 2013.

total de logements d’avant 1975 (environ 25 % du parc

La baisse des consommations unitaires de chauffage

total). Ces rénovations conduisent à une baisse des

pour la construction neuve est estimée à 10 % entre

besoins de chauffage estimée à 5 % entre 2011 et 2017.

2011 et 2017, cette baisse intègre le risque d’effets rebond liés au comportement des habitants (tempé-

u

La dynamique de développement des nouveaux usages

rature réelle supérieure à la température de consigne

et des équipements de confort et loisir : de nouveaux

pour déclarer un bâtiment basse consommation (BBC),

usages de confort et de loisir (petit électroménager,

45

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme

domotique, alarmes, chargeurs, piscines…) se sont for-

Tertiaire

tement développés ces dernières années avec des taux

Le secteur tertiaire représente un ensemble très diversifié

de croissance annuels moyens proches de 5 % durant la

de consommations d’électricité. Il comprend d’une part

dernière décennie. Ces usages ont contribué à la dyna-

les consommations dans les bâtiments, que l’on distingue

mique de la croissance de la consommation résiden-

par branche (bureaux, commerces, maisons de retraite,

tielle. Pour les prochaines années, l’hypothèse retenue

hôpitaux, établissements d’enseignement, activités de

est un taux de croissance de ces usages qui ralentit et

restauration…) et, d’autre part, les consommations hors

avoisine 3,5 % par an en moyenne entre 2011 et 2017.

bâtiments (télécommunications, éclairage public, armée,

Ce taux tient compte d’une saturation possible des taux

centres de recherche, gérants d’immeubles, artisanat). À

d’équipement de certains de ces usages, de leur amélio­

titre indicatif, près de la moitié de l’électricité est consom-

ration technologique mais également du dévelop­

mée dans les bureaux et les commerces, et plus de la moi-

pement de nouveaux usages encore peu documentés.

tié concerne les usages liés à l’éclairage, les usages spéci­

Concernant les produits vidéo et multimédia, RTE prend

fiques électriques des bâtiments (dont les technologies

en compte l’évolution de la structure des parcs (par

de l’information et de la communication) et le chauffage.

exemple, remplacement des ordinateurs fixes par des portables), mais à l’horizon moyen terme, aucune rup-

Le secteur tertiaire est le principal vecteur de la croissance

ture technologique n’est retenue.

économique française. En particulier, le développement des centres de traitement de données (ou « data centers ») et

u

Les transferts d’usage : pour les usages chauffage, pro-

d’usages émergents (communication, informatisation) tire

duction d’eau chaude sanitaire et cuisson, RTE retient

les consommations à la hausse. Le scénario « Référence »

des hypothèses de transfert d’usage.

assume à court terme un ralentissement de l’activité écono-

Pour le chauffage, des transferts de chauffage à combus­

mique qui se traduit par une croissance annuelle moyenne

tible vers des pompes à chaleur lors de la rénovation des

de la consommation de 0,7 % entre 2011 et 2017.

maisons individuelles devraient s’opérer, notamment en raison des mesures qui contribuent à favoriser le

RTE retient les évolutions suivantes :

développement des pompes à chaleur.

u

L’évolution du parc de bâtiments (constructions neuves,

Le développement des chauffe-eau solaires, des

désaffectation des bâtiments anciens) est le premier

chauffe-eau thermodynamiques ou des pompes à cha-

facteur explicatif de l’évolution de la consommation

leur double service assurant à la fois le chauffage de

d’électricité dans le tertiaire. Cette évolution est par

l’habitation et de l’eau devrait modifier la structure du

ailleurs très contrastée d’une branche à l’autre, et très

parc actuel de chauffe-eau.

corrélée à certains paramètres déterminants comme

L’hypothèse retenue pour la cuisson est une prolon­

l’effectif en activité ou scolarisé. Dans le scénario « Réfé-

gation de la tendance haussière actuelle du taux d’équi-

rence », l’hypothèse d’une croissance annuelle de 0,6 %

pement en appareils électriques (plaques à induction

des surfaces, soit 6 millions de m² par an, est retenue,

ou halogènes, fours), y compris dans les logements

contribuant ainsi à la hausse de la demande.

chauffés avec un combustible.

Le tableau ci-contre donne la répartition des surfaces tertiaires à l’horizon 2017.

À moyen terme, les effets des actions d’efficacité énergé-

Comme pour le secteur résidentiel, les consommations

tique (hors éclairage) devraient rester modérés ; en effet,

sont affectées par le durcissement des réglementations

à cette échéance, le nombre cumulé de rénovations est

énergétiques sur les bâtiments (isolation, rénovation),

encore faible et le remplacement d’anciens équipements par

l’éclairage et les équipements. Cependant, en attente

de nouveaux équipements plus performants n’est encore

de la publication du décret sur les travaux de rénovation

que partiel compte tenu des durées de vie des équipements.

dans le secteur tertiaire et des capacités de financement en contexte économique contraignant, les hypo-

46

En revanche, l’effet des réglementations sur l’éclairage

thèses d’efficacité énergétique à moyen terme restent

résidentiel devrait être important à l’horizon étudié, il se

prudentes et la baisse des consommations unitaires

traduit par une baisse des consommations unitaires esti-

moyennes de chauffage est estimée à 13 % à l’horizon

mée à 15 % d’ici à 2017.

2017 sur l’ensemble du parc.

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Évolution des surfaces tertiaires chauffées à moyen terme millions de m2 Surface tertiaire chauffée

dont chauffées à l’électricité

2011*

2017

926

962

242

282

* données estimatives

u

u

Concernant l’éclairage, l’hypothèse retenue à moyen

L’hypothèse d’une reprise de la croissance économique

terme sur la baisse des consommations unitaires est

à partir de 2013 devrait se traduire par une augmenta-

relativement faible en raison du coût initial encore élevé

tion du niveau d’exploitation des capacités existantes

des nouvelles technologies LED et fluorescence, ainsi

sans revenir toutefois au niveau de 2007. Le niveau de

que de la mise en place des systèmes de gestion : -8 %

production atteint en 2017 devrait être supérieur de

entre 2011 et 2017.

2 % au niveau de 2011 mais inférieur de 7 % au niveau

Les hypothèses retenues à l’horizon moyen terme

atteint en 2007.

considèrent une dynamique forte de développe-

u

ment des technologies de l’information et de la com-

Énergie, agriculture et transport

munication, avec notamment une croissance des

Dans le domaine des transports, le développement

consommations liées aux centres de traitement de

attendu des véhicules électriques (VE) et des véhicules

données de 2,2 % par an en moyenne sur la période

hybrides rechargeables (VHR) tarde à prendre son essor

2011 – 2017. En revanche, on ne suppose pas d’amé-

avec 2 600 véhicules électriques immatriculés en 2011

lioration conséquente à moyen terme de l’efficacité

mais pourra bénéficier d’un soutien gouvernemental por-

énergétique des centres de traitement de données :

tant sur des incitations financières à l’achat et aux capaci-

son impact ne devrait pas excéder 0,5 % par an sur

tés d’investissements indispensables au développement

toute la période.

des infrastructures de recharge. Le scénario « Référence »

Enfin, même si cet usage ne représente que 4,3 % de

correspond à un parc de 380 000 véhicules (VE et VHR) en

la consommation tertiaire, il convient de noter la forte

2017.

dynamique de la cuisson qui progresse avec un taux

Au sein du secteur énergie figure l’activité spécifique d’en-

de croissance annuel moyen de 3,1 % sur la période,

richissement de l’uranium. Le changement de procédé

notamment avec le développement de la restauration

achevé en cours d’année 2012 se traduit par une forte

rapide hors domicile.

réduction de la consommation d’électricité.

Industrie

L’essentiel des consommations d’électricité de l’agricul-

Avec les hypothèses retenues dans ce scénario, la

ture concerne la force motrice, l’irrigation et la ventilation.

consommation électrique industrielle croît de 0,1 % par

Ces consommations, d’un poids relativement faible, sont

an en moyenne entre 2011 et 2017.

attendues en hausse continue sur l’horizon de prévision

Comme cela a été rappelé dans le premier chapitre de

avec une croissance annuelle moyenne de 1,1 %.

cette Partie, la croissance économique est un déterminant important de la demande électrique industrielle.

Le taux de pertes sur l’ensemble des réseaux de transport

Le contexte macroéconomique relativement dégradé

et de distribution est supposé stable. Cette hypothèse

à court terme du scénario « Référence » devrait se tra-

de travail pourrait correspondre à une augmentation

duire par une baisse de la consommation électrique

des pertes sur tous les réseaux avec la multiplication des

industrielle.

liaisons souterraines à courant continu compensée par

La modification du tissu industriel français amorcée

une réduction des pertes non techniques sur le réseau

depuis plusieurs années déjà puis accélérée par la crise

de distribution. Les pertes totales représentent 8 % de la

se poursuit et s’accompagne de réduction de capacités

consommation intérieure nette et les pertes sur le réseau

de production, voire de fermetures de sites.

de transport 2,5 %.

47

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme

Les énergies et puissances correspondant au scénario « Référence » sont résumées dans les tableaux suivants.

Prévisions de consommation en énergie par secteur dans le scénario « Référence » TWh

2011*

2014

2015

2016

2017

Résidentiel

157,2

163,4

165,0

165,8

166,4

Tertiaire

129,4

132,2

133,2

134,1

135,0

Industrie

122,1

119,7

120,8

121,6

122,5

Transport

12,7

13,6

14,0

14,4

14,8

Agriculture

8,8

9,0

9,1

9,2

9,3

Énergie (dont pertes réseaux)

54,8

48,6

48,8

49,0

49,4

Consommation intérieure

485,0

486,5

490,9

494,1

497,4

* données provisoires

Prévisions de puissance à la pointe dans le scénario « Référence » GW

2014

2015

2016

2017

Pointe à température de référence

85,3

86,0

86,5

87,0

Pointe « à une chance sur dix »

100,2

101,1

101,7

102,3

Ces valeurs en puissance, y compris la pointe « à une

Ce scénario se différencie du scénario « Référence »

chance sur dix », sont inférieures aux maxima déjà

essentiellement par :

rencontrés, ce qui souligne la grande sensibilité de la

u

Une dynamique plus importante de la croissance

consommation aux aléas climatiques dont l’effet est par-

démographique et du nombre de ménages (scénario

ticulièrement important lors d’événements climatiques

haut de l’INSEE). La croissance du nombre de rési-

extrêmes comme la vague de froid de février 2012.

dences principales est de 1,2 % en moyenne annuelle entre 2011 et 2017 (contre 1 % dans le scénario de

2.3.2 Scénario « Haut » Le scénario « Haut » adopte un ensemble d’hypo-

référence) ; u

thèses qui tendent à majorer la demande d’électricité.

usages spécifiques de l’électricité et des usages

Le contexte économique suppose ainsi un net rebond

émergents : pour ces derniers, le taux de croissance

d’après crise relançant la croissance économique et la

annuel moyen retenu entre 2011 et 2017 est de

consommation électrique. Le contexte économique

4,5 %, ce taux étant proche des taux observés durant

mondial est porteur, assurant les principaux débouchés industriels. La croissance démographique soutenue

la dernière décennie ; u

Une dynamique plus importante de constructions

contribue à la relance économique. L’évolution du prix

neuves avec une moyenne de 400 000 nouveaux

de l’électricité par rapport aux autres énergies favorise le

logements par an entre 2011 et 2017 ;

déploiement d’usages électriques.

u

Une moyenne de 275 000 logements rénovés par an ;

u

Un déploiement de solutions électriques dans le

Résidentiel

parc de logements existants plus important compte

Avec les hypothèses retenues dans ce scénario, la

tenu d’un coût relatif des énergies favorable à l’élec-

consommation électrique résidentielle croît de 1,1 % par

tricité.

an en moyenne entre 2011 et 2017.

48

Une dynamique accrue du développement des

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 Tertiaire

ménages. La demande et l’activité industrielle sont ainsi

Les activités du secteur tertiaire sont davantage portées

relancées.

par la relance de l’activité économique après la crise et un recul du chômage plus marqué, induisant une consom-

Pour répondre à la demande croissante, l’hypothèse rete-

mation d’électricité plus soutenue. La croissance annuelle

nue est une augmentation du taux d’utilisation des capa-

moyenne de la consommation atteint 1,1 %, soit 1,5 TWh

cités industrielles sans installation de nouvelles capacités

par an.

à moyen terme.

Les surfaces tertiaires en 2017 sont plus importantes

Avec les hypothèses de croissance économique retenues, le

que dans le scénario « Référence » (+3 %) et le taux de

niveau de production atteint en 2017 est supérieur de 7 % au

croissance annuel moyen des surfaces tertiaires chauf-

niveau de 2011 mais reste inférieur de 3 % au niveau de 2007.

fées à l’électricité atteint alors 1 %. De plus, les efforts d’efficacité énergétique pour le chauffage sont légè-

Énergie, agriculture et transport

rement moins soutenus que dans le scénario « Réfé-

Les VE et VHR incarnent la solution de mobilité dans

rence » (les consommations unitaires baissent de 12 %

un contexte favorable aux investissements, à l’usage de

entre 2011 et 2017).

l’électricité et aux déplacements. Cet essor est notamment favorisé par un taux de renouvellement des véhi-

Industrie

cules élevé, facteur propice à la diffusion des nouvelles

Avec les hypothèses retenues dans ce scénario, la

technologies ainsi que par un taux de multi-équipement

consommation électrique industrielle croît de 0,8 % par

automobile plus important que dans le scénario « Réfé-

an en moyenne entre 2011 et 2017.

rence ». Le scénario « Haut » correspond à un parc de VE et VHR d’environ 800 000 véhicules en 2017.

Le contexte macroéconomique est dans ce scénario plus favorable que dans le scénario « Référence » avec une

Les énergies et puissances correspondant au scénario

reprise des investissements et du pouvoir d’achat des

« Haut » sont résumées dans les tableaux ci-dessous.

Prévisions de consommation en énergie par secteur dans le scénario « Haut » TWh

2011*

2014

2015

2016

2017

Résidentiel

157,2

164,0

165,8

166,9

167,8

Tertiaire

129,4

134,0

135,6

136,9

138,3

Industrie

122,1

123,9

125,2

127,0

128,1

Transport

12,7

14,0

14,6

15,4

16,3

Agriculture

8,8

9,0

9,1

9,2

9,3

Énergie (dont pertes réseaux)

54,8

48,9

49,4

49,7

49,9

Consommation intérieure

485,0

493,8

499,7

505,1

509,7

* données provisoires

Prévisions de puissance à la pointe dans le scénario « Haut » GW

2014

2015

2016

2017

Pointe à température de référence

85,7

86,7

87,5

88,3

Pointe « à une chance sur dix »

100,7

101,9

102,9

103,8

49

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme

2.3.3 Scénario « MDE renforcée »

u

Des solutions de chauffage et de production d’eau

Le scénario « MDE renforcée » adopte un contexte éco-

chaude sanitaire orientées vers les équipements éner-

nomique identique au scénario « Référence » puis se dis-

gétiquement les plus performants : plus de pompes à

tingue par une accélération de la maîtrise de la demande

chaleur géothermiques, plus de chauffe-eau solaires et

globale d’énergie : action sur les comportements de consommation, performance globale du bâtiment (enveloppe et équipements), analyse globale des déplace-

thermodynamiques, etc. u

Des baisses plus rapides des consommations unitaires des équipements (éclairage, électroménager, multimédia).

ments urbains… Ces hypothèses conduisent à des baisses de consom­ L’écart entre ce scénario et le scénario « Référence » rend

mations unitaires entre 2011 et 2017 de 22 % pour le

compte du potentiel d’économie d’énergie encore dispo-

chauffage dans le parc de logements neufs, de 7 % dans le

nible dans le contexte politique, économique et social retenu.

parc de logements existants, de 14 % pour la production d’eau chaude sanitaire et de 30 % pour l’éclairage.

Une estimation de la baisse des consommations liée aux actions d’efficacité énergétique est donnée à la fin de

Tertiaire

cette Partie.

Compte tenu du contexte réglementaire en cours de finalisation et de ses impacts potentiels limités à moyen

Résidentiel

terme, les hypothèses retenues dans ce scénario condui-

Avec les hypothèses retenues dans ce scénario, la

sent à une consommation annuelle moyenne en léger

consommation électrique résidentielle croît de 0,3 % par

recul de 0,1 % (200 GWh).

an en moyenne entre 2011 et 2017. Industrie Avec les hypothèses retenues dans ce scénario, la

Ce scénario se caractérise par : u

Un nombre de rénovations thermiques plus soutenu que

consommation électrique industrielle baisse de 0,2 % par

dans les autres scénarios avec 400 000 rénovations par an ;

an en moyenne entre 2011 et 2017.

Prévisions de consommation en énergie par secteur dans le scénario « MDE renforcée » TWh

2011*

2014

2015

2016

2017

Résidentiel

157,2

160,6

161,1

160,8

160,3

Tertiaire

129,4

128,7

128,4

128,4

128,4

Industrie

122,1

118,7

119,4

120,4

120,9

Transport

12,7

14,0

14,7

15,6

17,6

Agriculture

8,8

9,0

9,1

9,2

9,3

Énergie (dont pertes réseaux)

54,8

47,9

48,2

48,0

47,2

Consommation intérieure

485,0

478,9

480,9

482,4

483,7

* données provisoires

Prévisions de puissance à la pointe dans le scénario « MDE renforcée »

50

GW

2014

2015

2016

2017

Pointe à température de référence

83,7

84,2

84,3

84,4

Pointe « à une chance sur dix »

98,8

99,4

99,7

100,0

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 Ce scénario se caractérise par un nombre d’actions d’effi­

scénario, le nombre de résidences principales croît de

cacité énergétique mises en œuvre plus important que

0,8 % en moyenne annuelle entre 2011 et 2017.

dans le scénario « Référence », cependant l’impact de ces

u

Un développement plus modéré des usages spéci-

actions reste encore modéré à l’horizon de 2017 où il est

fiques de l’électricité et des usages émergents : le taux

estimé à 1,6 TWh, essentiellement du fait de la longue

de croissance annuel moyen retenu pour ces derniers,

durée de vie des équipements. Les capacités de produc-

entre 2011 et 2017, est de 3 %. Ce taux rend compte

tion sont les mêmes dans les deux scénarios.

de l’incertitude sur le pouvoir d’achat des ménages qui pourraient être amenés à effectuer des arbitrages dans

Énergie, agriculture et transport

leurs dépenses et notamment à limiter les dépenses

Les politiques de réduction de la dépendance aux

relatives aux loisirs, aux équipements ménagers voire au

hydrocarbures conduisent à un fort développement des

logement.

VE et VHR dans ce scénario avec plus de 810 000 véhi-

Ce scénario est basé sur des hypothèses de taux d’équi-

cules en 2017.

pement en appareils électriques plus faibles que dans le scénario « Référence », conduisant ainsi à une consom-

Ce scénario se traduit également par une hausse plus

mation électrique moins élevée. Toutefois, cet effet

soutenue des transports ferroviaires conséquence d’une

baissier est partiellement compensé par un renouvelle-

politique environnementale favorable à leur développe-

ment des équipements existants plus lent, ce qui tend

ment et à la réduction des déplacements routiers.

à freiner la diffusion des appareils énergétiquement plus performants et par conséquent, à modérer la baisse des

Les énergies et puissances correspondant au scénario

consommations associées.

« MDE renforcée » sont résumées dans les tableaux de la

Dans ce scénario, le déploiement de solutions élec-

page précédente.

triques dans le parc de logements existants est plus modéré car le coût relatif des énergies est considéré

2.3.4 Scénario « Bas » Le scénario « Bas » adopte des hypothèses qui tendent

défavorable à l’électricité. u

à minorer la consommation, dont un cadre économique

avec une moyenne de 325 000 nouveaux logements

peu favorable et une variante démographique basse. Le contexte économique est en rupture avec les espérances de rebond de la croissance suite à la crise de 2008. Au-

Une dynamique plus faible de constructions neuves par an entre 2011 et 2017.

u

Moins de rénovations thermiques avec une moyenne de 175 000 logements rénovés par an.

delà d’une crise européenne relativement longue, un durcissement des conditions de financement, une moindre

Tertiaire

croissance des marchés d’exportation (ralentissement

L’activité économique nettement moins favorable dans

de la croissance mondiale) et une perte de compétitivité

ce scénario a un impact significatif sur la demande du

des entreprises ne permettent pas de retrouver à moyen

secteur tertiaire : la relance peine à apparaître et le chô-

terme un niveau similaire à celui d’avant crise. En outre,

mage s’installe davantage. La consommation d’électricité

l’évolution du prix de l’électricité ainsi que les capacités

est en baisse sur la période 2011-2017, en moyenne de

limitées de financement contraignent le déploiement de

0,3 % par an, soit 400 GWh par an.

solutions électriques. Avec le ralentissement économique, les surfaces tertiaires Résidentiel

occupées augmentent peu (croissance annuelle moyenne

Avec les hypothèses retenues dans ce scénario, la

de 0,3 %). Les consommations de chauffage diminuent

consommation électrique résidentielle croît de 0,6 % par

également (baisse des consommations unitaires de 19 %

an en moyenne entre 2011 et 2017.

d’ici 2017) et contribuent au recul de la demande.

Dans le secteur résidentiel, le scénario «Bas» se diffé-

Industrie

rencie du scénario « Référence » essentiellement par :

Avec les hypothèses retenues dans ce scénario, la

u

Une moindre croissance de la démographie et du

consommation électrique industrielle baisse de 1,7 % par

nombre de ménages (scénario bas de l’INSEE). Dans ce

an en moyenne entre 2011 et 2017.

51

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme

La production industrielle est fortement affectée par un

de renouvellement des véhicules peu propice à la dif-

contexte économique difficile qui place la demande en

fusion des nouvelles technologies, par un éventuel

berne. Les conséquences de cette situation sont la sous-

transfert des déplacements en véhicule particulier

utilisation des capacités de production et la fermeture de

vers les transports en commun pour des raisons éco-

certaines unités de production.

nomiques, par la difficulté à financer les mécanismes de soutien à la filière, à l’achat des véhicules et au

Avec les hypothèses retenues, le niveau de production

déploiement des infrastructures. Par ailleurs, ce scé-

atteint en 2017 devrait être inférieur de 8 % au niveau de

nario est peu favorable au déploiement de solutions

2011 et de 16 % au niveau de 2007.

électriques, peu compétitives par rapport aux autres énergies.

Énergie, agriculture et transport L’essor des VE et VHR est sensiblement ralenti par la

Le scénario « Bas » correspond à un parc de VE et VHR

dégradation du contexte économique peu favorable

de 245 000 véhicules en 2017.

aux investissements. Ce ralentissement s’explique notamment par le coût relativement important de la

Les énergies et puissances correspondant au scénario

technologie qui limite sa diffusion, par un faible taux

« Bas » sont résumées dans les tableaux suivants.

Prévisions de consommation en énergie par secteur dans le scénario « Bas »

TWh

2011*

2014

2015

2016

2017

Résidentiel

157,2

161,7

162,7

163,1

163,3

Tertiaire

129,4

127,8

127,3

127,1

127,0

Industrie

122,1

112,2

111,7

110,5

110,0

Transport

12,7

13,3

13,5

13,7

13,9

Agriculture

8,8

9,0

9,1

9,2

9,3

Énergie (dont pertes réseaux)

54,8

47,4

47,4

47,2

47,3

Consommation intérieure

485,0

471,4

471,7

470,8

470,8

* données provisoires

Prévisions de puissance à la pointe dans le scénario « Bas »

GW

2014

2015

2016

2017

Pointe à température de référence

83,0

83,2

83,1

83,1

Pointe « à une chance sur dix »

97,5

97,8

97,6

97,6

2.3.5 Comparaison des scénarios par

Cette inflexion s’explique principalement par les effets

secteur et efficacité énergétique

de la réglementation énergétique des bâtiments et des équipements.

Résidentiel

52

Dans les quatre scénarios étudiés, la croissance de la con­

Le scénario « MDE renforcée » rend compte d’un effet

sommation électrique résidentielle fléchit après 2015.

particulièrement important mais accessible des actions

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 d’efficacité énergétique qui conduit à une baisse de la

des actions d’efficacité énergétique sont compensés par

consommation électrique résidentielle après 2015.

le développement de certains usages tels que les équipements multimédia, les nouveaux équipements de confort

À l’inverse, les scénarios « Haut » et « Référence » restent

et de loisir, le développement de la cuisson électrique, les

orientés à la hausse après 2015 : les effets plus modérés

transferts d’usages, etc.

520 510

500résidentielle annuelle par scénario Consommation 490

165

TWh

170

470 460

160

450

155

TWh

480

440 150

430 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

145 140

Historique corrigé

BP2012 Référence

BP2012 Bas

BP2012 Haut

BP2012 MDE renforcée

135 130 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Les hypothèses différenciées par scénario conduisent

mais difficilement exploitable sans capacité de finan-

à un écart de 7,5 TWh entre les scénarios encadrants

cement.

pour ce secteur (« Haut » et « MDE renforcée »). On

En reprenant les différentes actions d’efficacité éner-

notera que le scénario « MDE renforcée » est inférieur

gétique décrites précédemment, la quantification de

au scénario « Bas », ce qui illustre l’important gisement

leur effet dans le secteur résidentiel est résumée dans

d’efficacité énergétique dans le secteur résidentiel

le tableau suivant.

Quantification de l’efficacité énergétique dans le secteur résidentiel par scénario

À l’horizon 2017

Résidentiel*

dont chauffage

dont eau chaude sanitaire

dont éclairage

Référence

-8,9

-2,1

-2,4

-1,6

-3,3

-1,2

MDE renforcée

-15,3

-2,6

-3,6

-3,2

-4,2

-2,4

TWh

dont électro­ dont ménager informatique (froid+lavage) et TV

* Le calcul de l’efficacité énergétique totale inclut le développement accru de certains usages (ventilation mécanique contrôlée, usages diffus, etc.) qui tend à réduire l’effet global sur la consommation

Tertiaire

tion du PIB. Elle se traduit par un différentiel de 11 TWh

La principale incertitude à moyen terme influant sur les

entre les scénarios encadrants « Haut » et « Bas » à l’hori-

consommations du secteur tertiaire réside dans l’évolu-

zon 2017, soit 8 % du volume de la demande.

53

Partie 2 520

L’évolution de la consommation à moyen terme 510 500 490

TWh

Consommation tertiaire annuelle par scénario 480

140

135

470 460

TWh

130 450

440 125

430 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

120

115

110

2005

2006

2007

Historique corrigé

BP2012 Référence

BP2012 Haut

BP2012 MDE renforcée

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

BP2012 Bas

2015

2016

2017

Compte tenu des différentes actions d’efficacité éner­

effet dans le secteur tertiaire est résumée dans le tableau

gétique décrites précédemment, la quantification de leur

suivant.

