Compte-rendu entretiens de Valois sur l'énergie électrique

Publié le par Michel Verna

 

              

      « Garantir l’approvisionnement en électricité de la France

                          à l’aune des défis énergétiques en Europe »        

                                    (Compte-rendu des exposés)

 

En introduction, Françoise DUTHEIL, Vice Présidente de la Commission Economique du Parti Radical et Présidente du pôle « Energie »,  présente la mission de RTE (Réseau de Transport de l’Electricité).  Compte-tenu des  projets  politiques à court terme soit en France (abaisser à 50% la part du nucléaire, accroître la part des Energies Renouvelables), soit en Allemagne (arrêt du nucléaire), une série de questions est posée à RTE quant à sa gestion face à ces contraintes nouvelles.

 

 

RTE, représenté par son Directeur Adjoint, Monsieur Stéphane COSSE,  Chef du département des Affaires Publiques et Européennes, était au Centre du débat

 

Dans la gestion du Réseau de Transport Electrique français, les principaux problèmes qui se posent usuellement sont les suivantes :

- à court terme : va-t-on passer le cap de la pointe de l’hiver ?

- à moyen terme : disposera-t-on d’une production électrique suffisante ?

- à long terme : quelles seraient les conséquences de la diminution de la part du nucléaire en matière de sécurité d’approvisionnement de l’électricité en France ?

 

Il faut savoir que la consommation d’électricité croît chaque année tout particulièrement en raison  des usages nouveaux de l’informatique, des portables, des tablettes ou du chauffage électrique. La pointe de consommation est pour tous au même moment : entre  19 et 20 h.  En 2010, le record de la consommation moyenne (non pas le pic) de la première semaine de janvier a atteint 86.800 MWe, en hausse d’environ 1.000 MWe par rapport à l’hiver 2010-2011.

La puissance disponible prévisionnelle du parc de production est en moyenne en augmentation de 1.600 MWe par rapport à l’hiver 2010-2011 et  pourra encore être supérieure mi-décembre en raison d’une meilleure maintenance des centrales nucléaires. Il semblerait donc que les marges de sécurité suffisent.

 

Toutefois,  il subsiste des cas régionaux  où la situation est tendue:

La Bretagne produit 10% de l’électricité qu’elle consomme ; elle en « importe » donc 90%, ce qui peut être une source de défaillance dont les consommateurs sont prévenus par un dispositif d’alerte  SMS demandant de réduire leur consommation.

Idem en Provence-Côte d’Azur : 1 seule ligne longeant la côte est un risque de défaillance, prévenue par appels SMS et radio

 

Sachant qu’une baisse de température de 1°, entraîne une hausse de consommation de 2.300 MWe, lors de « grands froids », de – 6° à -8°, la demande croît de

 + 7.000 MWe qui doivent être importés. Afin de disposer d’une marge de manœuvre, on demande alors aux gros consommateurs de « s’effacer ».

Tenant compte des lignes de transport Haute Tension, la capacité actuelle d’importation dont nous pouvons disposer est entre 7.500 à 9.100 MWe, en fonction des échanges aux frontières coordonnés par des gestionnaires du transport pour l’Europe. La mutualisation de l’électricité existe déjà, car en Allemagne la pointe est plus tôt vers 18h, et en Espagne plus tard vers 20h.

Raisonnablement la France en 2011 disposera des capacités qui seront nécessaires. Toutefois, l’Allemagne pourrait limiter  ses capacités d’exportation vers la France compte-tenu de l’arrêt de 8 de ses réacteurs nucléaires. En cas de vague de froid simultanée dans les deux pays, la France et l’Allemagne pourraient ne pas pouvoir s’entraider.

 

A moyen terme  (jusqu’en 2015), la production française devrait être généralement suffisante. Cependant la loi NOME est de nature à modifier profondément le bilan prévisionnel ; la logique économique voudrait donc qu’elle implique que les producteurs concurrents de l’EDF investissent par eux-mêmes les capacités de production ou les volumes d’effacement supplémentaires nécessaires

 

A long terme (2030), des défis colossaux sont mis en évidence par l’évolution considérable des mix énergétiques que l’on peut envisager :

 

-         défi géographique : les moyens de production sont loin des lieux de consommation.

Deux exemples :

*En Mer du Nord, l’Allemagne, la France, le Danemark, prévoient 32.000 MWe de centrales éoliennes offshore ; or la consommation est au SUD. Les capacités d’interconnexion de lignes HT devront en conséquence être fortement renforcées, aux niveaux de 4.000 km de lignes HT supplémentaires en Allemagne et 20.000 km en Europe d’ici 2020.

*Le plan solaire méditerranéen DESERTEC  nécessitera de grandes liaisons sous-marines, super-réseau du futur évalué à 2.000 Milliards €.

 

Certains envisagent des Energies Renouvelables décentralisées, mais à cause de leur intermittence cette solution  constituerait une difficulté pour RTE.

On pourrait par contre mutualiser les grands flux à travers l’Europe, entre la France et l’Allemagne par exemple.

 

     - défi technique opérationnel: car l’insertion à une grande échelle de l’énergie intermittente et fluctuante des EnR va conduire à modifier structurellement les modalités de gestion de la sûreté du système électrique (optimisation, flexibilité, aléas de production, réserves de capacité)

Par grand vent, il existe un risque de coupure du réseau : comment couper les éoliennes à distance ? L’affinage des prévisions de Météo France et les réseaux intelligents pourront sans doute constituer des réponses

 

-         défi de l’acceptabilité par les citoyens  de la multiplication des lignes à Haute Tension (la ligne France-Espagne n’a été acceptée qu’au bout de 25 ans).

Dans les 10 dernières années,  le réseau HT s’est accru de +1% par an environ. Or dans les 10 prochaines années, l’augmentation devra atteindre + 15% par an.

Le coût des lignes HT exigerait d’être multiplié par 7 si les  lignes étaient enterrées.

 

Autres défis :

-          une  mutualisation accrue des moyens de production pour optimiser l’équilibre demanderait de doubler les lignes HT transfrontalières

-         la baisse de la part du nucléaire compensée par des EnR  demanderait des moyens de production de pointe supplémentaires de 10 GW de puissance pour maintenir l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité dans tout le pays. Ce supplément ne pourrait alors être produit que par des énergies fossiles polluantes.

      -   la baisse de la part du nucléaire entraînerait selon les hypothèses pour 2030

   soit un émission minimale de CO2 de 15,7 millions de tonnes, 

   soit  23, 1  millions de tonnes de CO2 pour l’hypothèse « nucléaire bas ».

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