Une période sous tension s’ouvre pour le réseau électrique français

Si les températures ne sont pas trop fraîches, le système électrique passera l’hiver sans encombre.

Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE) appelle à relancer les économies d’énergie et à ne pas fermer tout de suite les centrales au charbon. Il est confronté à de nombreuses incertitudes sur la disponibilité du parc nucléaire. Un article de notre partenaire Le Journal de l’Environnement.

Les rédacteurs de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) auront-ils le temps d’intégrer à leur projet les dernières réflexions des ingénieurs de RTE ? Il faut l’espérer, car il en va de notre fourniture d’électricité.

Jeudi 15 novembre, RTE publiait son diagnostic pour la sécurité d’approvisionnement, un exercice de prospective portant jusqu’à 2023. Tâche complexe qui consiste, à partir d’une multitude de données pas toujours arrêtées (l’évolution de la consommation d’électricité, par exemple) à esquisser l’image du système électrique tricolore dans les prochaines années.

Le réchauffement va fragiliser la production mondiale d’électricité

Le réchauffement menace la production d’électricité mondiale, révèle un rapport publié mardi 19 juin par 4 associations. D’ici à 2050, 270 centrales électriques pourraient avoir les pieds dans l’eau. Un article de notre partenaire, le Journal de l’environnement

 

En se basant sur ses propres scénarios, les annonces du gouvernement et des opérateurs, des informations diverses (visites décennales des réacteurs d’EDF, mise en œuvre des champs éoliens), le gestionnaire du réseau de transport d’électricité a tiré des bilans prévisionnels à court (cet hiver), moyen (jusqu’en 2020) et un peu plus long terme (2023).

Assez d’eau pour l’hiver

A moins d’un hiver particulièrement rigoureux, le responsable de l’équilibre du réseau est confiant. « Le stock hydraulique des centrales hydroélectriques est bon, la disponibilité du parc nucléaire devrait être meilleure que lors de l’hiver dernier et la consommation reste stable », résume Jean-Paul Roubin.

Si les températures ne sont pas trop fraîches, le système électrique passera l’hiver sans encombre. En revanche, si le thermomètre plonge trop longtemps sous les normales saisonnières, la situation se tendra.

Pourquoi la France croit au marché de capacité

Les marchés de capacité sont indispensables pour garantir l’indépendance énergétique de la France, mais aussi pour attirer les investissements nécessaires au développement des capacité futures, selon Virginie Schwarz.

 

« Nous passerons alors d’une consommation de 85.000 à 100.000 mégawatts (MW) », explique le directeur d’exploitation de RTE. Un saut qu’il faudra assurer, surtout entre février et mars, période durant laquelle quatre à cinq réacteurs (contre trois l’an dernier) subiront des opérations de maintenance.

Et il ne faudra plus compter sur tout le parc de pointe : l’un des groupes de la centrale de Cordemais (700 MW) ayant été définitivement arrêté en mars dernier. Fort heureusement, l’entreprise peut en pareil cas engager quelques actions « post-marché », de l’appel aux consommateurs à réduire leur consommation à l’effacement des entreprises interruptibles, en passant par la baisse de la tension. Dernière mesure avant « les coupures ciblées ».

Pas assez de renouvelables

C’est pourtant après cet hiver que les choses devraient se corser. Pour décarboner son parc de production, EDF a cessé d’exploiter ses unités carburant au fioul lourd. « Cette diminution du parc n’a pas été compensée par les énergies renouvelables, dont le déploiement est plus lent que prévu, ni par la mise en service de l’EPR de Flamanville », regrette Olivier Grabette, directeur général adjoint. Ce n’est pas tout.

Avec l’accumulation des problèmes de fabrication, la mise en service du premier EPR tricolore reste incertaine. D’ici à 2023, EDF et l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) ont aussi programmé 32 visites décennales de réacteurs.

La première hydrolienne européenne allège le bilan carbone de l'île d'Ouessant

Une hydrolienne immergée par 55 mètres de fond dans le passage du Fromveur, connu pour son fort courant, produit depuis mi-octobre 15 % de l’électricité nécessaire à l’île d’Ouessant.

Étape indispensable à l’allongement de la durée de vie des réacteurs, ces grands chantiers (trois à quatre mois par tranche) sont toujours plus longs que prévu, notamment depuis 2014. Une moindre disponibilité annoncée du parc nucléaire, couplée à la faible montée en puissance du photovoltaïque et de l’éolien (marin notamment) ouvre une plage d’incertitudes pour la période 2019-2023.

Fermeture progressive du charbon

Le passage de ce goulet ne se fera sans douleur qu’à de nombreuses conditions. À commencer par la mise en service de l’EPR et de la centrale au gaz de Landivisiau. La filiale d’EDF attend aussi beaucoup de la multiplication des parcs solaires et éoliens.

RTE table ainsi sur le raccordement de 1 400 MW éoliens supplémentaires par an et 1 800 MW-crête de photovoltaïques. Soit un accroissement de 17 % par an pour l’éolien et de 100 % pour le solaire, par rapport au rythme moyen d’installation observé ces dernières années.

Un effort jugé indispensable : « Le développement des énergies renouvelables n’est pas uniquement une question de verdissement du mix : il s’agit d’un impératif de sécurité d’approvisionnement », souligne un document du GRT. En attendant, RTE demande une fermeture très progressive des centrales au charbon.

Économies d’énergie

La France devrait bénéficier de trois nouvelles interconnexions électriques, deux avec le Royaume-Uni et une avec l’Italie à l’horizon 2021. De quoi soulager le réseau français à certaines périodes, mais ce ne sera pas suffisant.

Le Portugal dépasse les 100% d'énergie renouvelable

En mars, le Portugal a produit plus d’énergie renouvelable qu’il n’en a utilisé. Pourtant, faute d’interconnexion entre le pays et le reste de l’Europe, le surplus n’est pas utilisé.

Raison pour laquelle François Brottes entend pousser les mesures de maîtrise des consommations : « C’est l’un des principaux leviers pour nous redonner des marges de manœuvre », estime le président du directoire du gestionnaire des lignes à haute tension. Reste aux opérateurs à proposer à leurs millions de clients des offres tarifaires plus attractives.

RTE travaille aussi avec les agrégateurs, ces entreprises qui font commerce des capacités d’effacement de certains industriels. « Certaines années, une entreprise sur deux que nous contactions pour qu’elle réduise sa demande en période de pointe le faisait effectivement », explique Olivier Grabette. Pas simple d’équilibrer un réseau.

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