Quantification de l’efficacité énergétique dans le secteur tertiaire par scénario À l’horizon 2017 Tertiaire

dont éclairage

dont chauffage

dont climatisation

dont froid

dont eau chaude sanitaire

Référence

-8,7

-2,6

-2,5

-1,5

-0,5

-0,5

MDE renforcée

-15,7

-4,6

-4,2

-2,5

-1,0

-1,0

en TWh

L’écart significatif entre les scénarios « Référence »

Industrie

et « MDE renforcée » illustre l’existence d’un gise-

La croissance économique demeurant un déterminant

ment d’effi­cacité énergétique dans le secteur tertiaire

important de la demande électrique industrielle, les hypo-

520 510

encore non exploité.

thèses macroéconomiques contrastées des différents

500

TWh

490 Consommation industrielle annuelle par scénario 480

140

470

135

460

130

450

430

TWh

440

125 120

115 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 110 105 100

54

2005

Historique corrigé

BP2012 Référence

BP2012 Haut

BP2012 MDE renforcée

2006

2007

2008

2009

2010

2011

BP2012 Bas

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Quantification de l’efficacité énergétique dans le secteur industriel par scénario À l’horizon 2017

en TWh

Industrie

dont moteurs

Référence

- 4,0

-2,0

MDE renforcée

-6,1

-3,0

scénarios sont la principale source des écarts de consom-

électriques et hybrides rechargeables. Leur déploiement

mation électrique observés à cet horizon. L’écart entre les

est plus important dans les scénarios « Haut » et « MDE

scénarios encadrants (« Haut » et « Bas ») est de 18 TWh

renforcée », portés respectivement par un contexte éco-

à l’horizon 2017.

nomique et environnemental plus favorable. À l’inverse, le scénario « Bas », avec un contexte économique dégradé, est peu propice à la diffusion de ces véhicules.

La demande en produits industriels étant plus modérée 520

trielle sont inférieures et des hypothèses de fermetures

Pour le seul secteur du transport, l’écart entre les scé-

de sites supplémentaires sont retenues. Ces fermetures

narios encadrants (« Haut » et « Bas ») est de 2,6 TWh

500 ont un impact bien plus important sur la consommation

à l’horizon 2017. Cet écart est de 5 TWh pour les trois

510

490

secteurs.

électrique industrielle que l’exploitation du gisement supplémentaire accessible d’efficacité énergétique estimé

480 entre les scénarios « Référence » et « MDE renforcée ».

On notera que le scénario « MDE renforcée » est supérieur au scénario « Haut », ce qui rend compte du poten-

470 460

Énergie, agriculture et transport

tiel important de transfert d’usages vers l’électricité dans

Les principaux écarts entre les scénarios proviennent des

le cadre d’une politique énergétique globale intégrée au premier scénario.

450 hypothèses différenciées sur la diffusion des véhicules 440

Consommation annuelle énergie*, agriculture et transport par scénario 430 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 40 39

Historique corrigé

BP2012 Référence

38

BP2012 Haut

BP2012 MDE renforcée

BP2012 Bas

37

TWh

TWh

dans le scénario « Bas », les capacités de production indus-

36 35 34 33 32 31 30 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

* hors activité d’enrichissement de l’uranium

2.3.6 Comparaison par rapport aux

calage (le Bilan Prévisionnel 2011 était calé sur l’année

scénarios du Bilan Prévisionnel 2011

2009) avec les années 2010 et 2011. L’année 2011

Les prévisions de consommation du Bilan Prévisionnel

ayant été marquée par un contexte économique moins

2012 prennent en compte deux nouvelles années de

favorable, la consommation 2011 a été revue à la baisse

55

Partie 2

L’évolution de la consommation à moyen terme

de 4 TWh. Cet effet cumulé à la révision des hypothèses

3 TWh dans le scénario « Haut » et 1 TWh dans le scénario

macroéconomiques conduit pour l’année 2016 à une

« Bas » en 2016.

baisse de consommation de 13 TWh et de 2,6 GW de puissance « à une chance sur dix ». Cette baisse se

Industrie

répercute dans tous les secteurs de la consommation

La révision à la baisse des hypothèses macroécono-

d’électricité.

miques par rapport à celles retenues dans le Bilan Prévisionnel 2011 entraîne une révision à la baisse de

Résidentiel

l’activité industrielle et par conséquent, de la consom-

La prise en compte de la consommation résidentielle de

mation électrique industrielle. En 2016, l’écart entre le

2010 et 2011, avec une croissance moins importante que

Bilan Prévisionnel 2011 et le Bilan Prévisionnel 2012

celle prévue dans le Bilan Prévisionnel 2011 (notamment

est estimé à 5 TWh dans le scénario « Référence »,

en 2011), conduit à un recalage à la baisse du point de

3 TWh dans le scénario « Haut » et 7 TWh dans le scé-

départ des prévisions. Une incertitude pesant sur l’origine

nario « Bas ».

de ce ralentissement (effet crise, efficacité énergétique, modification des comportements…) et sur sa pérennité, la

Énergie, agriculture et transport

dynamique de croissance de la consommation résiden-

Les chiffres relatifs aux ventes de véhicules électriques

530 520

tielle n’a pas été modifiée par rapport au Bilan Prévision-

et hybrides rechargeables en 2010 et 2011 traduisent

nel 2011. En 2016, 510 l’écart entre le Bilan Prévisionnel 2011

un démarrage du marché plus lent que celui escompté

et le Bilan Prévisionnel 2012 est estimé à 3 TWh dans les

dans le Bilan Prévisionnel 2011. Compte tenu de ce

scénarios étudiés.

retard et de la dégradation du contexte macroécono-

Tertiaire

TWh

500 490

mique qui pourrait constituer un frein supplémentaire

480

au développement du marché, le nombre de VE et VHR

Le recalage sur les années 2010 et 2011 ainsi que la prise

a été revu à la baisse sur l’horizon étudié. Ceci se traduit

en compte de l’évolution du contexte économique conduit

par une baisse des consommations électriques du sec-

à une baisse 460 des consommations tertiaires de 4 TWh

teur transport de 1 TWh environ dans le scénario « Réfé-

dans les scénarios « Référence » et « MDE renforcée », 450

rence » en 2016.

470

440

Prévisions de consommation – Comparaison entre les Bilans Prévisionnels 2011 et 2012 430

530 520

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Historique corrigé BP2011 Haut

BP2012 Haut

BP2011 Référence

BP2012 Référence

510

BP2011 MDE renforcée

BP2012 MDE renforcée

500

BP2011 Bas

BP2012 Bas

TWh

490 480 470 460 450 440 430

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Le tableau suivant récapitule les écarts entre les éditions 2011 et 2012 du Bilan Prévisionnel pour le scénario « Référence » et l’année 2016.

56

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Comparaison des consommations sectorielles des éditions 2012 et 2011 du Bilan Prévisionnel En 2016

TWh

Prévision 2011 – « Référence »

507

Prévision 2012 – « Référence »

494

Différences

Observation

- 13

Industrie

-5

Révision à la baisse des hypothèses macroéconomiques

Tertiaire

-4

Révision à la baisse des hypothèses macroéconomiques

Résidentiel

-3

Prise en compte du ralentissement de la croissance de la consommation résidentielle en 2011

Énergie, agriculture et transport

-1

Révision à la baisse du nombre de véhicules électriques et hybrides rechargeables

Les écarts sur les pointes de consommation entre les

des prévisions de la consommation en énergie, dû au

Bilans Prévisionnels 2011 et 2012 pour le scénario

contexte économique moins favorable.

« Référence » sont une conséquence directe du recul

Évolution des prévisions de puissance au scénario « Référence » entre les éditions 2012 et 2011 du Bilan Prévisionnel GW

2013

2016

Pointe à température de référence

-2,0

-2,6

Pointe « à une chance sur dix »

-1,7

-1,9

En conclusion, les scénarios prévisionnels à moyen terme

bilité toujours croissante. Cependant, l’effet des politiques

de la consommation électrique pour la France continen-

énergétiques dans les bâtiments devrait atténuer cette

tale sont revus à la baisse sous l’influence du recalage sur

dynamique : les taux de croissance de la pointe « à une

l’année 2011 inférieure aux prévisions de l’exercice pré-

chance sur dix » devraient progressivement ralentir pour

cédent et de la dégradation significative des perspectives

atteindre en fin de période des niveaux proches de ceux

économiques à court terme. Cette révision touche tous

de la consommation en énergie. Il s’agit d’une inflexion

les secteurs d’activité, en énergie comme en puissance.

significative. Elle ne préjuge cependant pas de la puis-

L’indicateur pointe « à une chance sur dix » devrait conti-

sance maximale atteignable lors de vagues de froid parti-

nuer à augmenter d’ici 2017, porté par une thermosensi-

culièrement sévères comme celle de février 2012.

57

édition 2012 Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

L’évolution de l’offre à moyen terme

Partie 3 3.1 Fonctionnement des groupes

3.2 Production thermique nucléaire

3.3 Production thermique fossile centralisée

3.4 Production thermique décentralisée

3.5 Production hydroélectrique

3.6 Production éolienne

3.7 Production photovoltaïque

3.8 Offre d’effacement

3.9 Scénario « Référence » de l’offre à moyen terme

Partie 3

L’évolution de l’offre à moyen terme

L’évolution de l’offre à moyen terme Au 1er janvier 2012, la capacité totale des moyens de production installés en France continentale (hors Corse) s’élevait à 124,1 GW21. La répartition par grandes filières de production est donnée dans le tableau ci-dessous. Toutes les valeurs de puissance des moyens de production présentées dans cette section sont exprimées nettes des consommations des auxiliaires.

Puissances installées par filière au 01/01/2012

GW

Thermique nucléaire

Thermique à flamme

Hydro électrique

Éolien

Photo voltaïque

Total

centralisé : 18,6 décentralisé fossile : 6,8 décentralisé EnR : 1,3

25,2

6,7

2,4

124,1

-1,6

-

+0,9

+1,5

+0,8

21

Voir partie « production thermique décentralisée » ci-après

26,7 Puissance installée

63,1

Variation annuelle

-

dont

22

L’application éCO2mix disponible sur le site de RTE http://www. rte-france.com/ et sur smartphone présente en temps quasi réel à pas quart-horaire la production agrégée des différents moyens de production (dont : nucléaire, charbon, gaz et fioul/TAC) installés en France.

23

Les prix spot, pour la France, l’Allemagne et la Suisse, sont consultables sur le site : http://www. epexspot.com/en/

24

3.1 Fonctionnement des groupes D’une manière générale, afin d’assurer l’équilibre entre

installées à l’intérieur d’une zone donnée suffisent à assu-

l’offre et la demande, les groupes de production sont

rer la demande de cette zone et à saturer ses capacités

appelés dans l’ordre de leur coût proportionnel de pro-

d’exportation). Mais ces situations sont rares, même en

duction croissant (interclassement ou « merit order »),

France, et se limitent principalement aux fins de nuit et

jusqu’à satisfaction de la demande. Depuis la fin des

aux week-ends ; la plupart du temps, il est nécessaire de

années 1990, où se sont développés les instruments

solliciter, en complément, des groupes thermiques clas-

permettant l’inter-comparaison des offres à l’échelle de

siques fonctionnant au charbon ou au gaz.

plusieurs pays, ce classement s’établit sur une base européenne, offrant la possibilité de solliciter à chaque instant

L’observation du fonctionnement des systèmes électriques,

les groupes qui ont les coûts de production les plus faibles

notamment du système français23, permet de reconsti-

en Europe pour satisfaire la demande qui s’exprime dans

tuer le « merit order » des groupes thermiques classiques.

l’ensemble des pays européens. Le classement s’établit

Les groupes fioul et les turbines à combustion (TAC) sont

sous réserve que les flux d’échange qui en résultent n’ex-

rarement sollicités (sauf essais de groupes) hors périodes

cèdent pas les capacités du réseau, entre pays, mais aussi

de tension sur l’équilibre offre-demande où les prix spot

à l’intérieur d’un même pays.

de l’électricité24 sont très élevés. Les groupes charbon et les cycles combinés gaz (CCG) fonctionnent plus fréquemment,

Dans les premières positions de ce « merit order » figu-

sans hiérarchie nettement établie : il existe des disparités

rent, outre les productions dites fatales (hydroélectrique

notables de coûts variables de production entre groupes

au fil de l’eau, éolien, solaire photovoltaïque, mais aussi

utilisant le même combustible, liées au rendement de l’ins-

certaines productions thermiques ) à coût proportion-

tallation (entre cycles combinés gaz d’âges différents, ou

nel nul, les groupes nucléaires et les groupes au lignite

utilisant des sources froides différentes, par exemple), à la

(qui ont disparu de France, mais restent présents dans

logistique (coûts de transport du charbon différents pour

d’autres pays dont l’Allemagne) à coût proportionnel

une centrale située dans l’enceinte d’un port maritime et

très bas. L’ensemble de ces productions suffit parfois à

une autre implantée à plusieurs centaines de kilomètres à

satisfaire la demande européenne (ou du moins, celles

l’intérieur des terres), etc. ; les plages de variation de coûts

22

60

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 proportionnels des cycles combinés gaz d’une part et des

Directive GIC25, les cycles combinés gaz se sont retrouvés

groupes charbon d’autre part se recouvrent largement.

en meilleure position dans le « merit order » qu’ils ne

Une analyse plus fine montre cependant qu’en 2009 et

l’étaient précédemment. Depuis la mi-2011, sous l’effet

2010, du fait de la baisse du prix du gaz et des réserves

du renchérissement relatif du gaz et de la faiblesse du prix

prises sur les groupes charbon non compatibles avec la

du CO2, l’ordre s’est à nouveau inversé.

Illustration de l’inversion du « merit order » gaz-charbon entre 2011 et 2012 L’indice le plus probant de l’inversion de « merit

gaz de haut fourneau, assimilable à une production

order » entre charbon et gaz est fourni par la com-

fatale). Les cycles combinés gaz avaient un avan-

paraison des plans de production des samedis

tage compé­titif en 2011, ils l’ont perdu en 2012.

23 avril 2011 et 21 avril 2012, où seulement une

Avec l’évolution du prix des combustibles fossiles

partie des groupes thermiques à flamme était

et du CO2, les marges d’exploitation de nombreux

nécessaire à l’équilibre offre-demande. En 2011,

groupes charbon ou « clean dark spread » (prix de

les 1,6 GW nécessaires ont été fournis en totalité

l’électricité moins charges d’exploitation, émissions

par des cycles combinés gaz ; en 2012, les 1,9 GW

de CO2 comprises) sont en effet devenues supé-

nécessaires l’ont été essentiellement par des

rieures à celles de nombreux cycles combinés gaz

groupes charbon (les 200 MW de production rési-

ou « clean spark spread ».

Directive européenne régissant les émissions de polluants des Grandes Installations de Combustion, voir §3.3.2.

25

duelle gaz provenant d’une installation brûlant des

Comparaison des plans de production centralisée de la deuxième quinzaine d’avril en 2011 et 2012 Avril 2011 Avril 2011

60 000

35 000

50 000

50 000 45 000

45 000

40 000

40 000

35 000

35 000

Nucléaire

Gaz

55 000 50 000 45 000 40 000 35 000

lun. 16 avr. mar. 17 avr. mer. 18 avr. lun. 16 avr. jeu. 19 avr. mar. 17 avr. ven. 20 avr. mer. 18 avr. sam. 21 avr. jeu. 19 avr. dim. 22 avr. ven. 20 avr. lun. 23 avr. sam. 21 avr. mar. 24 avr. dim. 22 avr. mer. 25 avr. lun. 23 avr. jeu. 26 avr. mar. 24 avr. ven. 27 avr. mer. 25 avr. sam. 28 avr. jeu. 26 avr. dim. 29 avr. ven. 27 avr. sam. 28 avr. dim. 29 avr.

40 000

MW

55 000

MW

45 000

60 000

55 000

lun. 18 avr. mar. 19 avr. mer. 20 avr. lun. 18 avr. jeu. 21 avr. mar. 19 avr. ven. 22 avr. mer. 20 avr. sam. 23 avr. jeu. 21 avr. dim. 24 avr. ven. 22 avr. lun. 25 avr. sam. 23 avr. mar. 26 avr. dim. 24 avr. mer. 27 avr. lun. 25 avr. jeu. 28 avr. mar. 26 avr. ven. 29 avr. mer. 27 avr. sam. 30 avr. jeu. 28 avr. dim. 01 mai ven. 29 avr. sam. 30 avr. dim. 01 mai

MW

50 000

65 000

60 000

60 000

55 000

Avril 2012 Avril 2012

65 000

65 000

MW

65 000

Charbon

Fioul + Pointe

Hydraulique

Ce constat est confirmé par l’observation des

la semaine du 16 au 20 avril ainsi que les 23 et 24,

jours ouvrables encadrants. En 2011, tous les

tous les groupes charbon disponibles fonction-

cycles combinés gaz disponibles (3 GW la plupart

naient, alors que 1 à 3 cycles combinés gaz dispo­

des jours) ont été sollicités, alors qu’une partie

nibles étaient maintenus à l’arrêt ; le 25, avec un

seulement des groupes charbon disponibles a

moindre besoin de thermique à flamme en raison

fonctionné (environ 2,5 GW sur près de 6 GW

d’une forte production éolienne en France comme

dispo­nibles la première semaine, et – encore plus

dans le reste de l’Europe, c’est même l’ensemble

significatif – guère plus de 1 GW sur près de 5 GW

des cycles combinés gaz qui s’est de nouveau

disponibles la deuxième semaine). En 2012, dans

trouvé à l’arrêt.

61

Partie 3

L’évolution de l’offre à moyen terme 3.2 Production thermique nucléaire 3.2.1 Parc actuel

En France, la sûreté des installations nucléaires est régie

Date de premier couplage des groupes de production nucléaire

notamment par la loi Transparence et Sécurité Nucléaire (dite TSN, loi n°2006-686 du 13 juin 2006). L’article 29 de cette loi impose aux exploitants d’installations nucléaires

8 000

de procéder périodiquement à un réexamen de la sûreté 7 000

de leurs installations. Pour les installations standardisées que sont les réacteurs nucléaires, ce réexamen consiste

6 000

à vérifier la conformité à un Référentiel de Sûreté ; il est MW

5 000

mené tous les dix ans, à l’occasion de visites techniques approfondies, les visites décennales. À l’issue de ces

4 000

visites, l’Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN) évalue la capa3 000

cité d’une installation à poursuivre son exploitation pour une période de dix années. Cette évaluation est adressée

2 000

par l’ASN aux ministres en charge de la sûreté nucléaire.

1 000 0

1975

1985

1980

1990

1995

2000

Bien que cette règle s’applique uniformément à tous les groupes à chaque visite décennale, ce sont les groupes les

Les équipements nucléaires constituent la part prépon-

plus anciens (les REP 900 MW, qui effectuent leur troisième

dérante du parc de production français, non seulement

visite décennale) qui retiennent aujourd’hui principalement

en puissance installée, mais également en termes d’éner-

l’attention. De 2009 à 2011, ces troisièmes visites décen-

gie produite : depuis plusieurs années, ils contribuent

nales ont été réalisées sur neuf tranches et l’ASN a formulé

pour 75 % à 80 % à la production totale d’électricité.

sur deux d’entre elles des avis favorables à la poursuite de l’exploitation pour une période de dix ans (sous réserve du

Le parc nucléaire est composé de 58 groupes REP (Réac-

respect de prescriptions techniques complémentaires).

teurs à Eau Pressurisée) et développe une puissance de

Quatre groupes de 900 MW sont concernés en 2012.

63,1 GW. Il est réparti en trois paliers techniques stan­ dardisés : u

u

L’avis est consultable sur le site internet de l’ASN http://www.asn. fr/index.php/Lesactions-de-l-ASN/ La-reglementation/ Bulletin-Officiel-de-lASN/Avis-de-l-ASN/ Avis-n-2012-AV-0139du-3-janvier-2012-del-ASN

26

u

Après l’accident survenu à Fukushima, le gouvernement

le palier « 900 MW », comprenant 34 groupes (puis-

a demandé que soient réalisées des Études Complémen-

sances unitaires réelles s’étageant de 880 à 915 MW),

taires de Sûreté (ECS). Conformément au cahier des charges

mis en service entre 1977 et 1987 ;

établi par l’ASN, les exploitants d’installations nucléaires ont

le palier « 1 300 MW », comprenant 20 groupes (puis-

procédé à ces études, et ont transmis les rapports corres-

sances unitaires réelles de 1 300 à 1 335 MW), mis en

pondants à l’ASN le 15 septembre 2011 pour analyse. Dès

service entre 1985 et 1993 ;

le 3 janvier 2012, l’ASN a été en mesure de publier un avis26

enfin, le palier « 1 500 MW », regroupant les quatre groupes

sur ces ECS, déclarant notamment : « À l’issue des évalua-

les plus récents, mis en service entre 1996 et 1999.

tions complémentaires de sûreté des installations nucléaires prioritaires, l’ASN considère que les installations examinées

3.2.2 Le devenir du parc

présentent un niveau de sûreté suffisant pour qu’elle ne

À l’horizon de cinq ans, un nouveau groupe devrait

demande l’arrêt immédiat d’aucune d’entre elles. Dans

rejoindre ce parc : il s’agit de Flamanville 3, premier réac-

le même temps, l’ASN considère que la poursuite de leur

teur de type EPR (European Pressurised water Reactor),

exploitation nécessite d’augmenter dans les meilleurs délais,

d’une puissance de 1 600 MW, dont la construction a

au-delà des marges de sûreté dont elles disposent déjà,

débuté en 2007, et pour lequel l’objectif de première pro-

leur robustesse face à des situations extrêmes. »

duction commercialisable est fixé par l’exploitant à 2016.

62

Compte tenu des délais de construction caractéristiques

Au niveau européen, le Conseil européen du 25 mars 2011

de ce type d’équipement, il est exclu que d’autres groupes

avait engagé une démarche similaire, en demandant des

puissent être mis en service avant 2017.

« stress tests » sur l’ensemble des centrales nucléaires de

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 l’Union européenne. Coordonnée par le groupe institu-

hypothèse de travail ne préjuge pas de la décision définitive

tionnel des Autorités de Sûreté Nucléaire européennes

des pouvoirs publics et des acteurs concernés mais permet

(l’ENSREG), l’analyse des différents rapports nationaux a

d’en évaluer les impacts sur l’équilibre offre-demande afin,

fait l’objet d’une déclaration conjointe de l’ENSREG et de

le cas échéant, d’adopter les mesures nécessaires.

la Commission européenne le 26 avril 2012 . 27

Par ailleurs, en matière de disponibilité des groupes Le 28 juin 2012, l’ASN a rappelé que « malgré les précautions

nucléaires, l’hypothèse retenue est celle d’un maintien au

prises, un accident ne peut jamais être exclu », imposant

niveau observé au cours des années 2000-2011, résultant :

aux exploitants des travaux considérables visant un renfor-

u

cement de la sûreté des installations nucléaires en France,

(fiabilisation par une meilleure maintenance préventive)

impliquant notamment un investissement particulier en matière de ressources humaines et de compétences.

d’une réduction des indisponibilités non programmées et d’une meilleure organisation des arrêts programmés,

u

contrebalancée par des arrêts programmés plus longs, en cohérence avec les perspectives d’allongement à

3.2.3 Hypothèses de travail

40 ans ou au-delà de la durée de vie des tranches qui

En lien avec les pouvoirs publics, l’hypothèse retenue

nécessitent le remplacement de gros composants, et

pour les études d’équilibre offre-demande d’élec-

des demandes formulées par l’ASN consécutivement

tricité à l’horizon 2017 est celle d’un arrêt des deux

aux ECS, dont certaines nécessitent des travaux com-

groupes de la centrale de Fessenheim en 2017. Cette

plémentaires spécifiques. Déclaration consultable sur le site de l’ENSREG http://www.ensreg. eu/EU-Stress-Tests

3.3 Production thermique fossile centralisée

27

3.3.1 Le parc actuel Sous le vocable de production centralisée sont regrou-

près de 100 MW ou plus fonctionnant au charbon ou au

pées les installations, généralement de grande taille uni-

fioul, les cycles combinés gaz, et les turbines à combus-

taire, raccordées au réseau de transport, qui sont exploi-

tion28 (utilisées en pointe).

tées par leurs opérateurs en fonction des conditions prévalant sur les marchés de l’électricité (production dite

Selon cette définition, la puissance thermique classique

« dispatchable » par opposition à fatale), et dont la solli­

centralisée installée, disponible pour l’exploitation en

citation ou le maintien à l’arrêt répond aux besoins de

France continentale, s’établissait à 18,6 GW au 1er janvier

l’équilibre offre-demande du système électrique euro-

2012, en légère évolution par rapport à l’année précé-

péen. Font partie de cette catégorie tous les groupes de

dente (18,0 GW). Cette augmentation de puissance est

Dont la taille unitaire peut être légèrement inférieure à 100 MW.

28

Groupes thermiques classiques exploités – Dates de premier couplage 4 000 3 500

MW

3 000 2 500

n  TAC n  Fioul n  CCG n  Charbon

2 000 1 500 1 000 500 0 avant 1965 1965-69 1970-74 1975-79 1980-84 1985-89 1990-94 1995-99 2000-04 2005-09 2010

2011

63

Partie 3

L’évolution de l’offre à moyen terme

liée à la mise en service d’une turbine à combustion et

dans l’arrêté du 30 juillet 2003, qui transpose en droit

de deux cycles combinés gaz, partiellement compensée

français les directives européennes 2001/80/CE dite

par la ferme­ture d’un groupe fonctionnant au fioul.

« Directive GIC » (Grandes Installations de Combustion) et 2001/81/CE (Plafonds nationaux d’émissions).

Le parc est constitué de : u

u

u

u

6,9 GW de groupes charbon, que l’on peut classer en

Le principe général de cette réglementation, depuis 2008,

deux catégories distinctes : des groupes anciens, mis

est d’approcher les valeurs limites d’émissions autorisées

en service avant 1971 (pour 4 GW) ; et cinq groupes

pour les installations existantes (i.e. : mises en service

de 580 MW, de conception très homogène, mis en

avant 2002) au plus près de celles effectives des instal-

service entre 1982 et 1984 ;

lations neuves (400 mg/Nm3 SO2 et 400 mg/Nm3 NOx

5,3 GW de groupes fioul, dont la construction avait

pour les groupes fioul, 500 mg/Nm3 NOx pour les groupes

été décidée avant le premier choc pétrolier de 1973,

charbon). Les groupes qui ont été construits avant 1985

mais dont les mises en service se sont poursuivies

n’avaient généralement pas été conçus pour cela et il

jusqu’en 1977 ;

était nécessaire de leur adjoindre des équipements de

4,5 GW de groupes gaz, essentiellement des cycles

dépollution pour qu’ils puissent respecter les nouvelles

combinés, tous mis en service après 2003 ;

limites, et continuer à fonctionner au-delà de 2008.

1,9 GW de turbines à combustion en cycle ouvert, dont

L’Arrêté prévoyait néanmoins certaines dérogations à ce

plus de la moitié ont été mises en service au cours des

principe général, dont deux revêtent une grande impor-

cinq dernières années.

tance pratique : u

des normes moins sévères (1 800 mg/Nm3 SO2,

Un point de vigilance concernant les groupes alimentés

900 mg/Nm3 NOx) peuvent être imposées à certaines

au gaz naturel est la disponibilité du combustible aux

installations ; en contrepartie, leur fonctionnement

pointes de consommation d’électricité. Ces pointes sur-

est limité à une durée cumulée de 20 000 heures

venant, en France, lors des jours très froids d’hiver, elles

équivalent pleine puissance à compter du 1er janvier

coïncident avec les pointes de consommation de gaz,

2008, et sera interdit au-delà du 31 décembre 2015.

combustible massivement utilisé à l’usage de chauffage,

Cette option offre un sursis à des groupes anciens,

en France et plus encore dans le reste de l’Europe. La bi-

dont la durée de vie résiduelle n’aurait pas permis

combustion gaz-fioul domestique constitue une option

de justifier économiquement les investissements de

technique permettant de faire fonctionner les groupes

dépollution.

avec du fioul en cas de rupture d’approvisionnement ou

u

pour les installations au fioul faiblement sollicitées

de pics de prix du gaz ; elle n’est cependant que très peu

(moins de 2 000 heures par an, ce qui est le cas

diffusée. Aucun groupe gaz n’a rencontré de difficulté

des moyens de production d’électricité de pointe),

d’approvisionnement à ce jour en France (y compris lors

jusqu’au 31 décembre 2015, la contrainte ne porte pas

de la vague de froid de février 2012), la variété des canaux

sur les concentrations de polluants dans les fumées,

d’approvisionnement existants ou en projet contribuant

mais sur la masse de polluants émise annuellement

à la maîtrise du risque d’approvisionnement des unités

(pour un groupe de 600 MW électriques, plafonds de

gaz à moyen terme ; néanmoins, l’étude de l’usage

690 t/an SO2 et 900 t/an NOx). Sur les installations

du gaz pour la production d’électricité fait l’objet d’une

concernées, même en utilisant des combustibles

coopé­ration avec GRT-gaz.

moins soufrés qu’aujourd’hui, ces plafonds réduisent en pratique la durée moyenne de fonctionnement à

3.3.2 Les exigences environnementales

moins de 500 heures par an.

Le devenir des groupes thermiques classiques anciens

64

est fortement influencé par l’évolution des réglemen­

Pour les années postérieures à 2015, les contraintes

tations environnementales, concernant principalement

environnementales sont préfigurées dans la directive

les émissions de polluants atmosphériques (dioxyde de

2010/75/UE, dite « Directive IED » (pour « Industrial

soufre SO2, oxydes d’azote NOx et poussières). Les limites

Emissions Directive ») publiée au Journal officiel de

d’émission pour la période 2008-2015 ont été fixées

l’Union européenne le 17 décembre 2010. Celle-ci

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

intègre, abroge ou modifie sept directives préexistantes

Concernant les groupes charbon en exploitation au

concernant les pollutions atmosphériques, dont les

1er janvier 2012, deux groupes à lit fluidisé circulant sont

deux précitées.

d’emblée conformes à la réglementation environnementale. Cependant, l’un pourrait faire l’objet d’une transfor-

La « Directive IED » fixe en outre les nouvelles contraintes

mation en centrale biomasse en 2012, et l’autre d’une

applicables à partir de 2016. Concernant les installations

fermeture aux alentours de 2013. Les autres groupes

de production d’électricité, elle rend plus strictes les

charbon n’ont pas été construits conformes à la régle-

limites d’émissions pour les oxydes d’azote NOx, le dioxyde

mentation environnementale en vigueur depuis 2008.

de soufre SO2 et les poussières, par rapport à celles fixées

Seuls les cinq groupes de 600 MW les plus récents ont

dans les directives 2001/80/CE et 2001/81/CE. Cepen-

fait l’objet d’une mise à niveau pour respecter les nou-

dant, elle prévoit des dispositions dérogatoires à cette

velles valeurs limites d’émission. Les performances des

règle générale, similaires, dans l’esprit, à celles contenues

équipements de dépollution rajoutés assurent de plus la

dans la Directive 2001/80/CE :

conformité avec la réglementation qui entrera en vigueur

u

des installations qui ne se conformeraient pas aux nou-

au 1er janvier 2016. L’ensemble des treize autres groupes

velles valeurs limites d’émission pourront fonctionner

charbon (puissance cumulée de 3 600 MW) est soumis

pendant au plus 17 500 heures entre le 1 janvier 2016

au crédit des 20 000 heures de fonctionnement depuis

et le 31 décembre 2023 ;

le 1er janvier 2008. Les fermetures devraient s’étaler, pour

certaines installations pourront avoir recours à

la plupart, entre 2013 et 2015, sans que les crédits de

une mise en conformité différée, qui doit être réa-

20 000 heures aient forcément été épuisés.

er

u

lisée avant le 30 juin 2020 (et annoncée avant le 31 décembre 2015), à condition que les émissions

Concernant la filière fioul, les trois groupes de 250 MW qui

globales restent entre temps inférieures à un plafond

avaient opté pour le crédit de 20 000 heures sont d’ores

défini par chaque État membre dans le cadre d’un

et déjà arrêtés (avril 2009 pour le premier, mars 2011 pour

« Plan National Transitoire ».

le second et mars 2012 pour le dernier). Ils seront remplacés par deux cycles combinés gaz actuellement en cours

Dans les deux cas dérogatoires, les émissions devront

de construction sur le même site. Les autres groupes

être inférieures aux valeurs limites du cas général (non

fioul fonctionnent aujourd’hui et jusqu’à fin 2015 sous

dérogatoire) de la « Directive GIC » en vigueur depuis 2008

les contraintes d’émissions annuelles. Pour continuer à

pour les groupes existants.

fonctionner au-delà de 2015, ces installations devront a minima respecter les valeurs limites d’émissions fixées

La « Directive IED » doit être transposée en droit français

par la « Directive GIC », ce qui n’est pas le cas aujourd’hui.

avant le 7 janvier 2013 et l’éventuel « Plan National Tran-

Seuls deux groupes ont aujourd’hui fait l’objet d’une

sitoire » doit être communiqué à la Commission euro-

dépollution permettant de respecter les valeurs limites

péenne avant le 1 janvier 2013.

d’émissions. Ils pourront donc continuer à être exploités

er

à leur puissance nominale au moins jusqu’en 2020 (puis-

3.3.3 L’avenir des groupes existants

sance cumulée de 1 270 MW). L’état technique actuel

Les discussions menées avec les producteurs mon-

des six autres groupes ne permet pas de les considérer

trent que plusieurs facteurs seront déterminants pour

comme aptes à fonctionner à compter du 1er janvier

l’avenir des groupes existants : les exigences liées à

2016 dans cette étude.

l’application des Directives GIC et IED, mais également les conditions de marché qui pourraient être insuffi-

Le parc de turbines à combustion ne va pas subir de

santes pour justifier le maintien en service de certains

fermetures liées aux directives environnementales. Les

groupes. Il convient également de préciser que des

quatre turbines à combustion situées en Bretagne ont

décisions de retrait d’exploitation, par nature incer-

fait l’objet d’une rénovation profonde qui laisse envisager

taines du fait que les exploitants ne sont pas tenus d’en

un maintien en exploitation jusqu’en 2020. Il n’y a donc

aviser RTE avec un long préavis, peuvent être motivées

aucune fermeture de turbines à combustion considérée

par d’autres considérations.

à moyen terme dans cette étude.

65

Partie 3

L’évolution de l’offre à moyen terme

Sécurisation de l’alimentation bretonne En Bretagne, sur la commune de Landivisiau, est

u

Le montant de la prime demandé à l’État,

prévue l’implantation d’un cycle combiné gaz

u

Les délais de mise en service,

d’environ 450 MW, d’ici fin 2016. RTE raccordera

u

Les mesures environnementales.

le groupe par une liaison souterraine à 225 kV d’environ 20 km, jusqu’au poste de la Martyre.

Cette nouvelle centrale fait partie du « Pacte électrique breton », signé par l’État, la Région, l’ADEME,

Ce projet a fait l’objet d’une procédure spécifique

l’ANAH (Agence Nationale pour l’Habitat) et RTE le

d’appel d’offres menée par la Commission de

14 décembre 2010. Les trois autres axes du pacte

Régulation de l’Énergie (CRE), en 2011, attribué au

sont le développement des énergies renouvelables,

consortium Direct Energie-Siemens, sur la base de

la maîtrise de la consommation d’électricité particuliè­

trois critères :

rement dynamique et le développement du réseau.

Une consommation régionale particulièrement dynamique – Évolution relative cumulée des consommations en Bretagne et en France par rapport à 2003 25 % n  Bretagne

n  France

20,6 %

20 %

15 %

13,9 %

10 %

8,5 %

3,2 % 2,7 %

3,3 %

12,4 % 9,0 %

8,8 % 5,5 %

5,5 %

5%

13,1 %

2,3 %

3,7 %

2,6 %

1,7 %

0% 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Ainsi, RTE améliore la sécurité d’approvisionnement

nord de la Bretagne une capacité de secours de

des clients en renforçant le réseau par des liaisons

450 MW et permettre le raccordement d’énergies

nouvelles appelées « filet de sécurité » : une liaison

renouvelables. La concertation est en cours et le

souterraine à 225 kV d’environ 80 km sera réalisée

tracé devrait être validé en septembre 2012. La

entre Lorient et Saint-Brieuc pour introduire au

mise en service est prévue en 2017.

Pour en savoir plus

66

Le Pacte électrique breton sur le site de la région Bretagne : http://www.bretagne.fr/internet/upload/docs/application/pdf/2011-01/pacte_electrique_breton.pdf

u

u

u

Les enjeux d’alimentation électrique en Bretagne sur le site de RTE : http://www.rte-france.com/uploads/media/pdf_zip/presse/dp-2012/2012_03_27_DP_RTE_Ouest_ Bilan_electrique_et_projets_2012.pdf L’appel d’offres sur le site de la CRE : http://www.cre.fr/documents/appels-d-offres/appel-d-offres-relatif-a-une-installation-de-productionelectrique-de-type-cycle-combine-a-gaz-en-bretagne

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 Le synoptique présenté ci-après récapitule l’ensemble de ces informations.

Devenir du parc thermique classique centralisé en exploitation Parc en service au 1er janvier 2012 18,6 GW

Fioul lourd 5,3 GW

Situation réglementaire Installations en dérogation par rapport à la Directive GIC, avec limitation de la masse de polluants émise annuellement – 4 GW

4 GW

Groupes mis aux normes pour respecter les valeurs limites d'émission applicables au 1er janvier 2016 (directive IED) – 1,3 GW

1,3 GW

Tranches en dérogation GIC, avec limitation à 20 000 heures de fonctionnement – 3,6 GW

3,6 GW

Charbon 6,8 GW

3,2 GW

Cycles combinés gaz 4,5 GW

4,5 GW

Turbines à combustion 1,9 GW

1,9 GW

Installations respectant (par construction ou après mise à niveau) les valeurs limites d'émission applicables au 1er janvier 2016 (directive IED). Pas de contrainte réglementaire sur la durée de fonctionnement – 9,6 GW

Janvier 2012

Fin 2015

3.3.4 Les projets de développement

d’attente est, pour un producteur, une condition néces-

de nouveaux moyens

saire à la poursuite d’un projet mais elle ne garantit pas sa

Grâce à la nouvelle procédure de raccordement, entrée en

réali­sation effective. D’autres critères évoqués ci-dessous

vigueur le 1 juin 2010, la file d’attente de RTE comprend

entrent en compte pour réaliser les scénarios de dévelop-

une sélection des projets les plus probables. Au 1er juin 2012,

pement du parc de production du Bilan Prévisionnel.

er

on retenait ainsi 10 GW de projets thermiques centralisés. Parmi ces projets, les cycles combinés gaz représentaient

Concernant les cycles combinés gaz, aux dix groupes

15 groupes pour une puissance totale d’environ 8,5 GW. La

déjà couplés le 1er janvier 2012 viendront s’ajouter cinq

réalisation de ces projets n’est néanmoins pas assurée. Le

autres, dont deux actuellement en cours de construc-

fait de disposer d’une demande de raccordement en file

tion, et un en phase de tests avant mise en service.

En Est-PACA, le réseau est aussi un atout Comme en Bretagne, l’est de la région PACA est

la consommation d’électricité, d’autre part un ren-

sujet à une sécurité d’alimentation fragile. La

forcement du maillage du réseau de transport. Ce

consommation d’électricité, essentiellement rési-

renforcement, appelé « filet de sécurité », est com-

dentielle et tertiaire, continue à progresser, avec

posé de trois lignes souterraines à 225 kV dans le

peu de production locale et un réseau de transport

Var et les Alpes-Maritimes, pour un total de 106 km.

fortement sollicité, structuré autour d’un seul axe à

Ces ouvrages ont obtenu leurs Déclarations d’Uti-

400 kV entre Marseille et Nice.

lité Publique en mars 2012 et les travaux ont com-

Un contrat d’objectifs (Var, Alpes-Maritimes et

mencé en juin 2012. RTE tient ses engagements

Princi­pauté de Monaco), signé en janvier 2011,

avec une mise en service prévue en 2015. Asso-

répond à cette situation : d’une part, des projets

cié à la politique d’efficacité énergétique et de

départementaux d’accroissement de la production

développement local des énergies renouvelables,

à partir d’énergies renouvelables et de maîtrise de

le réseau devrait sécuriser la région jusqu’en 2030.

67

Partie 3

L’évolution de l’offre à moyen terme

Cette catégorie présente cependant une grande hétérogénéité entre de petites installations (quelque dizaines de kW), réellement décentralisées sur les plus bas niveaux de tension des réseaux de distribution, et des unités beaucoup plus importantes, raccordées en haute tension.

Pour les groupes en cours de construction, le Bilan

(dont un cycle combiné gaz retenu dans le cadre de

Prévisionnel 2012 retient des mises en service en 2012

l’Appel d’Offres en Bretagne).

pour l’un d’entre eux, et 2013 pour les deux autres. Deux

Aucun autre projet de groupe thermique classique cen-

autres projets sont pris en compte pour 2016 et 2017

tralisé n’est pris en compte en France.

3.4 Production thermique décentralisée 3.4.1 Vue d’ensemble

3.4.2 Les installations de cogénération

La production thermique décentralisée regroupe par

Le parc de cogénération bénéficiant d’un contrat

définition toutes les installations thermiques autres que

d’achat de l’électricité représente début 2012 une

celles qui viennent d’être décrites29. Leur puissance

puissance contractuelle garantie d’environ 4,2 GW. Il se

totale au 1 janvier 2012, incluant celles utilisant des

partage en trois technologies : les turbines à vapeur,

combustibles fossiles et celles utilisant des énergies

les turbines à combustion et les moteurs à combustion

renouvelables, est de 8,2 GW, dont 3,5 GW raccordés aux

interne. En termes d’usage final de la chaleur, le parc se

réseaux de distribution.

divise entre les réseaux de chaleur (chaufferies, santé,

er

enseignement, tertiaire) et l’industrie (principalement

29

La plupart des installations de production décentralisée

chimie, papier, pétrole et raffineries, agroalimentaire). Le

ont pour caractéristique d’être gérées en fonction de cri-

dimensionnement des installations dépendant directe-

tères autres que les prix de marché de l’électricité. Figu-

ment du besoin en chaleur, le parc en service est très

rent notamment dans cette catégorie :

hétérogène. Au 1er janvier 2012, les installations sur le

u

des groupes bénéficiant d’une obligation d’achat : un

réseau de transport totalisent 3,6 GW, et les installations

contrat garantit que toute la production électrique pourra

sur le réseau de distribution 1,9 GW, dont les trois-quarts

être écoulée à prix fixe ; de très nombreux groupes fonc-

dans l’industrie.

tionnant en cogénération sont dans ce cas ; u

des groupes de production consommant des com-

Les contrats d’achat étant conclus pour une durée de

bustibles sans valeur marchande (sous-produits locaux

12 ans à compter de la mise en service industrielle, la

de l’industrie forestière ou papetière, gaz de raffinerie,

plupart arrivent à expiration entre 2010 et 2015, dont la

déchets ménagers, etc.), dont le fonctionnement est

très grande majorité de 2011 à 2013. Les installations

principalement régi par la disponibilité du combustible.

de moins de 12 MW (environ 50 % du parc) ont la possi­ bilité, à l’issue du contrat en cours, de renouveler l’obli-

68

Leur production peut donc, dans le cadre économique

gation d’achat pour une seconde période de 12 ans, à

actuel, être considérée comme fatale, c’est-à-dire indé-

condition de réaliser une opération de rénovation (Arrêté

pendante des conditions de l’équilibre offre-demande

du 14 décembre 2006). Pour les installations de plus

et des prix de marché qui en résultent. Les prix d’achat,

de 12 MW, l’obligation d’achat ne s’applique plus depuis

plus rémunérateurs du 1er novembre au 31 mars pour

2001 pour les nouvelles installations. Par conséquent, la

la cogénération, conduisent toutefois à une production

valorisation de l’électricité produite au terme du contrat

électrique nettement plus élevée en hiver, période où la

s’établit sur la base des prix de marché, ce qui présente un

consommation nationale est la plus forte.

risque pour la rentabilité des installations.

Une catégorie d’équipements thermiques décentralisés se

Les perspectives actuelles et anticipées sur les marchés

démarque de ce schéma général : il s’agit de groupes die-

de l’électricité et du gaz, les nécessaires investissements

sel raccordés aux réseaux de distribution, qui peuvent être

à réaliser lors de la sortie d’obligation d’achat des cogé-

démarrés par leur responsable de programmation ou offerts

nérations (maintenance lourde) ou encore les contraintes

sur le mécanisme d’ajustement. Ils sont utilisés comme

opératoires envisagées par les exploitants rendent désor-

moyens d’extrême pointe, à la manière des turbines à com-

mais très vraisemblable une érosion accélérée du parc de

bustion de la production centralisée. Leur puissance cumu-

cogénération. Compte tenu de l’avenir incertain de ces

lée disponible est proche de 500 MW mais va décroissant.

installations, et en particulier de celles d’une puissance

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 supérieure à 12 MW, le Bilan Prévisionnel 2012 maintient

85 % de celles de plus de 12 MW au terme de leur contrat

le scénario prudent retenu dans l’exercice précédent, à

d’obligation d’achat. Les déclassements concerneraient

savoir l’arrêt de la moitié de celles de moins de 12 MW et

alors 3 GW de 2010 à 2015, dont 2,8 GW de 2011 à 2013.

Hypothèse de production hivernale par la cogénération

Puissance moyenne produite (MW)

5 000 4 500

n  Installations supérieures à 12 MW

4 000

n  Installations inférieures à 12 MW

3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

3.4.3 Les installations thermiques

En l’absence de développement spontané, la production

fonctionnant avec des énergies

d’électricité à partir de ces ressources bénéficie d’un dispo-

renouvelables

sitif d’obligation d’achat pour les installations de moins de

Cette catégorie comprend les installations de production

12 MW. Pour les cogénérations à partir de biomasse, ce tarif,

d’électricité à partir de biomasse (bois, paille, marc de

applicable dans le cas général aux installations de 5 à 12 MW,

raisin…), de biogaz (issu de méthanisation) ou d’inciné­

a été revalorisé au 1er janvier 2010 et a été assorti d’une

ration de déchets ménagers. En 2011, le bilan des éner-

prime liée à l’efficacité énergétique et au combustible utilisé.

gies produites en métropole s’est établi à près de 3,7 TWh

Parallèlement, le tarif d’achat de l’électricité produite à partir

pour la filière des déchets, 0,8 TWh pour la biomasse

de biogaz a été revalorisé par l’arrêté du 19 mai 2011.

et 1,1 TWh pour le biogaz, pour une puissance installée respecti­vement de 884, 148 et 248 MW.

Concernant la filière biomasse, plusieurs appels d’offres ont été lancés, depuis 2003, pour une puissance électrique

Pour la production d’électricité à partir de biomasse, de

totale dépassant 1,2 GW, dont 421 MW retenus par le der-

biogaz et pour la portion renouvelable issue des UIOM

nier appel d’offre. Cependant, le retour d’expérience sur les

(Usines d’Incinération d’Ordures Ménagères), l’objectif

appels d’offres les plus anciens a montré un taux très signi-

national est de 17,2 TWh en 2020.

ficatif de non-réalisation des projets. Ce Bilan Prévi­sionnel retient, à titre conservatif, un taux de réalisation de 50 %.

3.5 Production hydroélectrique 3.5.1 Les usines existantes

ment pas de stockage : la production de ces usines,

L’équipement hydroélectrique français n’a que très peu

dépendant uniquement des apports hydrauliques

évolué au cours des 25 dernières années. La puissance

instan­tanés, est dite « fatale » ;

totale des installations est de 25,2 GW en France continentale et se décompose comme suit : u

u

4,2 GW d’usines de type « éclusée », qui disposent d’un réservoir amont de taille moyenne, permettant de stoc-

7,6 GW d’usines au « fil de l’eau », dont la capacité du

ker l’eau en période de faible consommation selon des

réservoir amont est très réduite et ne permet pratique-

cycles journaliers (stockage la nuit, turbinage en journée)

69

Partie 3

L’évolution de l’offre à moyen terme

u

L’énergie productible est celle qui serait tirée des apports naturels si les usines étaient exploitées en permanence dans les conditions optimales. Elle est estimée à partir des débits d’apports en moyenne sur longue période.

30

Débits minimaux à maintenir dans le lit naturel des rivières, et qui ne peuvent donc pas être détournés dans les canaux, galeries ou conduites forcées alimentant les turbines, lorsque l’eau turbinée est restituée trop en aval.

31

u

ou hebdomadaires (stockage la nuit et les jours de week-

des 30 dernières années, la production a excédé la nor-

end, turbinage en jours ouvrables), mais guère au-delà ;

male de plus de 10 TWh à deux reprises (1994 et 2001) ;

9,1 GW d’usines de « lac », dont la capacité du réservoir

elle lui a aussi été inférieure d’environ 20 TWh à trois

amont permet un stockage sur une période beaucoup

reprises (1989, 2005 et 2011). L’espérance de produc-

plus longue, offrant, sauf circonstances excep­tionnelles,

tion est moindre : à l’énergie productible, il convient en

la garantie de pouvoir disposer de la puissance de

effet de retrancher les pertes de production occasion-

l’usine indépendamment des conditions hydrologiques

nées principalement par les avaries de matériel, mais

du moment ;

aussi par le fonctionnement des équipements en condi-

4,3 GW de STEP (Stations de Transfert d’Énergie par

tions sub-optimales liées à des contraintes d’exploitation

Pompage), où le remplissage du réservoir amont à

(niveau inférieur au niveau maximal de la retenue pour

l’aide de pompes, en période de faible consommation,

certains grands réservoirs, débits différents du débit

permet de garantir la disponibilité de puissance de

optimal…), abordé au chapitre suivant.

l’usine au moment des fortes consommations. Ces valeurs de productible ne tiennent pas compte du à partir des

supplément de production généré par le pompage dans

apports naturels est de 68,1 TWh. Les fluctuations

les STEP. L’énergie restituée lors du turbinage équivaut

constatées autour de cette valeur moyenne, fonction

approximativement aux trois quarts de l’énergie consom-

des précipitations, sont relativement amples : au cours

mée par les pompes.

L’énergie productible annuelle moyenne

30

Un chantier d’aménagement hydroélectrique en France Le chantier d’un nouvel aménagement hydroé-

offrir un supplément de 155 GWh par an d’énergie

lectrique conséquent a été ouvert en 2011, en

productible.

moyenne Romanche (Isère). L’usine de Gavet,

Pour en savoir plus

d’une puissance de 92 MW, devrait être mise en service en 2017. Elle se substituera à une chaîne de six usines anciennes, disposées en série, d’une puissance maximale de 82 MW. Elle devrait aussi

Le dossier de presse du projet : http://activites.edf.com/fichiers/fckeditor/Commun/En_Direct_Centrales/Hydraulique/Centres/ Les_Alpes/dp_romanche_gavet_mars2011.pdf

u

3.5.2 Les perspectives d’évolution

des usines ; mais, pour celles dont la modulation est

L’usage de l’eau pour la production d’électricité doit

déterminante pour l’équilibre du système électrique et

composer avec d’autres utilisations de cette ressource

celles situées sur des cours d’eau à gros débit (module

(sport et loisirs, irrigation…), tout en restant respectueux

supérieur à 80 m3/s), ils ne seront relevés qu’à 1/20 du

de l’environnement, obligeant à des arbitrages entre

module, limitant ainsi la perte d’énergie productible.

intérêts parfois contradictoires. Des textes de loi fixent les lignes directrices de ces arbitrages.

Le Décret n°2008-1009 du 26 septembre 2008 réorganise la mise en concurrence des concessions dans la

En particulier, la loi sur l’Eau et les Milieux Aquatiques

logique de disparition du droit de préférence accordé au

du 30 décembre 2006, qui vise à atteindre ou recon-

concessionnaire sortant. Les modalités de renouvelle-

quérir un bon état écologique des eaux, renforce les

ment des concessions ont été précisées en avril 2010 :

contraintes pesant sur l’exploitation des usines hydro-

10 concessions d’une puissance cumulée de 5 300 MW

électriques. Les « débits réservés » , initialement fixés

seront renouvelées d’ici 2015. Dans le planning initial,

à 1/40 du débit moyen annuel (appelé module par

les appels à candidature devaient s’échelonner entre

les hydrau­liciens), seront certes relevés à compter du

fin 2010 et mi-2012, pour des attributions entre 2013

1er janvier 2014 à 1/10 de cette valeur pour la plupart

et 2015. Au vu de l’avancement aujourd’hui constaté,

31

70

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 le planning général devrait être décalé d’environ deux

investissements de modernisation et de renouvel­lement

ans. Seuls les candidats ayant démontré leurs capacités

des installations existantes : un accroissement de 100 MW

techniques et financières à exploiter un ouvrage hydro­

de puissance installée est demandé sur chacune des val-

électrique en toute sécurité seront admis à concourir.

lées de la Dordogne et de la Truyère au nouveau concessionnaire, permettant une plus grande flexibilité de ces

Les critères de sélection des offres pour le renouvelle-

moyens de production sans pour autant augmenter signi-

ment des concessions hydroélectriques compteront trois

ficativement l’énergie productible issue des préci­pitations.

aspects : l’efficacité énergétique de l’exploitation de la chute ; le respect d’une gestion équilibrée et durable de

Le Bilan Prévisionnel retient une relative stabilité de la pro-

la ressource en eau permettant une conciliation de ses

duction à moyen terme : le développement de nouveaux

différents usages, dans le respect des écosystèmes ; les

équipements ou la modernisation d’équipements existants

conditions économiques et financières pour l’État (qui se

permettent de compenser les pertes de productibles liées à

traduisent en pratique par la proposition de redevance faite

l’accroissement des débits réservés et à l’application de cer-

par le candidat). La mise en concurrence des concessions

taines dispositions des SDAGE32. Il n’est pas envisagé de nou-

hydroélectriques incitera les candidats à proposer des

velle station de stockage (STEP) à l’horizon moyen terme.

3.6 Production éolienne

Puissance éolienne en service par région au 1er janvier 2012 (total = 6,7 GW) Schéma D’Aménagement et de Gestion des Eaux

3.6.1 Le parc actuel Au 1er janvier 2012, la puissance cumulée du parc éolien

399 MW

32

en France continentale s’élève à environ 6 674 MW (dont

873 MW

215 MW

361 MW raccordés sur le réseau de RTE), pour une pro207 MW

duction de 12,1 TWh en 2011.

19 MW

677 MW 415 MW

Le parc en service a présenté un facteur de charge33 annuel

619 MW 973 MW

670 MW 92 MW

< 10 MW 30 MW

moyen proche de 23 % sur les cinq dernières années. Cette valeur équivaut, en énergie, à environ 2 000 heures de

33

274 MW 21 MW

fonctionnement à pleine puissance, hypothèse prise pour

165 MW

169 MW

ce Bilan Prévisionnel.

Voir notamment l’annexe 3 du Bilan Prévisionnel 2007 sous http://bit.ly/o2sRyI

< 10 MW

8 000

L’analyse des productions historiques34 ne montre pas,

6 000

forte consommation (vague de froid) et une faible pro-

5 000

MW

à l’échelle nationale, de corrélation entre les périodes de duction éolienne. Le taux de charge moyen en période

produc­tions.

Sources : RTE et Gestionnaires de réseau de distribution

0

8 0001996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 7 000

MW

français peut participer à l’équilibre offre-demande.

de vent qui peuvent contribuer au foisonnement des

4 000

2 000

Ainsi, malgré l’intermittence de sa production, le parc éolien

le sud de la France illustre l’existence de plusieurs zones

34 18 MW

Évolution de la puissance éolienne 1 000

semble de l’hiver.

Le graphe des facteurs de charge éoliens pour le nord et

47 MW

438 MW

3 000

de grand froid, ainsi que la dispersion autour de cette moyenne, sont très proches de ceux observés sur l’en-

373 MW

7 000

Le facteur de charge est défini comme le rapport de la puissance moyenne produite sur la puissance installée.

6 000

Puissance annuelle installée

5 000

Puissance cumulée

4 000 3 000 2 000 1 000 0

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Sources : RTE et Gestionnaires de réseau de distribution

71

Facteur de charge é

40 %

Partie 3

30 %

20 %

L’évolution de l’offre à moyen terme

10 %

0 80 000

85 000

90 000

95 000

Facteur de charge éolien et consommation français (décembre-février au pas demi-horaire)

Consommation France (MW)

70 %

Facteur de charge éolien France

hiver 2011/12

80 %

60 %

hiver 2010/11

70 %

50 %

hiver 2009/10

60 % 40 %

50 % 30 %

40 %

20 %

30 %

10 %

20 % 10 %

0

80 % Nord

70 %

Sud

60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 %

72

15/02/2012

14/02/2012

13/02/2012

12/02/2012

11/02/2012

10/02/2012

09/02/2012

08/02/2012

07/02/2012

06/02/2012

05/02/2012

04/02/2012

03/02/2012

02/02/2012

01/02/2012

31/01/2012

30/01/2012

0

3.6.2 Les perspectives de développement

éolien, la réalisation de schémas régionaux éoliens, qui

La politique énergétique française a fait de l’énergie

définissent le potentiel éolien dans chaque région et les

éolienne l’un des principaux contributeurs à l’atteinte des

zones dans lesquelles son développement est jugé favo-

objectifs 2020 avec un potentiel de 25 GW, répartis entre

rable. Ces schémas constituent désormais l’un des volets

19 GW sur terre et 6 GW en mer, et une production de

des Schémas Régionaux Climat Air Énergie (SRCAE), en

57,9 TWh.

cours d’instruction.

La loi Grenelle 2 a par ailleurs entériné l’objectif de

Le contexte économique a sensiblement évolué depuis

500 éoliennes construites par an et un certain nombre

2009, avec d’une part une nette diminution du prix des

de mesures complémentaires : la soumission au régime

éoliennes rapportée par les producteurs, conséquence

d’autorisation ICPE (Installation Classée Pour l’Environne-

de la crise économique et d’une demande mondiale

ment), une contrainte de cinq mâts minimum par parc

plus faible, et d’autre part la fin des possibilités d’amor-

15/02/2012

Facteurs de charge éoliens du nord et du sud de la France pendant la vague de froid de février 2012

14/02/2012

13/02/2012

12/02/2012

11/02/2012

105 000

10/02/2012

09/02/2012

Consommation France (MW)

08/02/2012

100 000

07/02/2012

06/02/2012

05/02/2012

95 000

04/02/2012

03/02/2012

02/02/2012

90 000

01/02/2012

85 000

30/01/2012

0

31/01/2012

80 000

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Appel d’offres éolien en mer Dans l’appel d’offres de l’éolien en mer lancé par la

étant comprise entre 5 et 6 MW. RTE a reçu les

Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) en

demandes de propositions techniques et financières

juillet 2011, figuraient cinq zones maritimes repré-

de raccor­dement au réseau et apportera ses réponses

sentant un potentiel total de 3 GW.

fin juillet 2012 pour Éolien Maritime France et mi-août

Après sélection en avril 2012, les consortiums sui-

2012 pour Ailes Marines SAS. Les déclarations d’utilité

vants ont été retenus :

publique (DUP) sont attendues pour fin 2015 et le

u

Éolien Maritime France (EDF-EN, Dong Énergie,

démarrage des travaux en 2016.

Alstom) sur les sites de Fécamp (498 MW),

u

Courseulles-sur-Mer (450 MW) et Saint-Nazaire

Un deuxième appel d’offres a été annoncé au pre-

(480 MW),

mier semestre 2012.

Ailes Marines SAS (Iberdrola, Eole-Res, Areva) pour le site de Saint-Brieuc (500 MW).

Le site du Tréport n’a pas été retenu malgré une proposition.

Pour en savoir plus u

L’appel d’offres sur le site de la CRE :

http://www.cre.fr/documents/appels-d-offres/ appel-d-offres-portant-sur-des-installations-

L’ensemble sélectionné représente une puissance de

eoliennes-de-production-d-electricite-en-mer-

1 928 MW, la puissance unitaire de chaque éolienne

en-france-metropolitaine

tissement exceptionnel, la mise en place de l’IFER35,

développement de capacités de raccordement, mis en

et des évolutions réglementaires concernant le rac-

place dans le cadre des S3REnR, laissent envisager un

cordement des installations dans le cadre des S3REnR

développement comparable à celui observé avant 2011,

(Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des

soit un volume de 1 GW/an.

Énergies Renouvelables).

La capacité installée cumulée pour les années à venir est donc revue légèrement à la baisse par rapport au Bilan

En 2011, le flux d’installations nouvelles a ralenti, pas-

Imposition Forfaitaire sur les Entreprises de Réseau, mise en place par la loi de finance 2010 en remplacement de la Taxe Professionnelle.

35

Prévisionnel 2011 avec 11 GW retenus en 2017.

sant d’environ 1 000 MW raccordés chaque année de 2006 à 2010 à 928 MW durant l’année 2011. Ce léger ralentissement peut s’expliquer par les nombreuses

Hypothèse de puissance éolienne terrestre en service en 2017 (Total = 11 GW)

évolutions et incertitudes tant réglementaires (ICPE, ZDE, permis de construire, etc.) qu’économiques (tarif,

820 MW

capacité de financement), et aussi par les recours 360 MW 1530 MW

déposés par les opposants (contestant d’ailleurs autant les projets individuels que le cadre réglementaire).

270 MW

40 MW

910 MW 580 MW

890 MW 390 MW

Début 2012, le cumul des installations en service ou en construction d’une part, et de l’ensemble des projets dont le permis de construire est accordé d’autre part, s’élève à

significatives, le scénario de développement retenu pour le présent Bilan Prévisionnel est revu à la baisse, pour un

10 MW 30 MW

410 MW 30 MW

plus de 10 GW. Dans une démarche par nature prudente et en raison des incertitudes réglementaires toujours très

800 MW 1590 MW

220 MW

200 MW

0 MW 690 MW

130 MW

1120 MW

rythme de développement de 800 MW/an d’ici 2016. Au-delà, le cadre réglementaire supposé plus stable et le

73

Partie 3

L’évolution de l’offre à moyen terme

Schémas Régionaux Climat Air Énergie (SRCAE) Deux schémas découlent de la loi Grenelle 2 : les schémas régionaux Climat-Air-Énergie (SRCAE – décret du 16 juin 2011) et les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR – décret du 20 avril 2012), déduits des premiers. Les SRCAE ont pour objectifs principaux et pour chaque région administrative : uU n inventaire des émissions de gaz à effet de serre (GES), des émissions de polluants atmosphériques, une évaluation de la qualité de l’air, u Un bilan de la consommation finale en énergie par grand secteur économique et de l’état de la production des énergies renouvelables (EnR), uU ne évaluation du potentiel d’amélioration de l’effi­cacité énergétique, de la maîtrise de la demande et des émissions de GES correspondants, u Une évaluation du potentiel de développement des filières EnR, avec en particulier des objectifs qualitatifs et quantitatifs de production d’énergie électrique à l’horizon 2020. RTE est associé aux travaux des comités techniques régionaux à deux titres : u Apport de ses informations sur les bilans en consommation d’énergie électrique et les scénarios d’évolution de ces consommations à 2020, uA nalyse des potentiels EnR évalués par les régions, dont sont déduites les zones favorables au développement des EnR et le Schéma Régional Éolien.

RTE est particulièrement attentif à ce dernier point, puisqu’il est en charge de l’élaboration des S3REnR en coordination avec les acteurs locaux : producteurs, collectivités locales et distributeurs. Il souhaite donc connaître le mieux possible les puissances potentielles, leur localisation et leurs échéances de réalisation afin de pouvoir développer le réseau et créer les capacités d’accueil nécessaires au raccordement des productions EnR qui s’inscrivent dans les zones favorables définies lors de l’élaboration des SRCAE. En phase de consultation, les avis de RTE portent notamment sur les différences d’évaluation des potentiels éolien et photovoltaïque, leur rythme de réalisation et la nécessité de mieux préciser la localisation des gisements. Les échanges se poursuivent avec les DREAL et l’ensemble des parties prenantes pour affiner les informations. Les degrés d’avancement des SRCAE sont très divers suivant les régions. La moitié des rapports ont été mis en consultation à mi-2012 et quelques schémas pourraient être adoptés dès l’été. Ils permettent de dégager quelques tendances : des projets de maîtrise des consommations ambitieux et des potentiels de développement EnR sur l’ensemble du territoire, avec des objectifs à 2020 plus élevés que ceux fixés par le Gouvernement et que ceux considérés dans l’exercice 2012 du Bilan Prévisionnel. Les travaux complets des SRCAE seront exploités dans les prochaines éditions du Bilan Prévisionnel.

3.7 Production photovoltaïque 3.7.1 Le parc actuel

Les installations qui sont équipées de moyens de comp-

Au 1er janvier 2012, la puissance cumulée du parc photo-

tage précis (mesure de puissance au pas 10 minutes) ont

voltaïque raccordé au réseau en France métropolitaine à

eu un facteur de charge moyen annuel de 14,5 % en 2009

2 503 MW, dont 2 442 MW en France continentale.

et 2010 et 15 % en 2011, équivalent, en énergie, à environ 1 300 heures de fonctionnement équivalent pleine

Le rythme de développement de la filière est très dyna-

puissance. Il existait près de 1 500 installations de ce type

mique, passant d’une puissance installée en France

au 01/01/12, pour une puissance cumulée approchant

métropolitaine de 160 MW en 2009 à 688 MW durant

850 MW, soit près d’un tiers de la puissance installée. Elles

l’année 2010, puis à 1 625 MW en 2011.

ne sont donc pas représentatives de l’ensemble du parc français, compte tenu de leur puissance moyenne élevée

74

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 et de leur localisation, plus favorable que pour l’ensemble

Puissance photovoltaïque installée par région au 1er janvier 2012

du parc national. La grande majorité des installations n’est donc pas télérelevée et la mesure de leur production, en énergie uniquement, ne permet pas à RTE de calcu-

48 MW

ler précisément leur facteur de charge. Pour ces raisons,

19 MW

31 MW

l’hypo­thèse prise à moyen comme à long terme est infé-

29 MW

rieure à ces valeurs et correspond à 1 100 heures de fonc-

49 MW

111 MW

tionnement équivalent pleine puissance.

66 MW 63 MW

76 MW

62 MW

212 MW

24 MW

44 MW

3.7.2 Le contexte et les perspectives 87 MW

de développement

41 MW

92 MW

La politique énergétique française a retenu comme objectif de développement de la filière photovoltaïque

8 000

une puissance installée de 5 400 MW en 2020.

7 000

284 MW

plusieurs reprises, suite notamment au développement extrêmement rapide de projets pour certains segments du marché photovoltaïque, consécutif à la baisse très

253 MW

5 000

MW

pement de la filière photovoltaïque ont été modifiés à

4 000

Sources : RTE et Gestionnaires de réseau de distribution

3 000 2 000

1 Évolution 000

de la puissance photovoltaïque en0 France métropolitaine hors Corse

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

rapide du prix des panneaux. La dernière modification en

3000

date a eu lieu début 2011 et s’appuie sur plusieurs méca-

Puissance cumulée

des tarifs d’achats, ajustés chaque trimestre selon les

cible se monte à 200 MW/an dont la moitié pour les

2000

MW

demandes de raccordement constatées, pour les installations sur bâtiments de moins de 100 kW. Le volume

Puissance annuelle installée

2500

nismes distincts suivant la puissance de l’installation : u

376 MW

287 MW

6 000

Les mécanismes d’aide et d’encadrement du dévelop-

188 MW

1500 1000

petites installations résidentielles d’une puissance inférieure à 36 kW. u

des appels d’offres simplifiés pour les installations sur bâtiments de plus de 100 kW, pour un volume cible de

500 0

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Sources : RTE et Gestionnaires de réseau de distribution

140 MW/an, dont 85 % pour les installations de 100 à u

250 kW. es appels d’offres pour les centrales au sol, associés d à un volume cible de 160 MW.

Hypothèse de puissance photovoltaïque en service en 2017 (Total = 5,6 GW) 140 MW

Par ailleurs, le crédit d’impôt a été réduit et la TVA sensi­ blement augmentée par la loi de finance 2011. 100 MW

Depuis la mise en place de ce mécanisme (c’est-à-dire entre mars 2011 et mars 2012), le volume de demande

70 MW

70 MW

150 MW

330 MW 500 MW

180 MW 150 MW

220 MW 150 MW

100 MW 80 MW

de raccordement s’est avéré plus de trois fois supérieur au volume cible, produisant mécaniquement une baisse très

180 MW 120 MW

significative du tarif d’achat, passant par exemple de 460 à 370 €/MWh pour les petites installations domestiques. Cependant, compte tenu des délais nécessaires à la réalisation des ouvrages et de la possible non-réalisation de

200 MW

550 MW

400 MW 650MW

700 MW

530 MW

certaines installations, il est encore difficile d’établir un

75

Partie 3

L’évolution de l’offre à moyen terme

bilan de ces évolutions et une estimation du volume

Du fait des importantes incertitudes notamment liées à

de développement à venir de ces installations.

l’évolution du prix des installations et du cadre réglemen-

Parallèlement, la loi Grenelle 1 rend obligatoires les labels

2017) est celle d’un développement à hauteur du volume

BBC (Bâtiment à Basse Consommation) dès 2012 et BEPOS

cible de 500 MW/an. Dans ce contexte, le parc photo­

(Bâtiment à Énergie Positive) dès 2020, confortant le

voltaïque français pourrait dépasser 3 000 MW courant

devenir de la filière photovoltaïque sur les bâtiments neufs.

2012 et 4 000 MW courant 2014.

taire, l’hypothèse retenue à moyen terme (de 2013 à

3.8 Offre d’effacement Il est parfaitement équivalent d’accroître la production ou

Acronyme pour Effacement en Jour de Pointe, option tarifaire qui n’est plus proposée aux consommateurs aujourd’hui mais peut être conservée par ceux qui l’avaient préalablement choisie.

36

Pour la structure et les niveaux de prix de ces options, voir le site internet de la CRE : http://www.cre.fr/ marches/marche-dedetail/marche-de-lelectricite

37

Toutes les informations concernant le Mécanisme d’Ajustement sont fournies sur le site internet de RTE, à la page : http://clients. rte-france.com/ lang/fr/visiteurs/vie/ vie_mecanisme.jsp

38

chacune desquelles le signal EJP est émis séparément.

de réduire la consommation du point de vue de l’équilibre

Toutes les combinaisons sont permises, y compris l’émis-

offre-demande d’électricité. Au-delà des mesures d’effi-

sion simultanée sur les quatre zones. Cette fragmentation

cacité énergétique, qui contribuent à réduire de manière

permet :

permanente les puissances consommées, il est possible

u

d’une part une gestion opérationnelle plus souple des

de commander l’effacement ponctuel d’une partie de

effacements, qui sont vus ainsi, au niveau national,

la demande de certains consommateurs. Ces actions

disponibles plus de 22 jours, à des niveaux de puissance

volontaires d’effacement, décidées en cas de tension sur l’équilibre offre-demande, permettent des réductions de

effacée graduels ; u

et d’autre part, pour les régions Ouest et PACA dont

puissance consommée et constituent un levier d’ajus-

l’alimentation est plus fragile, d’utiliser le signal EJP pour

tement de l’offre à la demande au même titre que les

aider à garantir l’équilibre local.

moyens de production flexibles. Économiquement, les effacements de consommation peuvent constituer une

Globalement, malgré quelques rigidités (périodes indivi-

alternative efficace aux moyens de production les plus

sibles, strictement contingentées à 22 jours au cours de

coûteux mobilisés lors des pointes de consommation –

l’hiver), les options EJP et Tempo sont toujours adaptées aux

et pourraient même, dans les cas les plus extrêmes, éviter

caractéristiques de la pointe de consommation en France,

des situations où toute la production disponible serait

telles qu’elles ont été décrites à la section précédente.

insuffisante à satisfaire la demande.

3.8.2 Effacements et mécanisme 3.8.1 Les options tarifaires

d’ajustement

Le premier mécanisme d’effacement de consommation

Il existe aussi des offres d’effacement hors du cadre

apparu historiquement, et toujours le plus important

des Tarifs Réglementés : les contrats bilatéraux liant un

en termes de réduction de puissance, est constitué des

consommateur à son fournisseur d’électricité peuvent

options tarifaires EJP (créées dans les années 1980) et

contenir des clauses le permettant, sous des formats

Tempo37 (qui leur ont succédé dans les années 1990),

variables (puissance effacée, durée, fréquence, période

options qui font toujours actuellement partie des Tarifs

d’activation autorisée…) et appropriés aux usages et équi-

Réglementés. Leur principe est de proposer des prix très

pements du consommateur. En pratique, ces clauses

élevés sur 22 périodes mobiles (de 18 heures pour EJP, de

d’effacement contractuel à la demande du fournisseur,

16 heures pour Tempo en jour rouge), chaque hiver entre

qui concernent aujourd’hui surtout des établissements

le 1 novembre et le 31 mars, en contrepartie de prix plus

industriels très gros consommateurs, existent réellement,

attractifs en dehors de ces périodes.

et offrent un potentiel d’effacements supplémentaires

Concernant exclusivement les consommateurs raccordés

estimé à 700 MW.

36

er

aux réseaux de distribution, l’activation des signaux EJP et

76

Tempo procure globalement une réduction de 2 100 MW

Les consommateurs ont également la faculté de partici-

(effet complémentaire de réduction des pertes inclus).

per au Mécanisme d’Ajustement38 (MA), instrument mis

Depuis l’hiver 2006/07, le territoire français est décom-

en place par RTE en avril 2003 pour donner à l’exploitant

posé en quatre zones (Nord, Sud, Ouest et PACA) sur

du système électrique une vision exhaustive de tous les

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 moyens qui sont à sa disposition pour maintenir l’équi-

techniques (relais de l’ordre d’activation), et d’analyser

libre offre-demande. À ce titre, un consommateur qui a

les réponses de l’ensemble diffus, tant à la réception de

la possibilité de réduire sa consommation peut déposer

l’ordre d’effacement qu’à sa disparition (effet de report).

une offre (« offre à la hausse », dans la terminologie du

Dans le cadre de l’expérimentation, la puissance maximale

MA), spécifiant la puissance effacée, le délai d’activation, et

offerte a été de 73 MW en février 2012.

autres contraintes techniques, ainsi que le coût lié à l’acti­ vation, de manière tout à fait analogue aux offres d’aug-

Conformément à la délibération de la CRE du 20 octobre

mentation de puissance déposées par les producteurs.

2011, RTE a lancé une consultation pour la contractua-

L’activation de l’offre est commandée par l’exploitant du

lisation de capacités d’effacement activables sur le MA

système électrique, en fonction des besoins et selon le

sur une base triennale (2012 à 2014) auprès de consom-

principe de préséance économique entre toutes les offres

mateurs raccordés au réseau de transport ou au Réseau

à la hausse disponibles (production ou consommation).

Public de Distribution39. Les acteurs pouvaient ne sou-

Jusqu’à fin 2011, seuls les clients raccordés au Réseau Public de Transport étaient concernés par le dispositif, et ce sur une base annuelle.

39

missionner que pour la première ou les deux premières Pour être acceptée sur le MA, une offre (qu’elle soit à

années de la période triennale. En contrepartie du paie-

la hausse ou à la baisse) doit porter sur une puissance

ment d’une prime fixe, les acteurs concernés s’engagent

minimale de 10 MW : ce seuil, pourtant faible au regard

à déposer des offres sur le MA à chaque solli­citation de

du volume total national dont RTE doit disposer pour

RTE, ces offres couvrant une plage de disponibilité conve-

une exploitation sûre (couramment 3 000 MW en été,

nue d’avance et comprenant toujours au moins une

4 500 MW en hiver), ne permet pas au plus grand nombre

pointe de consommation. Elles peuvent alors être activées

des consommateurs de pouvoir y participer directement.

dans les conditions standards du Mécanisme d’Ajuste-

C’est pour remédier à cet état de fait qu’est exploré,

ment. Les capacités contractualisées ne doivent pas être

depuis 2007, le concept « d’ajustements diffus » où un

engagées par ailleurs, afin de sécuriser leur disponibilité.

acteur tiers (agrégateur) se charge d’agréger les capacités d’effacements individuellement trop faibles pour accé-

À la suite de cette consultation, les offres retenues repré-

der directement au MA, pour en faire un ensemble d’une

sentent un volume total de près de 400 MW pour la période

taille critique suffisante. Ce concept fait actuellement

du 1er janvier au 31 décembre 2012, soit un volume près de

l’objet d’une expérimentation afin d’en valider les aspects

quatre fois supérieur à l’appel d’offres précédent.

Une expérimentation d’effacement en Bretagne dès l’hiver 2012-2013 Depuis plusieurs années, la région Bretagne fait

le cadre de la conférence bretonne de l’énergie,

face à une situation de fragilité électrique, liée à une

RTE a annoncé les principes de l’expérimentation

production qui couvre environ 10 % de sa consom-

qu’elle souhaite mener en Bretagne.

mation. Engagée dans le Pacte électrique breton, aux côtés de l’Etat et de la Région, RTE souhaite encourager les initiatives des acteurs du marché de l’électricité, qui peuvent contribuer à passer les pics de consommation en hiver.

Cette expérimentation s’inscrit dans le cadre du mécanisme d’ajustement piloté par RTE, qui permet de faire des offres d’effacement ou de production pour répondre aux enjeux d’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. L’expérimenta-

Dans ce contexte, RTE se fixe deux objectifs majeurs :

tion proposée vise ainsi à étendre les possibilités

faire émerger de nouvelles capacités afin de couvrir

du dispositif actuel afin de répondre aux spécifi­

ces pointes de consommation au meilleur équilibre

cités bretonnes.

économique, et garantir l’équité de traitement entre tous les acteurs susceptibles d’y participer.

Le dispositif sera mis en œuvre dès l’hiver 20122013. Il pourra être prolongé l’hiver suivant, en

Le 11 juin 2011, à l’occasion d’un groupe de travail

fonction d’un premier retour d’expérience et de

« Effacements », organisé par l’Etat et la Région dans

l’évolution du contexte.

77

Partie 3

L’évolution de l’offre à moyen terme

ÉcoWatt, un dispositif d’appel à la maîtrise de la consommation d’électricité RTE pilote le dispositif ÉcoWatt, qui invite à une démarche volontaire et citoyenne de modération des consommations d’électricité en Bretagne et dans l’Est de la PACA en cas de risque avéré sur

La vague de froid de l’hiver 2011-2012 a sensibilisé

l’équilibre offre-demande aux heures de pointe en

les consommateurs (en PACA six alertes ÉcoWatt

hiver. Les personnes, entreprises ou collectivités ins-

ont été émises) et la réduction de la consommation

crites volontairement sont informées des situations

des régions aux heures les plus chargées est allée

d’alerte par email, widget, SMS et applications pour

jusqu’à 3 %. Une baisse de 70 MW a été notée en Est

mobile qui les invitent à procéder aux gestes « éner-

PACA, soit le double de l’hiver 2010-2011, équiva-

gie » proposés et à relayer l’information autour d’eux.

lents à la consommation d’une ville comme Fréjus.

La Bretagne compte aujourd’hui 45 000 abonnés, dont 3600 collectivités et entreprises, l’Est PACA rassemble une communauté de 12 000 ÉcoW’acteurs et invite les entreprises, collec­tivités et associations à signer une charte.

Loi n°2010-1488 portant Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité

40

Pour en savoir plus Ecowatt Bretagne : http://www.ecowatt-bretagne.fr/ u Ecowatt Provence Azur : http://www.ecowatt-provence-azur.fr/ u

3.8.3 Perspectives de développement

Compte tenu de ces éléments d’une part et, d’autre

Les effacements suscitent un intérêt accru depuis

part, de la difficulté rencontrée par RTE pour connaître

quelques années, comme en attestent notamment l’appa­

les capacités d’effacement existantes et à venir et

rition de nouveaux acteurs agrégateurs d’effacement et les

encore plus les offres cumulables, la capacité globale

mises en œuvre de plus en plus importantes auxquelles ils

d’effacements retenue dans les études d’équilibre

se livrent. Le groupe de travail sur la « maîtrise de la pointe

offre-demande à moyen terme est constante à 3 GW,

électrique » présidé par MM. Sido (Sénateur) et Poignant

hypothèse prudente qui la maintient à un niveau

(Député), dans le rapport rendu le 2 avril 2010, a reconnu

proche de celui constaté actuellement. La fin des

leur contribution à l’équilibre offre-demande et formulé

effacements historiques tarifaires peut être contre-

plusieurs propositions favorables à leur développement,

balancée par le développement de nouvelles offres

dont certaines ont été reprises dans la loi NOME40.

d’effacement.

3.9 Scénario « Référence » de l’offre à moyen terme Le Bilan Prévisionnel 2012 est construit autour d’un

lesquels la construction n’a pas débuté (projets de type

scénario d’évolution du parc de production et d’efface-

cycle combiné gaz).

ment à moyen terme, dit scénario « Référence » de l’offre, élaboré selon les informations dont dispose RTE après

Pour le parc nucléaire :

consultation des acteurs du système électrique. Il repose

u

électrique commercialisable est attendue courant 2016 ;

les installations en cours de construction et duquel sont déduits les arrêts probables de groupes de production

Un nouveau groupe sera raccordé au réseau, l’EPR de Flamanville (1 600 MW), dont la première production

sur le parc actuellement en service auquel sont intégrées u

L’hypothèse retenue concernant le parc nucléaire en

(déclassements). Il inclut également quelques projets

service est celle du déclassement des deux groupes de

dont la construction n’a pas encore débuté, mais dont les

Fessenheim en 2017, sans évolution de puissance uni-

chances de succès sont très fortes. Cela peut être le cas

taire des autres groupes.

de projets dont le délai de construction est relativement

78

court, comme les éoliennes, ou de projets dont les dos-

Il convient de rappeler que ce ne sont, à ce stade,

siers d’instruction sont déjà largement avancés mais pour

que de simples hypothèses normatives élaborées en

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 concertation avec les pouvoirs publics, qui ne préjugent

2011 représente 3 600 MW. Compte tenu des prévisions

en rien des décisions qui pourront être prises ultérieure-

d’utilisation actuellement envisagées par les exploitants,

ment par le Gouvernement ou par les acteurs concernés.

de la rentabilité des installations et du planning d’entretien aujourd’hui annoncé par les producteurs, les ferme-

Pour le parc thermique classique centralisé : u

tures devraient s’étaler essentiellement entre 2013 et

L’ajout de nouveaux groupes à ceux exploités au 1er jan-

2015 ;

vier 2012 concerne cinq cycles combinés gaz, pour une 20 000

u

de 250 MW en mars 2012, huit groupes, d’une puissance

construction, et sont considérés disponibles pour la pro16 000

cumulée de 5,1 GW continueront à fonctionner jusqu’à

duction en 2012 pour l’un d’entre eux, et 2013 pour 14 les000

fin 2015. À compter du 1er janvier 2016, seuls deux

Puissance installée (MW)

puissance cumulée de 2 300 MW. Trois sont en cours18 de000

deux autres. Les deux autres installations sont prises 12 en000 compte en 2016 et 2017 ; u

10 000

Ces tranches, concernées par la Directive GIC, sont soumises au crédit de 20 000 heures de fonctionnement depuis le 1er janvier 2008, et sont supposées être définitivement arrêtées au plus tard le 31 décembre 2015.

Concernant la filière fioul, après l’arrêt du dernier groupe

groupes (1,3 GW) sont considérés aptes à fonctionner ; u

Concernant les turbines à combustion, la puissance

8 000

installée considérée reste stable à moyen terme avec

6 000

1,9 GW.

Concernant la filière charbon, l’hypothèse de déclasse-

ment d’ici fin 201541 de groupes exploités au 1er janvier

41

4 000 2 000

Parc thermique classique centralisé – Scénario Référence 0

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

20 000

Puissance installée (MW)

18 000 16 000

CCG

Fioul

TAC

Charbon

14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0

2011

2012

2013

2014

Pour le parc thermique décentralisé : u

2015

2016

2017

pertes de production, dues notamment aux avaries de

Le parc de cogénération connaît 3 GW de déclasse-

machines.

ments sur la période allant de 2010 à 2017 ; u

u

Le parc de diesels dispatchables considéré représente

Pour le parc éolien :

une puissance disponible de 300 MW sur toute la

u

Le développement se poursuit au rythme de 800 MW

période moyen terme, hypothèse prudente par rapport

par an jusqu’en 2016, puis de 1 GW par an au-delà, soit

au parc actuel et à son évolution ;

une puissance cumulée atteignant 11 GW vers 2017 ;

Pour les installations biomasse et biogaz, la croissance

u

La mise en service des projets en mer étant supposée

du parc est supposée équivalente à la moitié de la puis-

postérieure à 2017, la puissance éolienne ici affichée

sance retenue lors des Appels d’Offres en cours, soit une

n’est constituée que d’installations terrestres.

croissance d’environ 0,5 GW. Pour le parc photovoltaïque : Pour le parc hydroélectrique :

u

Le développement du parc photovoltaïque se pour-

u

L’équipement actuel est supposé se maintenir en l’état ;

suit à un rythme de 500 MW par an, pour atteindre

u

La production annuelle issue des apports gravitaires

4 200 MW courant 2014 et 5 700 MW courant 2017.

attendue est de 64.0 TWh en moyenne. Cette valeur prudente est retenue pour tenir compte d’une part

Pour les effacements :

des pertes éventuelles dues à l’accroissement des

u

débits réservés, d’autre part et surtout des inévitables

L’hypothèse prudente retenue est un maintien du volume d’effacements actuellement disponible (3 GW).

79

édition 2012 Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

Le Diagnostic prévisionnel de L’équilibre offre-demande à moyen terme

Partie 4 4.1 Objectif et méthode

4.2 Analyse de l’équilibre offre-demande dans le scénario « Référence »

4.3 Analyses de sensibilité au scénario de la demande

4.4 Synthèse

Partie 4

Diagnostic prévisionnel de L’équilibre offre-demande à moyen terme

Le diagnostic prévisionnel de l’équilibre offre-demande à moyen terme 4.1 Objectif et méthode Le Bilan Prévisionnel vise à moyen terme à vérifier la capa-

pour les groupes de production traduisant diverses

cité du système électrique de la France continentale

réalisations possibles d’aléas, est constitué pour cha-

à satisfaire convenablement la demande au cours des

cun des phénomènes aléatoires considérés. Ces séries

cinq prochaines années. La méthode utilisée consiste à

sont combinées entre elles, en nombre suffisamment

évaluer les risques de défaillance, c’est-à-dire l’apparition

élevé (1 000 pour chaque scénario étudié) afin de

de situations où la production disponible en France est

fournir des résultats statistiquement significatifs tant

insuffisante pour couvrir la demande française.

sur les risques de non-satisfaction de la demande (défaillance) que sur les bilans énergétiques annuels

Comme toutes les éditions précédentes, le Bilan Prévisionnel

(production des différents groupes, échanges avec les

2012 livre une analyse, conforme au décret de 2006, consi-

systèmes voisins). Les corré­lations spatiale et tempo-

dérant l’annulation du solde des échanges en espérance lors

relle d’un aléa naturel donné sont respectées, afin de

des situations tendues en France. Elle permet d’évaluer le

prendre en compte au mieux son influence sur l’équi-

niveau de puissance manquante sans considérer la contri-

libre offre-demande européen.

bution des importations lors des situations de défaillance. D’autres facteurs de risque, dont on sait qu’ils existent En complément, une analyse est menée considérant la

mais dont la probabilité d’occurrence ne peut être préci-

France en interaction avec les systèmes électriques voi-

sément déterminée, sont délibérément ignorés : rupture

sins. Elle permet d’estimer l’évolution du mix énergétique

d’approvisionnement en combustible, incident majeur,

et d’illustrer la contribution des échanges à la sécurité

catastrophe naturelle, etc.

d’approvisionnement française.

4.1.2 Définition du critère de défaillance

82

4.1.1 Une approche probabiliste

et méthode de calcul de la puissance

La confrontation de l’offre et de la demande dans le futur

manquante

est réalisée au travers de simulations du fonctionne-

Comme l’électricité ne se stocke pas à grande échelle

ment du système électrique européen, menées au pas

et que l’offre et la demande sont toutes deux soumises

horaire sur une année complète. Ces simulations tien-

à des aléas, il est en toute rigueur impossible de garantir

nent compte des principaux phénomènes aléatoires qui

que la demande qui s’exprime puisse être satisfaite à tout

peuvent faire peser des risques sur la sécurité d’appro­

moment et en toutes circonstances. Lorsqu’une conjonc-

visionnement : les températures extérieures (qui peuvent

tion particulièrement défavorable d’aléas conduit à ce

générer de fortes variations de la puissance appelée,

que la production et les importations dispo­nibles soient

principalement en hiver du fait du chauffage, et dans une

inférieures à la consommation après mobili­sation des

moindre mesure en été du fait de la climatisation), les

effacements, le maintien impératif de l’équilibre entre pro-

indisponibilités fortuites des groupes de production ther-

duction et consommation oblige à couper l’alimen­tation

mique nucléaires et à flamme, les apports hydrauliques,

d’une partie des consommateurs afin de sauve­garder

les productions éolienne et photovoltaïque, etc.

l’intégrité du système européen interconnecté.

Un ensemble de séries temporelles, de puissance

Faute de pouvoir garantir avec une certitude absolue la

appelée pour la demande, de puissance disponible

satisfaction de la demande, le dimension­nement de l’offre

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 doit s’attacher à maintenir le risque de défaillance à un

respect du critère de défaillance (3 h par an en espé-

niveau socialement et économiquement acceptable.

rance) ne permettrait pas de garantir la couverture de la pointe de consommation que l’on observerait aux

La défaillance peut être mesurée de différentes manières :

conditions climatiques équivalentes à celles de l’hiver

par la fréquence des délestages, leur durée, le volume

2011-2012.

d’énergie non délivrée, etc. Pour une demande donnée, tous ces paramètres sont une fonction décroissante de

S’il a été néanmoins possible de continuer à préserver

la puissance installée, mais les relations qui les lient entre

l’équilibre entre l’offre et la demande lors de cette période,

eux sont complexes à déterminer et, de plus, dépendantes

c’est parce que, compte tenu des possibilités d’importa-

de la nature et de l’ampleur des aléas affectant le système

tions et de son parc de production, la France disposait

électrique concerné. Il est donc nécessaire de ne retenir

de marges supplémentaires par rapport au critère des

qu’un seul paramètre comme grandeur de mesure. Le

trois heures de défaillance. La totalité des moyens de pro-

seuil que cette mesure ne doit pas dépasser résulte d’un

duction disponibles en France ont été sollicités, de même

arbitrage politique entre, d’une part, les avantages retirés

que les imports d’électricité qui se sont élevés à leur plus

par les consommateurs du fait de défaillances moindres

haut niveau historique.

et, d’autre part, le coût des moyens supplémentaires qu’il faut développer.

Ainsi, dans une situation respectant le critère de défaillance, de profonds et longs délestages de consom-

Conformément à l’article 11 du décret du 20 septembre

mation pourraient être rendus nécessaires pour mainte-

2006 relatif aux Bilans Prévisionnels, le critère d’adéqua-

nir l’équilibre offre-demande, dans l’éventualité d’aléas

tion retenu est la durée de défaillance, qui doit demeurer

défavorables, et en particulier de vagues de froid sévères

inférieure, en espérance, à trois heures par an.

(comme, par exemple, celles de janvier 1985, janvier 1987 ou février 2012).

La durée de défaillance moyenne annuelle en France est évaluée à l’issue des simulations de fonctionnement

4.1.4 Principes de la modélisation

du système électrique européen. Si elle est inférieure à

européenne

trois heures par an, l’offre est jugée suffisante, et il n’y a

Les hypothèses retenues pour modéliser le système élec-

pas besoin d’en susciter davantage. Dans le cas contraire,

trique ouest-européen s’appuient sur les informations

les simulations sont reprises afin d’évaluer la puis-

communiquées à RTE, sous couvert de confidentialité, par

sance manquante, en ajoutant en France de nouveaux

différents acteurs du système électrique lors de consul-

moyens d’offre jusqu’à respecter le critère d’une durée

tations bilatérales, sur divers travaux réalisés par RTE au

de défaillance inférieure à trois heures par an. Cette offre

sein d’ENTSO-E (l’association européenne des gestion-

complémentaire correspond à une puissance disponible,

naires de réseau de transport), sur les informations ren-

sans préjuger des moyens (groupes thermiques, énergies

dues publiques par les acteurs du marché européen de

renouvelables, effacements de consommation…) qui la

l’électricité (producteurs, fournisseurs, gestionnaires de

fourniront.

réseaux, bourses de l’électricité), sur les travaux menés par différents consultants des marchés de l’énergie ou

4.1.3 La problématique des vagues de froid

par des agences gouvernementales.

Il convient d’insister sur le fait que le respect du critère de défaillance ne signifie pas une absence totale de risque

Au cours des dernières années, la demande d’électricité

de défaillance (et donc de délestages), mais simplement

en Europe s’est sensiblement contractée (plus nettement

que ce risque est contenu dans la limite définie par les

hors de France qu’en France), consécutivement à la crise

pouvoirs publics, de trois heures en espérance par an.

financière de 2008 et à ses prolongements économiques en 2009 et 2011, mais aussi du fait de la mise en œuvre

La vague de froid de février 2012 est l’illustration d’un

de mesures de maîtrise de la demande en énergie. Ces

évènement climatique exceptionnel d’une durée et

observations et les hypothèses macroéconomiques rete-

d’une ampleur inédites depuis plus de vingt ans. À cet

nues pour le Bilan Prévisionnel ont conduit à une révision

égard, un parc de production dimensionné pour le strict

à la baisse des scénarios de consommation fournis en

83

135 130 125

Partie 120 4

Diagnostic prévisionnel de L’équilibre offre-demande à moyen terme 115 110 105 100

Évolutions comparées de la demande d’électricité dans quelques pays européens (base 100 en 2000) 95 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Allemagne

135

Espagne 130

France* Grande-Bretagne

125

Italie

120 115 110 105 100 95 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

* données corrigées du climat

septembre 2011 par les gestionnaires de réseau de trans-

hydroélectrique, éolienne et photovoltaïque européennes

port dans le cadre de ENTSO-E.

sont simulées avec des aléas dont les corrélations géographique et temporelle sont respectées. Par ailleurs, la

Pour l’Europe comme pour la France, une centaine de chro-

modélisation rend compte de la corrélation européenne

niques de consommation sont élaborées, sur la base de

entre les aléas dominants sur le système électrique français,

chroniques de température synchrones à la maille euro-

via les interconnexions, que sont la température et le vent.

péenne réalisées en liaison avec Météo France et permettant d’apprécier l’impact sur le système électrique européen

Alors que la consommation ralentissait, de nombreux

du passage de vagues de froid ou de périodes caniculaires.

moyens de production, mis en chantier avant la crise,

L’hypothèse faite hors de France est celle d’un maintien de

ont malgré tout été mis en service. De plus, le développe-

la part de consommation thermosensible dans la consom-

ment de productions renouvelables s’est poursuivi à un

mation globale : la thermosensibilité européenne croît donc

rythme élevé (particulièrement hors de France). Ces cir-

au même rythme que la consommation européenne.

constances ont engendré d’importantes surcapacités en Europe. Il est donc possible d’envisager, de façon raison-

Concernant les hypothèses de parc de production, la

nable à moyen terme, des importations significatives lors

méthodologie appliquée à moyen terme aux pays étran-

de périodes tendues pour l’équilibre offre-demande en

gers est similaire à celle réalisée pour la France dans une

France. Cette situation a été observée durant les vagues

approche par nature prudente. Les hypothèses retenues

de froid des trois derniers hivers, au cours desquelles le

pour les parcs thermiques ne retiennent que les groupes

système français a été massivement importateur (de plus

dont la mise en chantier est engagée. Ainsi, un certain

de 9 000 MW durant la vague de froid de février 2012,

nombre de groupes présents dans les scénarios ENTSO-E

saturant les capacités d’importation), sans pour autant

ne sont pas pris en compte, conformément aux infor-

s’accompagner de pics de prix exceptionnels dans les

mations transmises à RTE ou sur la base d’hypothèses

pays voisins, signe d’un équilibre offre-demande d’électri-

conservatrices (âge des groupes). Enfin, la disponibilité

cité relativement confortable hors de nos frontières.

considérée est proche de celle constatée ces dernières années, volontairement moins favorable que celle annon-

Le développement du réseau en Europe permet un

cée par certains producteurs.

accroissement des échanges et une meilleure mutualisation des aléas de consommation et de production. Le

84

Le développement des énergies renouvelables est consi-

programme de développement du réseau de transport

déré se poursuivre, à un rythme néanmoins inférieur à

européen (Ten-Year Network Development Plan), mis à

celui constaté ces dernières années. Les productions

jour tous les deux ans, peut être consulté sur le site de

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Le développement des énergies renouvelables et l’équilibre du système européen Le développement croissant des énergies renouve-

dispatchables. Pendant ces périodes, le surplus de

lables affecte les filières de production plus anciennes,

production provoque alors une baisse importante

contraintes de s’adapter à ce développement et aux

des prix, pouvant devenir négatifs. Ces situations

caractéristiques inhérentes aux énergies renouve-

peuvent par exemple être observées en Allemagne

lables, dont la plus significative est l’aspect variable et

ou en Espagne certaines nuits en cas de très forte

non dispatchable de ces productions. Ainsi, l’apport

production éolienne, ou en Italie le dimanche ou lors

d’énergie de ces nouvelles productions modifie la

de jours fériés très ensoleillés. Ainsi, dans la plupart

sollicitation des groupes de production préexistants,

des pays européens, la principale contrainte nouvelle

notamment par l’évolution du profil horaire de pom-

posée par le développement des énergies renouve-

page et de turbinage du stock hydroélectrique, ainsi

lables est celle du surplus d’offre durant ces périodes.

que par une sollicitation moindre des productions thermiques, essentiellement gaz et charbon, mais

Une des solutions permettant de réduire ces

également, de façon plus marginale, nucléaire.

surplus de production est une augmentation de la flexibilité des groupes thermiques, afin de per-

Malgré les échanges d’électricité et la flexibilité

mettre une réduction plus importante de leur pro-

apportée par les interconnexions, l’apport de pro-

duction : cette évolution est observée par exemple

duction intermittente et fatale en période de très

en Allemagne, où le mode de fonctionnement des

faible consommation réduit parfois le besoin de

groupes de production nucléaires a été modifié

production supplémentaire en dessous des mini-

afin de permettre une modulation infra-journalière

16 000 mas techniques de fonctionnement des groupes

telle que cela est observé en France.

14 000

Production nucléaire allemande le 1er janvier Production (MW)

12 000

16 000 14 000

Production (MW)

12 000

10 000 8 000 6 000

10 000

4 000

8 000

2 000

6 000

0

0

1

2

3

4

5

6

7

4 000

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Heure 2009

2 000 0

8

0

1

2

3

4

5

6

7

8

2010

2011

2012

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Heure

Source : EEX

Un exemple de cette modulation peut être donné par

la modulation journalière du parc nucléaire allemand

l’observation du profil de production nucléaire alle-

n’est observée qu’à partir de 2011. Cette évolution

mande le jour du nouvel an, période caractérisée par

peut désormais être observée certains dimanches

une très faible consommation partout en Europe et de

ou jours fériés, la nuit (en particulier lors de fortes pro-

ce fait par un prix extrêmement faible, voir négatif sur

ductions éoliennes) et de façon plus marginale et plus

les marchés. Ainsi, malgré des prix très comparables,

récente certaines après-midi très ensoleillées.

85

Partie 4

Diagnostic prévisionnel de L’équilibre offre-demande à moyen terme

https://www. entsoe.eu/systemdevelopment/tyndp/ tyndp-2012-new/

ENTSO-E42. À moyen terme, deux évolutions significatives

renforcement du réseau français dans les Alpes44, entraî-

des interconnexions françaises sont à noter, toutes deux

nant une hausse des capacités d’exportation vers l’Italie

prévues pour l’année 2015 : le renforcement des capaci-

de 600 MW. Ces valeurs sont des maxima qui peuvent être

tés d’échanges avec l’Espagne43, permettant d’augmen-

réduits selon les programmes de marche des moyens de

ter la capacité d’échange d’environ 1 500 MW, ainsi que le

production et les conditions d’exploitation45.

42

Mise en service de la ligne à courant continu entre Baixas et Santa Llogaia.

43

Renforcement des axes « Albertville-Cornier » et « AlbertvilleVillarodin » ainsi que la mise en service d’une ligne « AlbertvilleGrande-Ile 3 »

44

Plus d’information sur les capacités d’interconnections effectives sur le site institutionnel de RTE http://clients.rtefrance.com/lang/ fr/visiteurs/vie/ ntc_annuelles.jsp

45

4.2 Analyse de l’équilibre offre-demande dans le scénario « Référence » L’adéquation de l’équilibre offre-demande pour les pro-

la demande du scénario « Référence » à l’offre rappelée

chaines années est tout d’abord évaluée en confrontant

synthétiquement dans le tableau ci-dessous.

Synthèse de l’offre « Référence » GW

01/01/2012

2014

2015

2016

2017

Nucléaire

63,1

63,1

63,1

64,7

62,9

Charbon

6,9

4,7

3,5

2,9

2,9

Cycles combinés gaz

4,5

6,0

6,0

6,5

6,9

Fioul & turbines à combustion

7,2

7,0

7,0

3,1

3,1

Thermique décentralisé non EnR

6,9

4,8

4,7

4,7

4,6

Thermique décentralisé EnR

1,3

1,6

1,7

1,7

1,8

Hydroélectricité (turbinage)

25,2

25,2

25,2

25,2

25,2

Éolien

6,7

8,9

9,7

10,5

11,5

Photovoltaïque

2,4

4,1

4,6

5,1

5,6

Effacements de consommation*

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

* Au 1er janvier 2012 : effacements cumulables connus de RTE

4.2.1 Calcul de la puissance manquante

quante précédemment évaluée dans le cadre de l’actua­

« sans échanges »

lisation de 2011 du Bilan Prévisionnel.

Les analyses présentées ici permettent d’évaluer le niveau de la puissance manquante sans considérer la contribu-

L’augmentation du risque de défaillance de 2015 à 2016

tion des importations. Elles correspondent à « l’hypo­thèse

procède principalement des échéances fixées par les

centrale » mentionnée à l’article 5 du décret n°2006-

directives européennes pour la régulation des moyens

1170 du 20 septembre 2006.

thermiques à flamme non mis en conformité, et à 2017 de l’arrêt de deux groupes nucléaires à Fessen­heim par-

Les résultats ont été calculés sur la base du scénario

tiellement compensé par la baisse des perspectives de

« Référence » et précisent par ailleurs la puissance man-

croissance de la consommation à court terme.

Puissance manquante – Hypothèse d’un solde des échanges nul à la pointe GW

86

2014

2015

2016

2017

Bilan Prévisionnel 2012

3,1

4,6

7,5

8,6

Bilan Prévisionnel 2011

2,2

3,4

7,2

Non étudié

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 Les modifications d’hypothèses sur la consommation

pour 2016, l’avancement de la date d’arrêt de certains

comme sur la production entre les deux dernières

groupes charbon entre 2013 et 2015 ainsi qu’une

éditions du Bilan Prévisionnel expliquent les écarts

légère révision à la baisse des hypothèses de dévelop-

observés, somme toute faibles sur les trois premières

pement éolien.

années : u

u

Parmi les modifications favorables au respect du critère,

4.2.2 Modélisation européenne

on peut noter une consommation fortement revue à la

avec échanges

baisse sous l’effet des conditions économiques en 2011

Les analyses avec prise en compte des échanges consti-

et de la révision à la baisse des perspectives de crois-

tuent des variantes, au sens de l’article 5 du décret

sance à court terme ainsi que l’ajout d’un cycle combiné

n° 2006-1170 du 20 septembre 2006, à l’hypothèse

gaz de 510 MW à l’horizon 2016, non confirmé précé-

centrale d’une contribution nulle des imports, présen-

demment.

tée précédemment. Compte tenu de l’évolution de la

Parmi les modifications défavorables au respect du

consommation et de la production en Europe, ces scé-

critère, on notera un retard de deux ans annoncé

narios présentent l’intérêt de mesurer la contribution des

mi-2011 pour le raccordement de l’EPR de Flaman-

interconnexions à la couverture du risque de défaillance

ville et une première production désormais retenue

en France.

Bilans énergétiques – scénario « Référence » TWh

2011*

2014**

2015

2016

2017

Consommation nationale

477,1

486,5

490,9

494,1

497,4

Pompage

6,8

7,0

7,0

7,0

7,0

Solde exportateur

57,6

52,7

60,4

61,1

58,9

Demande totale

541,5

546,2

558,3

562,2

563,3

Nucléaire

421,1

409,4

418,6

419,0

412,1

Charbon

13,0

13,1

12,1

11,2

12,0

Cycles combinés gaz

16,9

16,6

17,0

18,9

22,5

Moyens de pointe de production (fioul, turbines à combustion) et d’effacement cumulable

0,7

0,8

1,0

1,4

2,0

Thermique décentralisé non EnR

19,8

8,6

8,3

8,0

7,9

Thermique décentralisé EnR

5,6

6,5

7,9

8,3

8,8

Hydroélectricité (y compris turbinage des STEP)

50,0

69,3

69,3

69,3

69,3

Éolien

12,1

17,4

19,0

20,5

22,5

Photovoltaïque

2,4

4,5

5,1

5,6

6,2

Offre totale

541,5

546,2

558,3

562,2

563,3

Ratio de couverture EnR

13,0 %

18,0 %

18,6 %

18,9 %

19,4 %

26,7

22,9

22,2

22,2

24,9

Émissions CO2 électriques (MtCO2)

* 2011 : - consommation intérieure hors Corse, non corrigée des aléas climatiques, - effacements cumulables connus de RTE, - valeur de l’hydroélectricité basse en raison d’une année exceptionnellement sèche. ** 2014 et années suivantes : consommation intérieure hors Corse à température de référence

87

Partie 4

Diagnostic prévisionnel de L’équilibre offre-demande à moyen terme

Évolution du mix électrique

l’utilisation de taux normatifs par type de production46.

Les bilans énergétiques, issus du modèle de simulation

L’influence du solde exportateur sur les émissions de

du fonctionnement du système électrique européen

CO2 hors de France n’est pas exposée dans ces tableaux.

utilisé pour évaluer la défaillance, considèrent la puissance manquante comme fournie par des moyens de

Ces résultats appellent les observations suivantes :

pointe (production ou effacement).

u

Le solde exportateur est en nette augmentation entre 2014 et 2015, due en très grande partie à l’accroisse-

De leur analyse peuvent être tirés les principaux indi­

ment des capacités d’échange vers l’Espagne et l’Italie.

cateurs suivants :

Au-delà, l’évolution du parc de production permet le

u

Le solde exportateur, soit le solde des exports et des imports : issu de simulation, il reflète, dans une logique

u

maintien du solde exportateur autour de 60 TWh. E ntre 2014 et 2017, la production d’électricité d’origine

économique, l’équilibre offre-demande et la compéti­

renouvelable progresse de près de 10 TWh dans des

tivité des moyens de production nationaux sur la plaque

conditions climatiques moyennes. Ainsi, le taux de cou-

ouest-européenne.

verture de la demande nationale par les EnR augmente

Le ratio de couverture EnR, soit le taux de couverture de

de 18 % en 2014 à 19,4 % en 2017. La valeur basse en

la demande nationale par les énergies renouvelables :

2011 reflète la très faible production hydroélectrique liée

il s’agit, conformément à la directive 2009/28/CE, du

0,96 tCO2/MWh pour les groupes charbon, 0,8 pour les groupes fioul, 0,36 pour les CCG, et 0,4 pour les équipements thermiques décentralisés d’origine non renouvelable, fonctionnant majoritairement en cogénération et consommant du gaz naturel.

ratio de la production renouvelable brute (incluant la

u

aux conditions climatiques exceptionnellement sèches. L es émissions de CO2 du parc de production d’électricité

consommation des auxiliaires) sur la consommation

restent globalement stables à un niveau historiquement

totale brute. Cette dernière correspond à la produc-

bas, en raison principalement de l’arrêt des centrales

tion totale brute de laquelle on soustrait le solde des

à charbon en dérogation GIC, de la réduction du parc

échanges. La contribution de l’hydroélectricité à la pro-

de cogénération, du développement de productions

duction renouvelable se limite à la production issue des

renouvelables et d’une croissance faible de la consom-

apports naturels, excluant de ce fait le turbinage de l’eau

mation, revue à la baisse par rapport à l’édition 2011 du

préalablement pompée. La production d’électricité à

Bilan Prévisionnel.

partir des déchets ménagers est considérée renouve-

46 u

L’exercice prend en compte une hypothèse prudente de disponibilité pour les deux premières années de fonctionnement, afin de tenir compte des contraintes techniques inhérentes à toute production nouvellement raccordée sur le réseau.

lable à 50 %.

Calcul de la puissance manquante

Les émissions CO2 électriques, soit l’estimation des

Au-delà de la puissance manquante pour satisfaire au

émissions de CO2 de l’ensemble des groupes de pro-

critère de défaillance des 3 h par an en espérance, d’autres

duction installés en France : leur calcul repose sur

indicateurs sont fournis à titre d’information.

Risque de défaillance – scénario « Référence » 2014

2015

2016

2017

Énergie de défaillance en espérance

<1 GWh

1 GWh

13 GWh

20 GWh

Espérance de durée de défaillance

Moins de 30 min

30 min

5 h

6 h 30

-

-

1,2 GW

2,1 GW

Puissance manquante

47

Les analyses de la défaillance en considérant le système

des hypothèses suivantes, prises conformément aux

électrique français interconnecté sont les suivantes :

informations transmises par les producteurs :

u

Le critère d’adéquation est respecté jusqu’en 2015 ;

u

À partir de 2016, malgré l’hypothèse de la mise en exploi-

• la baisse de 3 GW de la capacité de cogénération

tation d’un groupe nucléaire de 1 650 MW à Flamanville , 47

le critère de défaillance des 3 h par an en espérance n’est

88

u

entre 2012 et 2016, • l’arrêt prévu fin 2015 des derniers groupes charbon en dérogation à la Directive GIC,

plus respecté et la puissance manquante pour respecter

• la non-prise en compte à partir de 2016 de six

ce critère s’élève à 1,2 GW. Ce résultat s’explique en raison

groupes fioul existants mais dont la mise en

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

u

conformité avec la Directive IED n’a pas encore

Il faut noter que l’apparition d’une puissance manquante

été décidée.

à l’horizon de quatre à cinq ans est une constante des

L’hypothèse de la fermeture des groupes thermiques

diffé­rentes éditions du Bilan Prévisionnel qui rend compte

classiques charbon et fioul concerne une puissance

de la volonté des investisseurs d’éviter le surinvestisse-

totale de 5 GW.

ment sauf mesures publiques d’incitation. Mais il existe un

Compte tenu des hypothèses prudentes d’évolution de la

risque bien réel que cette puissance manquante ne soit

consommation et de la production dans les pays voisins,

pas disponible à échéance, voire qu’elle soit plus impor-

l’espérance des importations françaises lors de situations

tante si la consommation croît plus vite que ce qui est

de défaillance à la pointe journalière de consommation

envisagé ici ou si les nouveaux groupes ne sont pas rac-

obtenue après simulation tend vers 4 GW à l’horizon

cordés dans les délais pris en compte.

2016. Cette espérance est inférieure aux importations

u

observées en février 2012 (jusqu’à 9 GW) et à celles que

Dans ce contexte, une attention particulière devra être

l’on peut raisonnablement espérer à court terme.

portée dans les prochaines éditions du Bilan Prévisionnel

En 2017, la mise en service du cycle combiné gaz aux

à l’évolution des moyens existants et au progrès de projets

environs de Landivisiau en Bretagne, d’une puissance

de production déjà avancés mais dont la finalisation n’est

d’environ 450 MW, le développement des énergies

pas garantie à cette échéance, tant en France qu’ailleurs

renouvelables, ainsi qu’une hypothèse prudente de

en Europe. Quelques projets (de cycles combinés gaz,

disponibilité de production nucléaire à Flamanville

notamment) ont obtenu les autorisations administratives,

ne compensent que partiellement l’arrêt des deux

mais restent en attente d’une prise de décision d’inves-

groupes nucléaires à Fessenheim de 890 MW chacun.

tissement, dans un contexte de marchés de l’énergie fluc-

Il en résulte un manque de puissance de 2,1 GW pour

tuants. Leur durée de construction est compatible avec

atteindre le critère de défaillance.

une mise en service à cet horizon.

Ces horizons de non-respect du critère de défaillance

4.2.3 Impact d’une vague de froid sévère

sont compatibles avec le déploiement de certaines

Les marges disponibles aujourd’hui, au-delà du respect

offres (moyens de pointe, sous forme de production ou

du critère de défaillance, et qui ont permis le passage de

d’effacements) ou le maintien de groupes de production

la vague de froid de février 2012, pourraient ne plus être

aujourd’hui en service mais qui ont besoin d’une rénova-

aussi importantes en 2016, selon les hypothèses pru-

tion approfondie pour continuer à fonctionner au-delà

dentes du scénario « Référence ».

de 2016 (notamment cogénération ou fioul), à condition que leur rentabilité et le respect des contraintes environ-

Les simulations générales sont donc complétées par la

nementales soient assurés.

simulation en 2016 de la vague de froid de février 2012,

Températures journalières moyennes lissées en janvier et février 2012 10 8

e s de référenc

Température

6

2 0 -2 -4

fé vr. 19

fé vr. 12

fé vr. 05

v. jan 29

v. jan 22

v. jan 15

v. jan 08

jan

v.

-6

01

°C

4

89

Partie 4

Diagnostic prévisionnel de L’équilibre offre-demande à moyen terme

en supposant que l’offre permette à cet horizon le strict

u

respect du critère des trois heures de défaillance. Les conditions de réalisation de cette simulation sont résu-

jours EJP qu’en 2012 sont pris en compte. u

mées ci-dessous en insistant sur les écarts aux simula-

u

L’offre thermique est celle de 2016, y compris 1,2 GW

La consommation est à la hausse, conformément au scénario « Référence » en 2016. L’aléa de température

tions générales et aux conditions rencontrées en 2012 : u

La capacité d’effacement est identique et les mêmes

est celui rencontré en février 2012. u

La contribution des échanges est moins favorable qu’en

de puissance complémentaire offerte par des moyens

février 2012, malgré l’accroissement de la capacité

de pointe, pour une capacité totale inférieure à celle

France-Espagne d’ici 2016, car les marges disponibles

de 2012. La disponibilité des groupes thermiques est

chez nos voisins seraient globalement à la baisse. On

sujette aux aléas.

peut souligner que la thermosensibilité y est à la hausse

Les parcs éoliens et photovoltaïques sont ceux de 2016 mais la production est fixée par les aléas climatiques

avec le développement des pompes à chaleur. u

Contrairement aux conditions réelles d’exploitation, seules

rencontrés lors de la vague de froid de 2012. Les condi-

les offres sur les marchés sont modélisées, sans mobili-

tions hydroélectriques sont celles des simulations

sation de moyens exceptionnels (contrat d’aide entre

générales, donc sujettes aux aléas.

gestionnaires de réseaux de transport par exemple).

Moyens exceptionnels et sureté du système électrique lors de la vague de froid de février 2012 Les fortes tensions sur l’équilibre offre-demande

La sûreté du système électrique a été assurée tout

durant la vague de froid ont conduit RTE à faire

au long de la période de grand froid dans le respect

appel à tous les leviers disponibles pour assurer la

des marges de sécurité habituelles, tant sur le plan

sécurité d’approvisionnement.

de l’équilibre offre-demande et de la fréquence, que de la gestion des transits et des tensions. La bonne

Des appels à la modération de la consomma-

disponibilité des ouvrages du réseau et des moyens

tion ont été adressés via les médias, et grâce aux

de production sur l’ensemble du territoire a été un

dispo­sitifs ÉcoWatt des régions Bretagne et PACA

élément favorable pour la gestion des flux d’énergie.

compte tenu des problèmes de congestion de ces régions. Les signaux tarifaires de type Effacement

La tenue de la tension sur le réseau a été le principal

Jour de Pointe ont été transmis par les fournisseurs

enjeu pendant la vague de froid. Des contraintes

et les contrats d’effacement de consommation ont

sont apparues, principalement dans les régions

été sollicités par RTE pour lever des contraintes de

Ouest et Normandie, aux heures de pointe de

congestion locales.

consommation. Le recours aux moyens de production de pointe du type turbine à combustion et fioul

Les capacités commerciales d’échanges aux fron-

a été nécessaire pour lever ces contraintes.

tières ont été utilisées à leurs valeurs limites le jeudi 9 février. Le solde des imports physiques (dont le périmètre inclut notamment la sollicitation à hauteur de 300 MW des contrats d’assistance entre GRT – Mutual Emergency Assistance Service, MEAS) a atteint une valeur de 9 600 MW. La coordination étroite avec les GRT voisins et le soutien de CORESO

90

Pour en savoir plus L’analyse de la vague de froid sur le site internet de RTE :

http://www.rte-france.com/uploads/media/ pdf_zip/alaune/Rex_Vague_froid-2012.pdf

ont permis d’assurer la gestion de cette période de

Le site internet de CORESO :

pointe tout en maintenant les marges de sécurité.

http://www.coreso.eu

En ajoutant la puissance complémentaire (1,2 GW) permet-

de défaillance lors de la simulation en 2016 de la vague de

tant d’atteindre le critère de défaillance (3 h par an en espé-

froid de 2012 serait presque d’une quarantaine d’heures,

rance) sur l’ensemble des simulations réalisées, la durée

pour une énergie de défaillance de l’ordre de 130 GWh.

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 Cette défaillance résiduelle, malgré l’ajout de la puis-

En tout état de cause, l’impact de la vague de froid de février

sance complémentaire, s’explique par la nature excep-

2012 illustre la déformation de la monotone de consomma-

tionnelle de la vague de froid de 2012 (en deçà d’une

tion en France provoquée par l’augmentation très impor-

chance sur dix) ; en février 2012, le système électrique

tante de la thermosensibilité au cours des dix dernières

a bénéficié d’aléas favorables sur certains moyens de

années en raison du fort développement du chauffage élec-

production (bonne disponibilité du parc nucléaire, haut

trique. Cette déformation aggrave la profondeur et la durée

stock hydroélectrique, niveau important des importa-

des délestages en cas de défaillance pour les porter à un

tions), ce qui a permis d’éviter de se trouver en situation

niveau qui peut atteindre plusieurs gigawatts, y compris avec

de défaillance.

un système électrique qui respecte le critère de défaillance.

éCO2mix : en un coup d’œil la consommation, la production et les émissions de CO2 de l’électricité française de CO2 associées à l’électricité produite en France (en g par kWh). Ces informations, mises à jour tous les quarts d’heure, sont consultables gratuitement sur le site web de RTE, sur Iphone ou encore sur smartphone Android. Au mois de février 2012, mois pendant lequel des pics de consommation d’électricité ont été atteints, RTE a enregistré près de 75 000 consultations d’éCO2mix via les applications mobiles. Pour en savoir plus u

u

Lien vers éCO2mix sur le site de RTE : http://www.rte-france.com/fr/developpementdurable/maitriser-sa-consommation-electrique/eco2mix-consommation-production-etcontenu-co2-de-l-electricite-francaise

Accès directes aux applications pour smartphone :

éCO2mix permet de visualiser simplement, via un ensemble d’indicateurs disponibles en temps réel, les principales caractéristiques de l’électricité en France : la consommation totale d’électricité (en MW), la production d’électricité par filière (en MW et en pourcentages), le solde des échanges physiques d’électricité avec les pays frontaliers (en MW), et une estimation des émissions

91

Partie 4

Diagnostic prévisionnel de L’équilibre offre-demande à moyen terme 4.3 Analyses de sensibilité au scénario de la demande 4.3.1 Scénario « Haut » de consommation L’objectif est d’évaluer les risques de défaillance dans

la demande qui retient l’ensemble des hypothèses qui

l’hypothèse d’une croissance de la demande plus élevée

tendent à majorer la consommation. Les hypothèses

en France que celle du scénario « Référence ». L’ana-

de l’offre et de la demande hors de France demeurent

lyse croise le scénario d’offre au scénario « Haut » de

inchangées. Les résultats sont présentés ci-dessous.

Risque de défaillance – Scénario « Haut » de consommation 2014

2015

2016

2017

<1 GWh

2 GWh

18 GWh

29 GWh

Moins de 30 min

1 h

7 h

10 h

-

-

2,3 GW

3,4 GW

Énergie de défaillance en espérance Espérance de durée de défaillance Puissance manquante Dans l’hypothèse où la consommation d’électricité

avant 2016. Les besoins de puissance disponibles en

connaîtrait une évolution conforme au scénario « Haut »,

2016 et en 2017 seraient respectivement de 2,3 GW et

le seuil de trois heures de défaillance ne serait pas dépassé

3,4 GW, soit respectivement 1,1 et 1,3 GW de plus que le

Bilans énergétiques – Scénario « Haut » de consommation TWh

2011*

2014**

2015

2016

2017

Consommation nationale

477,1

493,8

499,7

505,1

509,7

Pompage

6,8

7,0

7,0

7,0

7,0

Solde exportateur

57,6

48,0

54,8

54,5

51,0

Demande totale

541,5

548,8

561,5

566,6

567,7

Nucléaire

421,1

410,5

420,0

420,7

413,6

Charbon

13,0

13,5

12,4

11,9

12,6

Cycles combinés gaz

16,9

17,6

18,3

20,5

24,4

Moyens de pointe de production (fioul, turbines à combustion) et d’effacement (cumulables)

0,7

0,9

1,2

1,6

2,3

Thermique décentralisé non EnR

19,8

8,6

8,3

8,0

7,9

Thermique décentralisé EnR

5,6

6,5

7,9

8,3

8,9

Hydroélectricité (y compris turbinage des STEP)

50,0

69,3

69,3

69,5

69,3

Éolien

12,1

17,4

19,0

20,5

22,5

Photovoltaïque

2,4

4,5

5,1

5,6

6,2

Offre totale

541,5

548,8

561,5

566,6

567,7

Ratio de couverture EnR

13,0 %

17,8 %

18,2 %

18,6 %

19,0 %

26,7

23,8

23,3

23,7

26,4

Émissions CO2 émis par le secteur électrique français (MtCO2)

* 2011 : - consommation intérieure hors Corse, non corrigée des aléas climatiques, - effacements cumulables connus de RTE, - valeur de l’hydroélectricité basse en raison d’une année exceptionnellement sèche. ** 2014 et années suivantes : consommation intérieure hors Corse à température de référence.

92

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 scénario « Référence ». Ce scénario illustre la grande sen-

4.3.2 Scénarios « MDE Renforcée »

sibilité du besoin en puissance à l’évolution de la consom-

et « Bas » de consommation

mation, et notamment au développement d’usages de

L’objectif ici est d’évaluer les risques de défaillance dans

pointe tels que les moyens de chauffage électriques.

l’hypothèse d’une croissance de la demande moins forte en France que celle du scénario « Référence ». Toutes les

Le tableau présenté ci-contre expose le bilan énergétique

autres hypothèses demeurent inchangées.

consécutif à la prise en compte du scénario « Haut » de consommation.

Le critère d’adéquation étant respecté jusqu’en 2015 dans le scénario de « Référence », il est inutile d’explorer cet hori-

Le scénario « Haut » de consommation suppose un supplé-

zon dans le cas d’une demande plus faible. Seules seront

ment de consommation intérieure par rapport au scénario

présentées ici les analyses des années 2016 et 2017.

« Référence » de 7,3 TWh en 2014 et de 12,3 TWh en 2017. Le parc de production français étant considéré inchangé,

Dans la variante avec le scénario de consommation

le supplément de consommation est satisfait en partie par

« MDE Renforcée », le critère d’adéquation est respecté

un accroissement de production des groupes français et en

pour tous les horizons de temps étudiés (2 h en 2016

partie par une réduction du solde exportateur.

et 2h30 en 2017), ce malgré l’arrêt considéré des deux groupes nucléaires de Fessenheim en 2017.

Ainsi, en 2017, l’écart de 12 TWh sur la consommation se traduirait par une réduction du solde exportateur d’en-

Dans la variante avec une consommation conforme au

viron 8 TWh, une production nucléaire supérieure de

scénario « Bas » aucune puissance complémentaire n’est

1,5 TWh et une sollicitation supplémentaire des centrales

nécessaire au respect du critère sur toute la période étu-

thermiques classiques d’environ 3 TWh. En corollaire, les

diée, l’espérance de durée de défaillance étant largement

émissions de CO2 augmentent légèrement.

inférieure au critère d’adéquation (1h10 en 2017).

4.4 Synthèse Synthèse des analyses de la défaillance pour les différents scénarios de consommation et d’échanges 2014

2015

2016

2017

0

0

1,2

2,1

3,1

4,6

7,5

8,6

Scénario Haut avec échanges

0

0

2,3

3,4

Scénario MDE renforcée avec échanges

0

0

0

0

Scénario Bas avec échanges

0

0

0

0

Puissance manquante (GW) Scénario Référence avec échanges Scénario Référence « sans échanges »*

* « hypothèse centrale » mentionnée à l’article 5 du décret n°2006-1170 du 20 septembre 2006

Les différentes variantes réalisées illustrent la grande

loppement des filières renouvelables, la disponibilité

sensibilité du critère de défaillance aux hypothèses

des parcs thermiques, etc.

retenues, et en particulier à l’évolution de la consommation. De nombreuses incertitudes peuvent faire

Le résultat de l’étude avec l’hypothèse d’un solde

évoluer ce résultat à l’avenir : les choix des produc-

d’échanges nul à la pointe montre l’importante contri-

teurs ou des décisions politiques quant au retrait ou

bution des interconnexions européennes à la sécurité

au maintien de certains groupes, le rythme de déve-

d’approvisionnement électrique française.

93

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

La prospective à long terme (jusqu’à 2030)

édition 2012 Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

Les déterminants à long terme

Partie 5 5.1 Contexte socio-économique

5.2 Efficacité énergétique

5.3 Mix énergétique

5.4 Développement des interconnexions

Partie 5

Les déterminants à long terme

Les déterminants à long terme D’ici 2030, de nombreux facteurs pèsent sur les différents déterminants de la demande et de l’offre. Il est donc nécessaire, avant de procéder à la définition de scénarios décrivant des futurs possibles, de bien cerner le champ d’incer­titude de ces différents éléments et d’en définir les variations plausibles.

5.1 Contexte socio-économique 5.1.1 Croissance économique

constituer un frein à la diffusion de nouvelles technologies

La croissance économique constitue indéniablement

énergétiquement plus efficaces, avec un effet opposé en

une des dimensions essentielles à prendre en considé­

période d’embellie économique.

ration pour l’élaboration de scénarios à long terme. Dans une moindre mesure, le contexte macroéconoComme cela a déjà été souligné dans les analyses moyen

mique et sa déclinaison en termes de pouvoir d’achat

terme, elle est, tant en structure qu’en niveau, un des prin-

ou de confiance des ménages sont également à même

cipaux déterminants de l’évolution de la demande élec-

de peser sur les achats d’équipements électroména-

500 trique par un effet « volume » direct, à savoir la consom-

gers des particuliers ou sur les travaux d’isolation de leur

mation électrique nécessaire à l’activité productive

logement, voire d’induire des effets comportementaux

industrielle et tertiaire.

sur les modes de consommation. À titre d’illustration, le

600

TWh

400

300

200

graphique ci-après montre l’impact marqué de la dégraCet effet peut être partiellement atténué par le niveau de

dation du contexte économique, à partir de 2009, sur la

l’investissement sur les équipements : en période de crois-

construction et les travaux dans les bâtiments (installa-

sance ralentie, un moindre niveau d’investissement peut

tions neuves et rénovation).

100

0

Indice de chiffre d’affaires de la construction et des travaux dans le bâtiment 1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

140 130 120

Construction de bâtiments résidentiels et non résidentiel Travaux d’installation électrique, plomberie et autres travaux d’installation

110 100 90 80 70 60 50 40 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Source : INSEE, Indice de chiffre d’affaires en valeur Marché intérieur et export - Série brute base 100 en 2005

98

Ces effets sur la demande se répercutent automatique-

et donc sur l’évolution de l’offre. Le contexte macroé-

ment sur le besoin éventuel de puissance complémen-

conomique peut également peser sur les politiques de

taire à long terme nécessaire à l’équilibre du système

soutien aux filières émergentes, du fait de restrictions

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 budgétaires imposées par l’endettement public, par

Les hypothèses de croissance du PIB retenues pour le Bilan

exemple. De même, ce contexte pourrait limiter la capa-

Prévisionnel 2012, sur la période 2017-2030, s’inspi­rent

cité d’investissement des producteurs et agrégateurs

des scénarios élaborés par le Centre d’Analyse Straté­gique

d’effacement notamment dans des moyens de pointe

(CAS) dans l’étude « les secteurs de la nouvelle croissance :

dont la rentabilité propre sur les marchés de l’énergie

une projection à l’hori­zon 2030 »48, publiée en janvier 2012.

soulève des interrogations. Néanmoins, afin de conserver un caractère minorant à Alors même que la conjoncture est porteuse de fortes

la trajectoire basse de PIB, un taux de croissance annuel

incertitudes, le poids important de la croissance écono-

moyen inférieur de 0,3 point au scénario le plus pessi-

mique sur l’évolution à long terme du paysage électrique

miste du CAS est retenu entre 2017 et 2030. Ce choix

français impose deux contraintes pour établir des hypo-

se justifie par le fait que des scénarios bien plus moroses

thèses de long terme du PIB :

ne sont pas à exclure : le CAS et la Direction Générale du

u

u

elles doivent être suffisamment contrastées pour ne pas

Trésor (DGT), dans une étude commune de 201149, ont

minorer le cône d’incertitude qui est intrinsèque à un

ainsi élaboré un scénario dit « noir » dans lequel le niveau

exercice de prévision énergétique à vingt ans ;

de croissance annuelle du PIB ne s’établit qu’à +1,3 %

elles doivent reposer sur les analyses les plus récentes

au-delà de 2020.

possibles, afin d’intégrer au mieux les effets du contexte économique dégradé sur l’appareil productif et le PIB

Ces hypothèses de croissance du PIB sont détaillées dans

potentiel français de long terme.

le graphique et le tableau suivants.

Le rapport complet est accessible sur le site du Centre d’Analyse Stratégique : http://www.strategie. gouv.fr/system/ files/cas_rapport_ secteurs_nouvelle_ croissance17012012. pdf

48

« France 2030 : cinq scénarios de croissance » http://www.strategie. gouv.fr/system/files/ rapport_france_2030_ web_0.pdf

49

Taux de croissance annuel moyen du PIB en volume 2,5 % 2,5 %

2,0 % 2,0 %

1,5 % 1,5 %

1,0 % 1,0 %

0,5 % 0,5 %

0,0 % 2010 0,0 % 2010 -0,5 % -0,5 %

2015

2020 2015

2025 2020

2030 2025

2030

-1,0 % -1,0 % Historique

Médian BP2012

Haut BP2012

Bas BP2012

Taux de croissance annuel moyen du PIB en volume Bas

Médian

Haut

2011-2015

0,7 %

1,3 %

1,7 %

2016-2020

1,7 %

2,1 %

2,2 %

2021-2030

1,6 %

1,8 %

2,2 %

99

Partie 5

Les déterminants à long terme 2 800 2 600

Milliards €2005

2 400

À noter que, à l’instar du cadrage macroéconomique de

Au final, les évolutions du PIB en volume illustrent

court terme, les trajectoires de croissance du Bilan Prévision-

e de sortie de crise bien diffé­renciées, trois trajectoires cris t la

van perte de production définitive dans cerallant d’une ea

nel 2012 sont sensiblement plus contrastées que celle de

nc

a

2 200

l’exercice antérieur. Les hypothèses de taux de croissance

d tains ten secteurs d’activités, avec une croissance poten-

2 000

annuel moyen entre 2011 et 2030 sont de +1,4 %, +1,8 %

tielle post-crise amoindrie dans une vision basse, à un

1 800 et +2,1 % selon les trajectoires, alors qu’elles s’établissaient, dans le Bilan Prévisionnel 2011, entre +1,8 % (scénario

rattrapage important de la perte de production dans

1 600

une vision haute, sans toutefois retenir de scénario de rupture.

« Bas ») et +1,9 % (scénarios « Référence » et « Haut »).

1 400 1 200 1 000

PIB en volume à long terme et tendance d’avant-crise 1980

2 800 1985

1990

2 600

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

Historique Bas BP2012

2 400

Milliards €2005

1995

t la

Médian BP2012

2 200

e nc

da

ten

Haut BP2012

n ava

e

cris

2 000 1 800 1 600 1 400 1 200 1 000

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

De même, la croissance économique affecte fortement

est intimement liée à celle des équipements et donc de

les évolutions de la consommation électrique dans les

la consommation électrique du secteur résidentiel.

autres pays européens. Afin d’être à même de bâtir des projections de demande européenne en restant dans un

Les scénarios de population à long terme se fondent

cadre cohérent, des hypothèses de PIB ont également

sur les dernières projections de population de l’INSEE,

été élaborées pour ces pays en utilisant une approche

les variantes haute et basse sont élaborées de la même

similaire.

manière que pour les scénarios de moyen terme. La corrélation avec le PIB est maintenue pour la construction

5.1.2 Population active et nombre

des scénarios de population active employée.

des ménages Les évolutions démographiques constituent également

L’hypothèse retenue est que la taille unitaire des ménages

une autre composante déterminante des futurs possibles

devrait poursuivre sa décroissance tendancielle pour

du fait de son effet sur la croissance économique, mais

atteindre environ 2,1 personnes par ménage en 2030,

surtout parce que la croissance du nombre de ménages

contre 2,3 en 2008.

Évolution de la population, du nombre de ménages et de la population active à long terme

100

Bas

Central

Haut

Population en 2030 (en millions) et taux de croissance annuel moyen entre 2011 et 2030

65,8 (+0,2 %)

68,5 (+0,4 %)

71,3 (+0,6 %)

Nombre de ménages en 2030 (en millions) et taux de croissance annuel moyen entre 2011 et 2030

30,8 (+0,6 %)

32,3 (+0,9 %)

34,1 (+1,1 %)

Population active en 2030 (en millions) et taux de croissance annuel moyen entre 2011 et 2030

29,1 (+0,2 %)

29,7 (+0,3 %)

30,9 (+0,5 %)

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 5.2 Efficacité énergétique 5.2.1 Maîtrise de la demande Tous les scénarios prennent en compte l’amélioration

Des différenciations sont toutefois introduites entre

continue de l’efficacité énergétique qui s’opère au travers

les scénarios pour rendre compte des facteurs suscep-

de la diffusion des progrès technologiques et des poli-

tibles de freiner ou, à l’inverse, d’accélérer la diffusion de

tiques énergétiques volontaristes comme en témoignent

l’effi­cacité énergétique (incitations financières, pouvoir

les Schémas Régionaux Climat Air Énergie (SRCAE), et

d’achat des ménages, politiques publiques, etc.).

la future Conférence environnementale sur la « transition énergétique » qui devrait déboucher sur une loi au

De façon similaire, les efforts de maîtrise de la

printemps 2013. L’effet de ces mesures est important

demande d’énergie sont également de nature à inflé-

sur l’horizon étudié (2030) car on peut supposer qu’à

chir progressivement la croissance de la consom-

cet horizon, la majorité des parcs de matériels aura été

mation électrique de l’ensemble des pays de l’Union

renouvelée et une partie du parc immobilier aura fait

européenne grâce à la Directive européenne sur l’effi-

l’objet d’un renouvellement ou d’une rénovation thermique.

cacité énergétique.

Directive Efficacité Énergétique À la suite du Plan énergie-climat et afin de contri-

(priorité de raccordement et d’appel dans le sys-

buer aux objectifs d’amélioration de 20 % de l’effi-

tème électrique).

cacité énergétique à 2020, l’Union européenne a élaboré un projet de directive, présenté le 22 juin 2011. Il est depuis cette date en discussion au Parlement européen et au Conseil de l’Union

Pour le réseau de transport d’électricité, des respon­ sabilités particulières incombent : aux États membres pour l’évaluation des poten-

u

européenne.

tiels d’efficacité énergétique des infrastructures et pour s’assurer que les tarifs contribuent à l’effi­

Les principaux points en projet sont les suivants : u Chaque État membre de l’Union européenne va

u

se voir fixer une cible à atteindre en matière d’effi­

du réseau facilitant la mise en place de services

cacité énergétique à 2020 (les modalités pré-

d’efficacité énergétique tels que les réseaux intel-

cises sont à fixer en énergie primaire ou finale, en u

cacité du système, aux régulateurs pour la tarification et la régulation

volume ou en intensité énergétique), haque État membre met en place un mécaC nisme obligeant les distributeurs d’énergie et

u

ligents (SmartGrids), aux gestionnaires de réseaux pour le traitement prioritaire des cogénérations à haut rendement.

vendeurs d’énergie au détail à proposer à leurs clients des mesures de réduction annuelle

Le mécanisme d’obligation proposé rappelle le dis-

des consommations d’énergie, pour aboutir,

positif mis en place par la France par le biais des

en trois étapes entre 2014 et 2020, à 1,5 % de

certificats d’économies d’énergie.

leurs ventes annuelles en volume. Les industries concernées par le système d’échange de

La France a réaffirmé son soutien au projet de

quotas d’émission et le transport en sont par-

directive lors du Conseil des ministres de l’Environ-

tiellement exclus.

nement de l’Union européenne le 11 juin 2012. L’accord entre la Présidence du Conseil et le rap-

Pour la production efficace de chaleur et d’élec-

porteur du Parlement européen a été entériné le

tricité, une nouvelle filière prioritaire, la cogé-

15 juin. Le texte devrait être voté en septembre

nération à haut rendement, est identifiée, qui

2012 avec une mise en œuvre en principe au prin-

fait l’objet de mesures de soutien spécifique

temps 2014.

101

Partie 5

Les déterminants à long terme

Chauffage

de travaux de rénovation, encouragés notamment

Le chauffage est un des postes les plus affectés par les

par la généralisation des Diagnostics de Performance

politiques énergétiques française et européenne. Dans

Énergétique (DPE) accompagnant la vente et la loca-

les logements neufs, avec l’entrée en application de la

tion des centres commerciaux. En outre, un décret est

Réglementation Thermique 2012 (RT 2012), les besoins

en cours d’élaboration sur l’organisation de l’obligation

de chauffage seront nettement plus faibles (optimi-

de travaux de rénovation énergétique sur la période de

sation de la conception du bâti) et le respect du seuil

2012 à 2020 du parc tertiaire. Les objectifs de réduc-

maximal de 50 kWh/m²/an en énergie primaire freinera

tion des consommations atteindraient au minimum

l’installation de convecteurs électriques. L’impact de la

25 %, objectif qui pourrait être porté à la hausse à partir

RT 2012 se traduit par les hypothèses suivantes :

de 2015. Le projet de Directive européenne pour l’effi­

u

les parts de marché du chauffage électrique dans le

cacité énergétique insiste sur la rénovation des bâti-

neuf sont en baisse sur l’horizon de prévision par rap-

ments et demande aux États d’être exemplaires avec

port aux fortes valeurs enregistrées entre 2005 et 2010

la rénovation chaque année de 3 % des surfaces des

mais similaires aux hypothèses du Bilan Prévisionnel

bâtiments publics.

2011 ; u

u

Directive 2010/31/UE (refonte de la Directive 2002/91/CE)

50

les installations de convecteurs ont lieu essentiellement

L’ADEME et le bureau d’études Sinteo ont réalisé une

dans des logements collectifs bien isolés et dans des

« cartographie énergétique »51 du parc tertiaire d’Île-de-

zones climatiques privilégiées ;

France à partir de l’audit d’une trentaine de bâtiments,

les installations de chauffage électrique en maisons

permettant de prioriser l’effort de rénovation du parc

individuelles sont exclusivement basées sur des pompes

tertiaire. Ainsi, les bâtiments construits dans les années

à chaleur.

80, n’ayant connu qu’un simple rafraîchissement, et des bureaux de type haussmannien rénovés avant la RT 88

Après 2020, la construction neuve sera affectée par

peuvent atteindre jusqu’à 50 % de réduction de leur

la directive européenne sur la performance énergé-

consommation en travaillant sur les équipements et

tique des bâtiments

l’enveloppe des immeubles.

50

qui fixe des normes minimales

en matière de performance énergétique des nouveaux « Les enseignements de la cartographie énergétique d’un parc tertiaire » publié sur le site web de l’ADEME : http://www.ademe.fr

51

bâtiments et impose notamment que tous les nouveaux

La meilleure isolation des bâtiments réduit l’usage de

bâtiments soient à « consommation d’énergie quasi

chauffage mais aussi de climatisation, dont la réduction

nulle » à partir du 31 décembre 2020 (31 décembre 2018

des consommations unitaires est également favorisée

pour les bâtiments du secteur public).

par la pénétration de technologies performantes telles que les VRV-Inverter52, l’eau glacée, et la GTC (Gestion

Concernant le parc de logements existants, le chantier

Technique Centralisée).

de rénovation thermique des bâtiments et les différentes

Climatisation à volume réfrigérant variable

52

mesures fiscales favorisant la rénovation thermique des

Les scénarios retenus prennent en compte l’effet de

logements et la pénétration d’installations énergéti-

ces mesures d’efficacité énergétique sur la consom-

quement performantes, vont conduire à une baisse des

mation électrique française, avec toutefois un poids

besoins de chauffage. Des transferts de combustibles vers

variable de ces effets selon les scénarios étudiés. En

des pompes à chaleur ont lieu lors de la rénovation des

effet, plusieurs facteurs pourront fortement influer

maisons individuelles, notamment en raison des mesures

sur la rapidité et l’efficacité de la mise en place de ces

qui contribuent à favoriser le développement des pompes

mesures, dont :

à chaleur.

u

les délais nécessaires à l’adaptation technique et industrielle de toute la filière du bâtiment,

Les directives sur l’efficacité énergétique des bâtiments

u

portent également leurs fruits sur les consommations des bâtiments tertiaires. La baisse des besoins de

usagers des bâtiments, u

l’incertitude pesant sur le pouvoir d’achat des ménages

chauffage induite par la réglementation française est

et donc sur leurs capacités à financer des rénovations et

plus significative dans la construction neuve que dans

des achats de logements.

les bâtiments anciens. Ces derniers font toutefois l’objet

102

les risques d’effet rebond lié au comportement des

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Impact de la diffusion des pompes à chaleur sur la courbe de charge de consommation La diffusion des pompes à chaleur affecte la courbe

soit la température extérieure. Il peut y avoir aussi

de charge du chauffage : en effet, le comportement

abaissement du seuil de température extérieure en

des pompes à chaleur en fonction de la température

deçà duquel la pompes à chaleur ne peut satisfaire

extérieure s’écarte sensiblement du comportement

l’intégralité du besoin de chauffage, ce qui laisse

du chauffage électrique par effet Joule, technologie

davantage de pompes à chaleur en fonctionne-

la plus largement répandue aujourd’hui. Le coeffi-

ment lors des jours très froids (où les coefficients de

cient de performance des pompes à chaleur, défini

performance sont moins élevés que les jours doux).

comme le rapport entre l’énergie restituée par la pompes à chaleur et l’énergie consommée, n’est pas

Compte tenu de la relation complexe entre puis-

constant : il diminue lorsque l’écart de température

sance consommée et température, fonction

entre le milieu de prélèvement et le milieu de resti-

notamment de la source de prélèvement de la

tution augmente. De plus, pour des écarts de tem-

chaleur et du milieu de restitution, deux profils de

pérature très importants (milieu extérieur très froid),

consommation d’électricité liée aux températures

la puissance du compresseur de la pompes à chaleur

basses sont utilisés pour les prévisions en puissance,

peut se révéler insuffisante pour assurer la totalité du

l’un pour les pompes à chaleur air/air, le second

besoin de chauffage : un appoint est alors nécessaire.

pour les pompes à chaleur air/eau. Les paramètres liant température extérieure et puissance appelée

Les hypothèses retenues sont que, sous l’effet

sont fondés sur les meilleures connaissances théo-

du progrès technologique, les performances des

riques actuelles des machines et de leur comporte-

pompes à chaleur seront améliorées. On peut s’at-

ment (coefficient de performance et son évolution

tendre à ce que les coefficients de performance des

en fonction de la température extérieure, plage de

futures machines soient plus élevés à toutes tem-

fonctionnement) ainsi que de leur potentiel d’évo-

pératures que celui des machines actuelles, ce qui,

lution ; ces paramètres devront naturellement être

pour un même besoin de chaleur, tend à diminuer

validés ou affinés par le retour d’expérience au

la puissance électrique consommée, quelle que

cours des prochaines années.

Production d’eau chaude sanitaire

considère que la production d’eau chaude est assurée par la pompe à chaleur ;

La production d’eau chaude sanitaire est également affectée par les politiques énergétiques française et

u

pour les logements chauffés avec une pompe à chaleur

européenne. Les ballons électriques à accumulation sont

air/air, on considère que la production d’eau chaude est

menacés par un prochain étiquetage énergétique euro-

assurée par un chauffe-eau thermodynamique ou par

péen et par la RT 2012 qui est défavorable aux solutions résistives. Les solutions émergentes sont des chauffe-

un chauffe-eau solaire avec appoint électrique ; u

pour les logements non chauffés avec une solution

eau solaires et des chauffe-eau thermodynamiques .

électrique, on considère que la production d’eau

La structure du parc résidentiel actuel de chauffe-eau

chaude est assurée par une autre énergie.

53

électriques devrait donc fortement évoluer dans les prochaines années.

Dans le parc existant, comme pour le neuf, on considère que tous les logements chauffés avec une pompe à cha-

Dans les logements neufs, l’entrée en application de la

leur haute température produisent l’eau chaude avec

RT 2012 et de la Directive européenne Éco-conception

cette dernière. Pour les logements chauffés avec des

ErP limitant l’installation de chauffe-eau électriques à

solutions électriques autres que des pompes à chaleur

accumulation, le choix a été fait de ne garder que trois

haute température, l’hypothèse retenue est un taux de

technologies à long terme :

pénétration, plus ou moins élevé selon le scénario, des

u

pour les logements chauffés avec une pompe à chaleur

chauffe-eau solaires et thermodynamiques en rempla-

à haute température (géothermique ou air/eau), on

cement des chauffe-eau électriques à accumulation.

Eau chaude produite par une pompe à chaleur dédiée ou par la pompe à chaleur du système de chauffage

53

103

Partie 5

Les déterminants à long terme

Pour les logements non équipés de chauffage élec-

Ainsi, sans pilotage des périodes de chauffe par un signal

trique, on considère que le système de production d’eau

tarifaire, ces solutions, qui apportent un gain sur le bilan

chaude sera basé sur l’énergie de chauffage et/ou sur

énergétique annuel, pourraient accentuer les appels de

l’énergie solaire.

puissance au moment du besoin d’eau chaude qui correspond aux pointes de puissance (matin, soir, essentiellement en hiver pour les chauffe-eau solaires).

L’évolution de la structure du parc de chauffe-eau est importante tant en terme d’énergie qu’en terme de puissance. En effet, le parc français est aujourd’hui largement

Éclairage

constitué de ballons électriques à accumulation dont les

La disparition progressive des ampoules à incandes­

périodes de chauffe sont généralement asservies à un

cence se traduit par une baisse significative des consom-

signal tarifaire. Ces ballons chauffent pendant les « Heures

mations d’éclairage. À terme, seules les ampoules les

6 000

Puissance (MW)

5 000

Creuses », ce qui permet de décorréler le besoin d’eau

plus performantes devraient subsister avec un parc

chaude (dans la matinée et autour de 19 h) de la consom-

essen­tiellement constitué de diodes (LED) ou de lampes

4 mation 000 électrique (heures creuses). Le signal tarifaire peut

à basse consommation (LBC). Cette évolution est

s’avérer économiquement moins intéressant en cas de

importante tant en termes de consommation élec-

de ces ballons par des systèmes énergé3 remplacement 000

trique annuelle que de puissance appelée. Le graphique

tiquement plus performants tels que des chauffe-eau ther-

suivant illustre les effets attendus du remplacement

ou des chauffe-eau solaires fonctionnant 2 modynamiques 000

des ampoules à incandescence par des ampoules

avec un appoint électrique pour couvrir les périodes où

performantes sur les appels de puissance de l’éclairage

l’ensoleillement est insuffisant (environ 40 % du temps).

résidentiel.

1 000

Évolution du profil journalier de l’éclairage résidentiel – exemple d’un jour de janvier 0

0

4

6 000

8

12

16

20

24

2010

5 000

2015

« Rénovation de l’éclairage dans les bâtiments tertiaires », brochure disponible sur le site web de l’ADEME : http:// www2.ademe.fr/ servlet/doc?id=79950

54

Décret n° 2012-118 du 30 janvier 2012, Art R.581-35

55

104

Puissance (MW)

2020 4 000

2025 2030

3 000

2 000

1 000

0 0

4

8

12

16

20

24

Dans les bâtiments du secteur tertiaire, où l’éclai-

l’ADEME54, les gisements d’économie d’énergie sont

rage est le premier poste de consommation (35 % de

considérables, ils pourraient atteindre 77 % en milieu

la consommation totale des bureaux, 50 % pour le

scolaire.

domaine de la santé et des collectivités locales, 60 % pour les lycées) avec près de 24 TWh par an, les écono-

L’éclairage public fait également l’objet d’une surveillance

mies d’énergie sont attendues par la généralisation des

particulière, et les petites communes peuvent bénéficier,

technologies émergentes (LED, fluorescence) asso-

depuis le 20 février 2012, d’une aide de l’ADEME pour sa

ciées à des systèmes performants de gestion combi-

rénovation. De plus, les enseignes lumineuses commer-

nant la détection de présence et la variation d’intensité

ciales sont soumises à une obligation d’extinction entre

lumineuse en fonction de la lumière naturelle. Selon

1 h et 6 h du matin depuis le 1er juillet 201255.

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 Concernant l’éclairage dans le secteur industriel, l’hypo-

qui représentent plus de 60 % de la consommation

thèse retenue est que les ampoules non performantes

électrique industrielle.

auront totalement disparu (ampoules à incandescence, lampes à vapeur de mercure) ou seront devenues net-

5.2.2 Transferts entre énergies

tement minoritaires (tubes à ballasts ferromagnétiques)

Les transferts entre énergies sur les usages thermiques

sur l’hori­zon étudié. Des économies devraient être

dans le bâtiment (chauffage, production d’eau chaude

générées via la gestion de l’éclairage qui est encore peu

sanitaire, cuisson) sont à même de peser sensiblement

répandue dans ce secteur.

sur l’évolution de la demande électrique à long terme, en énergie et en puissance.

Les hypothèses retenues tiennent compte d’une légère surconsommation de chauffage pour compen-

L’enjeu en la matière se situe pour l’essentiel sur le parc de

ser la perte de chauffage liée au remplacement d’am-

logements existants. En effet, compte tenu des exigences

poules à incandescence par des ampoules à basse

réglementaires dans la construction neuve (RT 2012

consommation.

aujourd’hui, bâtiments à énergie positive à partir de 2020) et de la forte réduction des consommations unitaires

Autres équipements

des usages concurrentiels de l’électricité qui devrait en

La Directive ErP prévoit de nouvelles normes contrai-

découler, le poids relatif de ces derniers dans les nou-

gnantes en matière de performance énergétique pour

veaux logements devraient être de plus en plus marginal

une vaste gamme d’appareils et équipements. Les

sur le long terme.

produits non conformes à ces prescriptions minimales seront retirés du marché. Les produits traités en prio-

Il en va tout autrement sur le parc de logements existants

rité par la Commission européenne ont été les chau-

où les changements de modes de chauffage, à l’occasion

dières, les chauffe-eau, les ordinateurs, les photoco-

de rénovations partielles ou complètes des logements,

pieurs, les téléviseurs, les décodeurs, le mode « veille »,

peuvent se traduire par des transferts significatifs de

les chargeurs, l’éclairage, les climatiseurs, les moteurs

consommations. En particulier, les conversions vers des

électriques, les réfrigérateurs, les congélateurs, les

systèmes de pompes à chaleur, généralement air-eau pour

lave-linge et les lave-vaisselle. Des travaux sont en

conserver le circuit d’eau chaude, de maisons individuelles,

cours sur d’autres produits tels que la cuisson et les

jusque-là chauffées avec une chaudière à énergie com-

auxiliaires de chauffage.

bustible, devraient se maintenir à des niveaux annuels relativement soutenus, avec en corollaire un accroissement de

Ainsi, les appareils électroménagers (froid et lavage), les

la thermosensibilité de la demande. Des évolutions similaires

équipements informatiques, TV, Hi-fi et vidéo voient leur

sont probables à l’échelle européenne (cf. encadré).

consommation unitaire fortement diminuer avec l’amélioration des performances énergétiques des appareils et

Le coût d’utilisation est souvent un facteur important

le nouvel étiquetage énergétique qui favorise la diffusion

dans la prise de décision de rénover et de modifier un

des appareils les plus performants énergétiquement. La

système de chauffe, aussi l’évolution du prix relatif, vu du

baisse des consommations unitaires peut toutefois être

client, de l’électricité par rapport aux autres énergies est-

compensée, à des degrés divers selon le scénario étudié,

elle à prendre en considération pour élaborer des hypo-

par l’augmentation du taux de multi-équipement, de la

thèses à long terme de diffusion des pompes à chaleur

durée d’utilisation des appareils et de leur taille ou volume

sur le parc de logements existants.

Règlement CE640/2009

56

(taille des écrans par exemple). Un autre facteur pesant significativement sur les déciParmi les autres mesures importantes de la directive, le

sions des ménages est le coût d’investissement, vu du

règlement sur les moteurs56, adopté en juillet 2009, ren-

client ou du promoteur, dans un nouveau mode de

force les exigences de rendement des moteurs. La diffu-

chauffage. De ce point de vue, la politique énergétique,

sion de moteurs plus performants et l’amélioration de leur

au travers de dispositifs d’aide (crédit d’impôt, prêts à

mode de modulation devraient se traduire par des gains

taux zéro, etc.) est à même d’influer sur les choix éner-

d’efficacité énergétique importants des usages moteurs

gétiques des ménages.

105

Partie 5

Les déterminants à long terme

Quel impact sur le système électrique de la diffusion des pompes à chaleur en Europe ? Grâce à leur rendement élevé, les systèmes ther-

améliorations des performances apportées par les

modynamiques de chauffage, de climatisation, ou

fabricants, et les incertitudes liées à l’évolution du

encore de chauffage de l’eau, contribuent à l’amé-

prix du pétrole sont également des facteurs favo-

lioration de l’efficacité énergétique des bâtiments.

rables aux pompes à chaleur.

Selon l’EHPA (European Heat Pump Association),

Jusqu’ici, le chauffage électrique est peu répandu

le marché européen des pompes à chaleur et des

dans l’Union européenne. Avec plus de 9 millions de

climatiseurs réversibles est en hausse de +3 % en

logements chauffés à l’électricité, la France apparaît

2011. 4,5 millions d’unités ont ainsi été vendues

comme atypique et se caractérise par une thermo-

entre 2005 et 2010 dans l’Union européenne. La

sensibilité plus importante que dans le reste de l’Eu-

France, la Suède et l’Italie sont les trois principaux

rope (environ 50 % du total). Or, une conséquence de

marchés nationaux en 2011. Concernant le chauf-

la croissance des systèmes thermodynamiques en

fage de l’eau, l’EHPA constate une hausse nette

Europe est une augmentation significative de la ther-

pour ce marché émergent, avec près de 50 000 sys-

mosensibilité européenne, et donc une demande

tèmes thermodynamiques vendus en 2011.

d’électricité plus saisonnalisée et plus sensible aux températures. Le développement des pompes à

La recherche d’efficacité énergétique dans le chauf-

chaleur en Europe en substitution de chauffage non

fage devrait maintenir, voire accélérer la croissance

électrique (gaz) peut donc conduire à des besoins

du marché des pompes à chaleur, essentiellement

complémentaires en puissance et en réseau, notam-

dans la construction neuve. Une étude présentée

ment lors de périodes de vagues de froid.

par le cabinet de conseil BSRIA (Building Services Research and Information Association, “Heating

Cette thermosensibilité augmenterait essentiel-

2020 : Trends in the Heating Systems”) lors du

lement au rythme de la construction neuve ; elle

congrès annuel de l’EHPA en mai 2012 table sur

resterait donc faible à court et moyen termes, mais

des parts de marché de 43 % en Allemagne et 50 %

l’impact sur l’équilibre entre l’offre et la demande en

au Royaume-Uni dans les logements neufs. Les

Europe doit être surveillée de près au-delà de 2020.

incitations financières des pays européens, mises

Face à cette problématique, le développement

en place pour atteindre les objectifs fixés par la

du réseau mais aussi les projets d’effacement ou

Directive, expliquent en partie cet engouement de

encore de stockage seront essentiels à la maîtrise

la filière pour les systèmes thermodynamiques ; les

de la pointe électrique en Europe.

2 500

Au-delà des considérations économiques, d’autres facteurs,

Ventes annuelles d’équipements de cuisson

2 000

d’ordre sociologique et technologique, peuvent également

2 500

induire des transferts entre énergies. Ainsi, on assiste depuis

1 500

plusieurs années à une évolution des pratiques de cuisson, 2 000

avec un recours accru à l’électricité. Cette évolution est liée :

milliers d’unités

1 000

500

u

1 500

nés préparés au four à micro-ondes, etc.) ;

1 000

u

au succès de la technologie à induction ;

u

à la disparition des appareils de cuisson intégrés (types gazinières) au profit d’éléments séparés, offrant plus de

0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 500 Tables de cuisson

Cuisinières

Fours encastrables

2011

flexibilité pour l’aménagement des cuisines.

Fours micro-ondes

Enfin, la politique énergétique globale devrait favoriser les

0 Source : GIFAM

106

à la transformation des pratiques culinaires (plats cuisi-

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2011

transferts vers l’électricité dans le secteur du transport,

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 notamment avec le développement des véhicules élec-

recharge des VE, bonus pour l’achat de VE, etc. La dyna-

triques et hybrides rechargeables, des transports collectifs

mique de développement des VE et VHR est également

urbains et périurbains et du transfert modal de la route vers

fortement dépendante du pouvoir d’achat des ménages :

le rail. La dynamique de ces transferts est fortement liée aux

d’une part, l’investissement à l’achat est à ce jour plus

mesures politiques et incitatives qui seront mises en place :

important que pour un véhicule thermique, d’autre part, le

politique de développement et de financement des trans-

marché de ces véhicules est particulièrement lié au multi-

ports en commun, développement des infrastructures de

équipement automobile (deuxième voiture).

5.3 Mix électrique 5.3.1 Le parc nucléaire La durée d’exploitation du parc nucléaire actuel consti-

mis en service pour une puissance de 61,6 GW, soit une

tue, en France, le principal facteur d’évolution de l’offre

moyenne de près de trois groupes nucléaires et une puis-

française à long terme. Son impact sur le système élec-

sance de 3 GW par an. L’hypothèse d’une durée de vie

trique français est renforcé par le nombre très impor-

identique pour l’ensemble des groupes provoquerait de

70

60tant

de groupes construits sur une période relativement

façon mécanique une réduction tout aussi importante du parc nucléaire français, sur une période similaire.

50

40

Hypothèse d’évolution du parc nucléaire actuel selon plusieurs hypothèses normatives de durée d’exploitation

30 70 20 60 10

0

Puissance installée (GW)

Puissance installée (GW)

courte. De 1977 à 1999, 58 réacteurs nucléaires ont été

2010

50

40

2015

2020

2025

2030

2035

2040

40 ans 30

50 ans

20

10

0 2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

Ainsi en 2030, la possible limitation de la durée d’exploi-

S’ajoute à cette incertitude celle relative aux investisse-

tation à 40 ans concernerait 51 des 58 groupes actuelle-

ments qui seront réalisés dans la construction de nou-

ment en service soit 85 % de la puissance actuellement

veaux groupes nucléaires : la politique énergétique et le

en exploitation. Toujours à 2030, 13 groupes, soit moins

contexte industriel, technique, économique et financier

de 20 % de la puissance installée, auraient été mis en ser-

seront des facteurs déterminants. Les scénarios prospec-

vice depuis plus de 50 ans.

tifs à long terme s’attachent donc à couvrir cette incertitude par des hypothèses contrastées.

107

Partie 5

Les déterminants à long terme

Le réseau de transport doit accompagner l’évolution du parc nucléaire français L’arrêt de centrales nucléaires modifierait struc-

aux nouveaux flux induits par ces changements

turellement les flux d’électricité sur le réseau de

de circuler (capacité en transit) en garantissant la

transport national mais également européen.

sûreté de fonctionnement (tenue en tension) que

Ce phénomène est aujourd’hui observé en Alle-

ce soit au niveau national ou au niveau européen

magne, ou des contraintes sont apparues entre le

(développement des interconnexions pour mutua­

nord et le sud suite à l’arrêt de centrales dans le

liser les moyens de production les plus efficients).

sud du pays. En fonction de la localisation des nou-

Par ailleurs, la soudaineté du phénomène (-25 GW

velles unités de production remplaçant les unités

en 5 ans, -45 GW en 10 ans) rend impératif de se

déconnectées, l’adaptation du réseau nécessaire

préparer bien en amont à cette évolution majeure.

sera plus ou moins importante pour permettre

5.3.2 Les énergies renouvelables La progression du parc renouvelable est un facteur déter-

De manière générale, ces filières sont aujourd’hui dépen-

minant pour le mix énergétique à long terme. La politique

dantes de la politique énergétique et des dispositifs de

énergétique, ainsi que d’autres paramètres d’ordre technolo-

soutien comme les tarifs d’achat. Mais d’autres para-

gique, économique, industriel ou encore sociétal, vont avoir

mètres entrent en jeu et pourraient être déterminants

une influence prépondérante sur l’évolution des différentes

à l’horizon 2030, suivant l’évolution du contexte écono-

filières de production d’électricité renouvelable : éolien,

mique et du marché de l’électricité.

solaire photovoltaïque, biomasse, énergies marines…

Le réseau de transport est nécessaire au développement des énergies renouvelables Un développement significatif est envisagé pour le parc renouvelable, aujourd’hui principalement constitué de productions photovoltaïques et éoliennes terrestres, mais amené à se diversifier dans les filières éoliennes maritimes, hydroliennes ou biomasse. Contrairement à une idée répandue, ces développements n’auront pas qu’un impact local mais, compte tenu des puissances concernées, modifieraient structurellement les flux d’énergie mais aussi de puissance sur le réseau de transport français et européen. Au-delà de leur raccordement, l’adaptation du réseau de transport au développement de ces capacités de production est donc indispensable.

108

La décentralisation énergétique et les systèmes centralisés devront coexister dans un mode de fonctionnement de plus en plus interactif. Le rôle des collectivités locales sera beaucoup plus important dans les systèmes énergétiques du futur, et RTE contribue d’ores et déjà activement aux schémas régionaux du climat, de l’air et de l’énergie (SRCAE) et à l’atteinte de leurs objectifs en matière d’énergies renouvelables. Les futurs schémas de raccordement (S3REnR) élaborés par RTE concrétisent la priorité d’accès au réseau des énergies renouvelables, qui bénéficieront de capacités d’accueil dédiées pendant dix ans. Ils vont aussi permettre de mieux articuler la planification du réseau de RTE avec celle des énergies renouvelables.

Parc hydroélectrique

tant des projets et des limitations d’ordre géographique,

Le parc hydroélectrique fait aujourd’hui l’objet d’une

sociétal et environnemental de nouvelles constructions

incertitude relativement faible concernant le parc installé,

de grande ampleur. Le renouvellement des concessions

compte tenu du temps de développement très impor-

hydroélectriques, évoqué dans les analyses à moyen

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 terme, pourrait avoir un impact local sur la puissance

Le cadre réglementaire et juridique, qui résulte de la

disponible mais l’intégration en cascade des installations

politique énergétique, impacte fortement la mise en

hydrauliques nous conduit à retenir l’hypothèse d’un

place ou l’aboutissement de nombreux projets éoliens.

impact global marginal sur la puissance disponible à tout

En particulier, le montant du tarif d'achat de l’électricité

instant et sur le productible annuel.

produite, les règles d’implantation des parcs éoliens et les contraintes environnementales qui s’imposent aux instal-

Certaines installations hydroélectriques peuvent jouer un

lations sont des éléments déterminants pour le déroule-

rôle important dans le stockage d’énergie, très utile dans

ment et l’aboutissement d’un projet. Un autre élément

des situations d’importantes productions intermittentes,

jouant sur la rentabilité, et donc la réalisation, des projets

grâce à des systèmes appelés STEP57. Des STEP sont en

éoliens, en particulier terrestres, est l’évolution du prix

construction dans certains pays européens, comme l’Es-

de l’électricité aux horizons considérés. En effet, si le prix

pagne, le Portugal, mais surtout l’Autriche et la Suisse. Le

de l’électricité venait à augmenter de façon significative,

renouveau de leur développement en France dépendra

certains projets pourraient être rentables sans avoir

de leurs débouchés, de la capacité d’investissement mais

besoin de tarifs d’achat spécifiques. L’acceptabilité locale

aussi de leur acceptation par les populations locales. Les

joue de plus un rôle important.

STEP : Stations de Transfert d’Électricité par Pompage

57

hypothèses envisagées sont donc différentes selon les scénarios.

Une adaptation du réseau de transport est indispensable au raccordement de la nouvelle production éolienne dont

Parc éolien

l’optimisation économique (meilleurs potentiels de pro-

Le parc éolien représente aujourd’hui la part la plus

duction et moindre coût de raccordement) et l’accepta-

importante de la production renouvelable, hors produc-

bilité locale conduisent à la concentration géographique.

tion hydroélectrique. Son rythme de développement est

C’est le sens des Schémas Régionaux de Raccordement

donc crucial pour l’évolution du parc renouvelable dans

au Réseau des Énergies Renouvelables (S3REnR) dont

son ensemble.

l’élaboration est confiée à RTE.

Schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) La loi Grenelle 1 a confirmé les orientations en

Les enjeux sont importants pour RTE :

matière de développement des énergies renou-

u

velables en leur fixant l’objectif de 23 % de l’énergie produite à 2020. Issus de la loi Grenelle 2, les

La réservation des capacités d’accueil concrétise la priorité d’accès au réseau des EnR,

u

décrets SRCAE et S3REnR encadrent le dévelop-

Ils permettent une planification prospective articulée entre le développement des EnR et le déve-

pement des EnR pour parvenir à cet objectif.

loppement du réseau chargé de les accueillir, u

Ils définissent un périmètre de mutualisation des

Chaque schéma régional de raccordement a pour

coûts du réseau à créer entre les producteurs EnR,

but de fournir les solutions techniques, ainsi que

basé sur un système de quote-part. En se substi-

les coûts prévisionnels associés, garantissant une

tuant aux règles classiques de raccordement, cette

capacité d’accueil des EnR pour une période de

mutualisation présente l’avantage de supprimer

10 ans, soit une visibilité d’accès au réseau au-delà

l’effet de seuil, souvent bloquant pour le dévelop-

de 2020. Ces capacités d’accueil impliquent la créa-

pement du plein potentiel EnR d’une zone.

tion ou le renforcement d’ouvrages avec un périmètre de mutualisation entre postes des réseaux

Après validation d’un SRCAE, RTE a six mois pour éta-

de transport et de distri­bution.

blir le S3REnR. Dans les régions concernées, RTE a déjà entamé les concertations avec les acteurs locaux.

109

Puissance (MW)

Partie 5

Les déterminants à long terme

9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 Royaume-Uni

Puissance (MW)

Éolien offshore, développement et objectifs 2020 14 000 13 000 12 000 11 000 10 000 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0

Allemagne

France

Pays-Bas

Espagne

Installé avant 2011 Installé en 2011 Objectif 2020 (NREAP)

Royaume-Uni

Allemagne

France

Pays-Bas

Espagne

Belgique

Danemark

Source : ENTSO-E

Concernant l’éolien en mer, l’essor d’une filière indus-

reste encore à préciser. Les scénarios prospectifs à long

trielle dépendra du degré de réussite des appels d’offres

terme retiennent donc diverses hypothèses.

en termes de délais de réalisation des parcs, de maîtrise de la technologie, de puissance installée, de rentabilité et

On notera que la quasi-totalité des pays européens accu-

de création effective d’emplois.

sent aujourd’hui un retard de développement de l’éolien en mer conséquent par rapport aux trajectoires pouvant

L’incertitude est aujourd’hui bien plus importante que

mener aux objectifs nationaux pour 2020 inscrits aux

pour la filière terrestre, compte tenu de la taille considé-

plans nationaux de développement des énergies renou-

rable des projets et de leur coût, deux à trois fois supérieur

velables (NREAP), avec un écart parfois considérable entre

à l’éolien terrestre. De plus, le développement d’une filière

les objectifs affichés par les gouvernements et le déve-

nationale est, comme dans certains pays (Royaume-Uni

loppements observés. Ces tendances laissent envisager

notamment), très lié à celui de capacités industrielles

que les puissances visées pourraient être atteintes dans

nécessaires à la construction des parcs, dont l’ampleur

un délai supérieur aux objectifs.

L’évolution des modes de production et de la consommation impose à terme une évolution des règles de la sûreté du système électrique L’insertion à grande échelle de production à base

du niveau de tension notamment) pourrait requé-

d’énergies primaires par nature intermittentes plus

rir la disponibilité locale de capacité de production

ou moins prévisibles (température, vent, nébulo-

flexible pour assurer un niveau minimal de produc-

sité, marée, etc.) devrait conduire à modifier les

tion malgré l’intermittence des productions renou-

modalités de gestion de la sûreté du système élec-

velables.

trique. Ainsi, l’exigence de disponibilité de certaines

110

capacités de production afin de pallier la variation

Côté consommation, le passage des creux noc-

soudaine de la production intermittente (réserve

turnes pourrait requérir la mobilisation croissante

à la hausse et à la baisse) pourrait être croissante.

de capacités flexibles afin d’assurer la capacité des

De même, le maintien en condition opérationnelle

moyens de production en fonctionnement à suivre

du réseau de transport (maîtrise des flux et tenue

la variation de la consommation.

Belgiqu

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 Parc photovoltaïque

a connu, en France, plusieurs modifications significa-

Le parc photovoltaïque constitue une part significative

tives de sa réglementation et des tarifs d’achat, ayant

de la puissance renouvelable installée chaque année.

parfois mené à l’abandon de certains projets. L’impact

Son développement récent a été très soutenu en France,

de ces mesures est donc considérable sur l’avenir de

même s’il n’a pas été comparable à celui constaté dans

la filière.

10 000

Allemagne, République tchèque et en Italie, où cette pro-

On a pu constater dans certains pays, notamment en

9 000

duction représente aujourd’hui plus de 3 % de la produc-

France, en Espagne, en République tchèque ou en Italie,

8 000

tion nationale. Ce développement rapide ne laisse en rien

que la baisse du coût des panneaux, lorsqu’elle est plus

7 000

présager que l’évolution future suivra la même tendance.

rapide que les délais administratifs nécessaires à l’adapta-

6 000

En effet, comme pour le parc éolien, le développement de

tion des mécanismes incitatifs, peut provoquer un déve-

5 000

la filière dépend de nombreux facteurs.

loppement fort mais d’une durée très limitée. Cela illustre, entre autres, la très grande incertitude sur le développe-

4 000 3 000 2 000

ment à venir de cette filière.

Le cadre réglementaire et juridique est au moins aussi impactant pour ce secteur que pour l’éolien. La filière

1 000

Évolution de la puissance photovoltaïque raccordée au réseau 2006

2007

2008

2009

2010

2011

9 000

République tchèque

8 000

Espagne

2,7

7 000

Italie

2,5

6 000

2,3

5 000

2,1

4 000

1,9

3 000

1,7

€/Wc

Puissance (MW)

10 000

2 000

1,5

1 000

1,3

0

2006

Source : ENTSO-E

1,1 2008 0,9

2007

2009

2010

2011

0,7

Indice de prix des modules PV

00 9 no v. 20 09 jan v. 20 10 m ar. 20 10 m ai 20 10 jui l. 2 01 0 se pt .20 10 no v. 20 10 jan v. 20 11 m ar. 20 11 m ai 20 11 jui l. 2 01 1 se pt .20 11 no v. 20 11 jan v. 20 12 m ar. 20 12 m ai 20 12

00 9 .2

pt .2

se

ai m

2,5

jui l

20 09

0,5

2,7

Cristalin (Allemagne)

2,3

Cristalin (Chine)

2,1

Cristalin (Japon) Couche mince CdS/CdTe

1,9

Couche mince a-Si

1,7

Couche mince a-Si/µ-Si

1,5 1,3 1,1 0,9 0,7 Source : PVeXchange 0

01 0 no v. 20 10 jan v. 20 11 m ar. 20 11 m ai 20 11 jui l. 2 01 1 se pt .20 11 no v. 20 11 jan v. 20 12 m ar. 20 12 m ai 20 12

t.2

01

se p

jui l. 2

10

10

20 ai

20 ar.

m

m

0

9

01 v. 2

jan

9

no v. 2

00

9

00

00

pt .2 se

l. 2 jui

ai

20

09

0,5 m

0

€/Wc

Puissance (MW)

d’autres pays européens, particulièrement en Espagne,

111

Partie 5

Les déterminants à long terme

D’autres paramètres techniques entrent en jeu 60 :000

logie. Les scénarios prospectifs à long terme envi-

les avancées technologiques, en termes de rende-

sagent des hypothèses moins différenciées que pour

50 000 ments des panneaux, de systèmes de suivi (ou trac-

l’éolien.

Puissance (MW)

kers) ou encore d’optimisation de la surface occu-

40 000

pée, etc. Mais l’un des éléments les plus significatifs

Concernant les objectifs affichés par les différents pays

pour l’avenir du secteur, au vu de ce qui a été observé 30 000

pour 2020, ils sont aujourd’hui déjà dépassés pour six

dans d’autres pays européens, est l’évolution du

pays européens. La tendance actuelle conduit à envisa-

prix des panneaux photovoltaïques. Le graphe ci-

20 000

ger un dépassement pour l’ensemble des pays, y compris

dessous rapporte la baisse considérable des prix des 10 000

pour la France. L’incertitude porterait donc sur l’ampleur

modules entre 2009 et 2012, quelle que soit la techno­

de ce dépassement.

60 000

50 000

Mis en service en 2011

Puissance (MW)

Mis en service en 2010 40 000

Mis en service en 2009 Mis en service en 2008 Mis en service en 2007

30 000

Mis en service en 2006 Mis en service avant 2006

20 000

Objectifs 2020 (NREAP)

10 000

Ro ya u

Gr èc e

m

e-

Un

i

e qu lgi

èq tc h

Ré p

ub

liq

ue

Be

ue

ce Fra n

e gn pa Es

lie Ita

Al

lem

ag

ne

0

Source : ENTSO-E

Autres filières EnR

existant à 2017 et considéré comme toujours en exploi-

Les productions renouvelables provenant des secteurs

tation à l’horizon 2030 en France est composé comme

biomasse, biogaz et déchets sont aussi aujourd’hui très

suit, dans tous les scénarios :

dépendantes de l’évolution du cadre réglementaire. Sui-

u

vant la politique énergétique qui sera suivie, tant sur les tarifs d’achat de l’électricité que sur la gestion et la valori-

Le parc de cycles combinés gaz restera identique à celui de 2017, soit 6,9 GW ;

u

2 groupes charbon de 580 MW arrivent en fin de vie

sation des déchets organiques, ces filières seront plus ou

technique vers 2025. Les trois autres restent en service,

moins amenées à se développer. De même le dévelop­

pour 1,7 GW.

pement d’une filière hydrolienne dépendra des politiques de soutien. Les différents scénarios considèreront des

Les performances techniques et économiques des

hypothèses contrastées.

groupes pourraient évoluer d’ici 2030, mais RTE ne retient pas d’hypothèse de rupture technologique. En effet,

5.3.3 Le parc thermique classique

112

l’abandon de nombreux projets « pilote » de capture et de

de base et semi-base

stockage du CO2 en Europe et dans le monde a conduit

D’ici 2030, les fermetures de quelques groupes présents

RTE à retenir l’hypothèse conservative que cette techno-

à la fin de l’horizon moyen terme (2017) sont envisagées

logie ne serait pas encore mûre et compétitive en 2030

en France. En revanche, aucun projet n’est aujourd’hui

pour équiper les groupes charbon. De même, les incon-

prévu à des horizons ultérieurs à 2017. Conformément

nues quand au développement de l’extraction du gaz de

aux informations transmises par les producteurs, le parc

schiste en Europe et à son utilisation pour la production

Gr èc e

i eUn Ro ya um

qu e lgi

Ré p

ub

liq ue

Be

tc hè qu e

Fra nc e

e

Al

Es

lem

Photovoltaïque, développements et objectifs 2020

pa gn

ag n

Ita lie

e

0

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012 d’électricité on conduit RTE à ne pas retenir cette dernière hypothèse pour les groupes gaz.

u

4 anciennes turbines à combustion en Bretagne ferment aux alentours de 2020. Le reste du parc de turbines à combustion, beaucoup plus récent, reste en

La méthodologie appliquée en Europe est similaire à

service, représentant 1,5 GW.

celle réalisée pour la France. Ainsi, un certain nombre de groupes présents dans les scénarios ENTSO-E ne sont

L’hypothèse minimale retenue pour les effacements est

pas pris en compte, conformément aux informations

que la capacité globale actuelle des effacements cumu-

transmises à RTE ou sur la base d’hypothèses conserva-

lables connus de RTE (3 GW) est maintenue, la fin des

trices (âge des groupes).

effacements historiques tarifaires pouvant être contre­ balancée par le développement de nouvelles offres

Cependant, pour garantir l’équilibre offre-demande, en

d’effa­cement.

énergie à l’horizon 2030, de la puissance thermique supplémentaire base et semi-base pourrait être nécessaire.

Le parc de pointe en France est donc constitué en 2030

Ainsi, dans l’exercice du Bilan Prévisionnel, une puissance

d’au moins 1,5 GW de turbines à combustion et de 3 GW

de base et/ou semi-base à installer d’ici 2030 est déter-

d’effacements. La méthodologie appliquée en Europe

minée pour chaque pays européen, France comprise, à

est similaire à celle réalisée pour la France.

l’issue de simulations sans tenir compte des échanges. Il s’agit alors d’ajouter de la puissance semi-base (type

Cependant à ce parc pourront s’ajouter de nouveaux

cycles combinés gaz) jusqu’à ce que les moyens de

moyens de pointe afin de garantir l’équilibre offre-

pointe aient une durée de fonctionnement typique de

demande en puissance en 2030. Ces moyens pourront

ces moyens, toujours sans échanges.

être de type production ou effacement. Dans l’exercice du Bilan Prévisionnel, une puissance de pointe

5.3.4 Les moyens de pointe

est déterminée, pour chaque pays européen, France

De la même manière que pour le parc de base et semi-

comprise, à l’issue de simulations tenant compte des

base, le parc de pointe en France, aujourd’hui existant et

échanges, afin que les moyens de pointe, associés aux

supposé toujours présent en 2017, va subir quelques

échanges, permettent l’équilibrage en puissance dans

évolutions d’ici 2030 :

le respect du critère de défaillance.

u

les 2 groupes fioul restant en service en 2017 sont retirés de l’exploitation avant 2030 ;

Le réseau de transport permet de compenser les limites actuelles des technologies de stockage Le développement massif de productions qui offrent

Selon les informations dont dispose RTE à ce jour,

actuellement peu ou pas de pilotage de la puissance

la seule technologie économiquement compétitive

produite (cogénération, biomasse, éolien, photovol-

et d’une capacité adaptée au besoin de l’équilibre

taïque, etc.) pourrait se heurter au nécessaire équilibre

offre demande (gigawatts) est celle des stations de

à tout instant entre production et consommation.

transfert d’énergie par pompage (STEP).

Différentes expérimentations sont en cours depuis plu-

Néanmoins, en l’absence de perspective de déve-

sieurs années pour le développement de technologies

loppement de capacité de stockage dans des puis-

de stockage et de restitution d’énergie. RTE est attentif

sances et des énergies à la hauteur des besoins

au développement de la recherche dans des solutions

pour assurer le bon fonctionnement du système

de stockage d’énergie sous forme d’électricité dans les

électrique, le rôle du réseau dans la mutualisation

batteries (des véhicules électriques ou non), de chaleur,

des moyens devra être reconnu et son adaptation

d’air comprimé, de gaz issu de méthanation, etc.

menée à bien.

113

Partie 5

Les déterminants à long terme 5.4 développement des interconnexions

Disponible à cette adresse : https://www. entsoe.eu/systemdevelopment/tyndp/ tyndp-2012-new/

58

Les puissances de production disponibles à l’étranger

fluctuations de ces flux ont lieu, du fait principalement

ne peuvent contribuer à l’équilibre offre-demande fran-

de la variabilité de la production solaire (principalement

çais que dans la limite des capacités d’échanges entre

en Allemagne), éolienne (dans tous les pays), ou de la

les pays. Ces capacités sont donc déterminantes d’autant

consommation (en France, surtout en hiver). Plusieurs

plus que la France est un carrefour électrique en Europe.

projets sont en cours, prévoyant des renforcements et

Or, la structure du réseau électrique européen du futur

la création de nouveaux axes dans la zone France-Alle-

est elle aussi sujette à incertitude, car elle va dépendre en

magne-Benelux afin d’adapter le réseau aux flux futurs

grande partie de décisions politiques nationales et euro-

résultant de la future configuration des parcs de produc-

péennes, ainsi que des capacités de financement dispo-

tion (fermeture du nucléaire allemand, déclassements de

nibles pour la réalisation des projets. Plusieurs projets sont

centrales nucléaires belges, développement de l’éolien en

à l’étude aujourd’hui, ou en cours de réalisation, qui sont

mer du Nord et du photo­voltaïque notamment au Sud de

amenés à faire évoluer les capacités d’échanges entre la

l’Allemagne) et des zones de consommation principales.

France et ses pays voisins et sont mentionnés dans le Ten-Year Network Development Plan de ENTSO-E58.

Interconnexion avec la péninsule ibérique Le seul lien électrique entre la péninsule ibérique et

Interconnexion France-Angleterre

le reste de l’Europe se fait à travers la frontière entre la

L’Angleterre est aujourd’hui reliée à la France par une

France et l’Espagne. Or, les capacités d’échange à tra-

liaison à courant continu de 2 000 MW, en service depuis

vers cette interconnexion sont depuis plusieurs années

1986. RTE et National Grid Interconnectors Limited (NGIL)

saturées, ce phénomène ne faisant qu’empirer au fil du

mènent depuis 2010 l’étude d’une nouvelle intercon-

temps. Cette situation a conduit à plusieurs engagements

nexion à courant continu. Le raccordement est prévu

internationaux, visant à augmenter significativement la

en des points du réseau 400 kV éloignés des points de

capacité d’échange. Un premier projet, concernant une

raccordement de la première interconnexion IFA 2000

liaison France-Espagne souterraine, à courant continu, de

(donc situés, côté français, sur le littoral normand), de

65 km, et portant la capacité d’échange à 2 800 MW (soit

façon à éviter l’apparition de trop fortes congestions

1 200 de plus qu’aujourd’hui), devrait entrer en service

sur le réseau 400 kV du Pas-de-Calais et du Kent. Cette

en 2014. À plus long terme, un autre projet devrait être

nouvelle interconnexion entre la Normandie et l’Angle-

mené, dans le cadre du Groupe Régional « Continental

terre, d’une puissance de 1 000 MW et d’une longueur de

Sud-Ouest » (CSW) d’ENTSO-E (France-Espagne-Portugal),

l’ordre de 200 km, pourrait être mise en service avant la

pour porter la capacité à 4 000 MW. Des incertitudes

fin de la décennie. Elle contribuerait à l’objectif, plus large,

demeurent quant à la date de mise en place et la capacité

déterminé par ENTSO-E, d’atteindre une capacité totale

pouvant effectivement être obtenue, du fait des difficultés

d’échange entre l’Angleterre et le continent européen

de réalisation d’une liaison sous marine et de l’importance

d’au moins 5 GW, afin de mettre à profit la complémen-

des renforcements du réseau amont qu’il serait néces-

tarité des parcs de production existants et futurs de part et

saire de mettre en œuvre pour insérer cette liaison dans

d’autre de la Manche et de la mer du Nord. D’autre projet

les systèmes électriques français et espagnol.

sont envisagés par RTE ou part des tiers comme ElecLink. Interconnexion dans les Alpes, avec la Suisse et l’Italie

114

Interconnexion avec le Benelux et l’Allemagne

Le maillage des interconnexions et des centrales de

La frontière nord-est de la France connaît des échanges

stockage d’énergie hydraulique entre la Suisse, l’Italie et

très dynamiques avec les pays voisins. En 2010, les

la France fait qu’une partie des flux en provenance de la

volumes d’imports et d’exports étaient relativement équi-

France et alimentant l’Italie transite par la Suisse. À ce titre,

librés ; aujourd’hui, les flux vers l’Allemagne sont essentiel-

le besoin global d’interconnexion dans la zone doit être

lement exportateurs, suite à la fermeture des centrales

apprécié entre les trois pays riverains, et plus générale-

nucléaires allemandes, et l’interconnexion entre la France

ment dans le cadre du Groupe Régional « Centre Sud »

et ses frontières nord-est apparaît aujourd’hui saturée

d’ENTSO-E, qui réunit France, Allemagne, Suisse, Autriche,

à 60 %. Chaque jour, de très importantes et fréquentes

Italie et Slovénie. Dans ce cadre, RTE mène avec Swissgrid,

Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

édition 2012

Accueillir la production hydrolienne tout en renforçant la capacité d’échange entre la France et la Grande-Bretagne : les prémices d’un réseau offshore La production d’électricité à partir de l’énergie

nité de réaliser une nouvelle interconnexion sous-

cinétique des courants de marée est une énergie

marine entre la France et la Grande-Bretagne. Le

renouvelable. Intermittente, elle a l’avantage d’être

projet passerait par l’île anglo-normande d’Aurigny,

parfaitement prédictible des années à l’avance. Elle

située au large du Raz Blanchard, afin d’évacuer

présente aussi l’avantage d’être très performante,

la production hydrolienne située dans les eaux

grâce à la densité élevée de l’eau.

territoriales de cette île qui devrait s’y développer. L’interconnexion aurait ainsi une double fonction :

La France dispose du deuxième gisement euro-

d’échange d’électricité entre les deux pays (lors

péen*, même si les sites attractifs (goulets ou caps

des marées de mortes-eaux) et d’évacuation de la

où les vitesses de courant sont accélérées à plus de

production hydrolienne (lors des marées de vives-

2 m/s) sont peu nombreux**. En plus des atouts

eaux). Un protocole d’accord, détaillant les diffé-

potentiels de cette technologie naissante, L’État

rentes étapes du projet, a été signé entre RTE et les

voit aussi l’opportunité de développer une nouvelle

sociétés parties prenantes de Fablink lors du som-

filière industrielle en France, valorisant les compé-

met franco-britannique du 17 février 2012. Le pro-

tences françaises issues de filières proches. À cet

jet sera mis en regard du développement souhaité

effet « une feuille de route » pour l’énergie hydro-

de l’hydrolien sur le Cotentin, dans le souci d’optimi-

lienne a été lancée en mars 2012, avec comme

ser les structures d’évacuation et les renforcements

objectif le lancement d’un appel d’offres avant

de réseau terrestre nécessaires.

2014. Dans ce contexte, RTE est chargé d’établir les conditions de raccordement des hydroliennes, tout en identifiant la meilleure articulation possible entre le réseau offshore et le réseau terrestre. Parallèlement, RTE a lancé une étude exploratoire avec la société FABLink afin d’évaluer l’opportu-

* IFREMER : Énergies Renouvelables Marines - Étude prospective à l’horizon 2030 ** Les principaux sites sont le Raz Blanchard, le Raz Barfleur et le Passage de la Déroute autour du Cotentin, ainsi que le Passage du Fromveur entre Ouessant et Molène (Finistère). Voir DGEC : Demande d’information. Déploiement commercial de l’énergie hydrolienne sur les côtes françaises.

Raz Blanchard

Raz Barfleur

Nouvelle : FAB interconnexion à l’étude

8,5 7,0

Aurigny

6,0 5,5 5,0 4,5

Passe du Fromveur

4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5

Chaussée de Sein

1,0

Vitesse max (nœuds)

0,5 0,0

Source EDF R&D

115

Partie 5

Les déterminants à long terme

en association également avec le gestionnaire de réseau

de financement aux horizons évoqués (à titre d’exemple,

italien Terna, une étude de renforcement des capacités

l’initiative « Project of Common Interest » de l’Union euro-

d’échanges entre la France et la Suisse. Entre la France

péenne apportera un soutien financier à certains projets

et l’Italie, trois lignes permettent aujourd’hui d’assu­rer

d’infrastructures énergétiques à un horizon de 10 ans),

les échanges électriques, mais ce réseau n’offre plus une

ainsi que de l’acceptation sociétale des ouvrages. De plus,

capacité d’échanges et de secours mutuel suffisante

il existe d’autres limitations aux échanges que les capaci-

entre les deux pays. RTE conduit donc plusieurs projets

tés des seules lignes d’interconnexion. En effet, en fonc-

avec Terna, parmi lesquels, la mise en place en 2012 d’un

tion des plans de production des producteurs dans les

transformateur déphaseur pour optimiser l’utilisation des

différents pays, les puissances dispo­nibles pour l’export

capacités de transit d’une des trois liaisons, le remplace-

peuvent être réduites lorsque les lignes en amont de l’in-

ment de conducteurs sur plusieurs axes (d’ici 2012), et

terconnexion, déjà chargées pour des transits nationaux,

la construction d’une nouvelle liaison d’interconnexion :

ne permettent pas de transiter une puissance complé-

le projet Savoie-Piémont. Ce projet vise à apporter une

mentaire correspondant à la capacité de l’interconnexion.

solution durable à la saturation des capacités du réseau

Des avaries de matériel peuvent aussi limiter temporaire-

entre la France et l’Italie, par la mise en service à l’horizon

ment les échanges.

2017 d’une liaison à courant continu entre les postes de Grande-Ile en France et Piossasco en Italie, d’une capacité

Ainsi, les capacités d’échanges de la France avec le reste

de 1 200 MW.

de l’Europe peuvent évoluer de différentes manières à long terme, permettant une sécurité d’approvisionne-

Hormis les constructions en cours, la réalisation des pro-

ment et une optimisation des moyens plus ou moins

jets énoncés ci-dessus, comme d’autres, sont fortement

abouties. Les scénarios à long terme envisageront donc

dépendants des politiques énergétiques en France et

différents niveaux d’interconnexion.

dans les pays voisins, des conditions économiques et

116

édition 2012 Bilan Prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France

Les scénarios prospectifs à long terme

Partie 6 6.1 Scénario « Médian »

6.2 Scénario « Consommation forte »

6.4 Scénario « Croissance faible »

6.5 Récapitulatif et comparaison avec le Bilan Prévisionnel 2011

6.3 Scénario « Nouveau mix »

Partie 6

Les scénarios prospectifs à long terme

Les scénarios prospectifs à long terme L’analyse prospective vise à illustrer l’impact potentiel des principaux leviers disponibles pour faire évoluer le mix énergétique français : l’efficacité énergétique, le développement des énergies renouvelables et l’évolution du parc nucléaire. Les différentes options étudiées ne prétendent pas à l’exhaustivité, mais offrent des visions prospectives suffisamment contrastées du mix énergétique afin d’en apprécier ultérieurement les conséquences sur le réseau de transport. À la différence de l’horizon moyen terme – cinq ans – où

sance économique, démographie, capacité nucléaire…) et

la structure de la consommation et de la production peut

internes (données de comptage, enquêtes sectorielles…),

être assez largement appréhendée à partir des décisions

réunies pour constituer des contextes cohérents et suffi­

déjà prises, l’approche à long terme nécessite de se fon-

samment contrastés pour alimenter les analyses de

der sur des scénarios prospectifs reposant sur des hypo-

robustesse du réseau. Celles-ci seront menées ultérieu-

thèses différenciées.

rement par RTE et complèteront les analyses du mix électrique présentées dans ce document.

Au vu des incertitudes décrites en Partie 5, le champ des possibles tant pour la demande que pour l’offre apparait

Les contextes propres à chacun des quatre scénarios

très vaste. Le Bilan Prévisionnel 2012 retient des scénarios

étudiés peuvent se résumer ainsi :

qui reposent sur un socle d’hypothèses externes (crois-