Sécurité d'approvisionnement en électricité

Le Jeudi 8 décembre 2016
L’électricité ayant pour particularité de ne pas pouvoir être stockée en grande quantité de façon économique pour l'instant, la quantité d’électricité produite et injectée dans le réseau doit être égale à tout moment à la quantité d’électricité consommée. Autrement, des déséquilibres locaux peuvent se créer et se propager au système électrique tout entier, aboutissant à des black-out généralisés qui seraient extrêmement perturbants et coûteux pour l’économie du pays.

Les enjeux de la sécurité d’approvisionnement

Du fait de l’évolution des usages et des modes de vie, la société française est aujourd’hui de plus en plus sensible, sur les plans économique et social, à la sécurité d’alimentation et à la qualité de fourniture en énergie. Garantir la sécurité du système électrique est donc essentiel pour éviter les risques de toute nature liés à une coupure de courant localisée ou un black-out à plus grande échelle.

L’électricité ayant pour particularité de ne pas pouvoir être stockée en grande quantité de façon économique pour l'instant, la quantité d’électricité produite et injectée dans le réseau doit être égale à tout moment à la quantité d’électricité consommée. Autrement, des déséquilibres locaux peuvent se créer et se propager au système électrique tout entier, aboutissant à des black-out généralisés qui seraient extrêmement perturbants et coûteux pour l’économie du pays.

Dans notre système électrique, l’équilibre offre-demande est soumis à deux principaux types de risques:

  • des pointes de consommation, qui apparaissent lors d’évènements climatiques extrêmes, en raison de la thermosensibilité de la consommation électrique ;

  • des fluctuations à l’échelle horaire, journalière ou hebdomadaire, aussi bien du côté de l’offre (en raison de l’intermittence de la production renouvelable fonction des conditions climatiques, de vent, de nébulosité, d’ensoleillement…) que du côté de la demande.

Ces risques peuvent être exacerbés dans certaines régions qui présentent une fragilité électrique particulière.

Au-delà de ces deux types de risque, d’autres risques plus spécifiques peuvent être identifiés :
-    le risque de défaut générique affectant plusieurs réacteurs nucléaires, qui constitue l’un des enjeux de la diversification du mix électrique ;
-    le risque de chute brutale de la production photovoltaïque ou éolienne, qui nécessite de développer des outils de flexibilité permettant d’assurer l’équilibre offre-demande d’électricité (effacements, interconnexions, etc.).

Deux fois par an, RTE réalise des analyses saisonnières de manière à anticiper d’éventuels problèmes d’approvisionnement en électricité, pour le passage de l’hiver et pour le passage de l’été.

La pointe de consommation

En France, le principal risque pesant sur la sécurité d’approvisionnement en électricité est constitué par la pointe de consommation hivernale. La consommation électrique française étant fortement thermosensible en raison de la part importante du chauffage électrique, des pics de demande se produisent lors des vagues de froid hivernales qui excèdent largement la consommation électrique moyenne : la consommation augmente alors d’environ 2,4 GW par degré Celsius en moins. Le niveau maximal de puissance appelée à ce jour au niveau national a atteint 102,1 GW, lors d’une vague de froid exceptionnelle le 8 février 2012.

graphique pic saison

Le parc de production doit donc être dimensionné en fonction du pic de consommation et non de la demande moyenne annuelle, tout en tenant compte de la capacité de certains consommateurs à réduire leur consommation et de la contribution des capacités électriques situées à l’étranger. Depuis les années 2000, on a constaté une croissance de la pointe électrique environ 2,5 fois plus rapide que la croissance de la consommation : la dynamique de croissante de la pointe commence cependant à se ralentir et rejoint, depuis 2015, celle de l’énergie. Cette problématique de croissance tendancielle de la pointe se double d’une problématique de variabilité de la pointe : l’écart entre les pointes des années 2012 (102,1 GW) et 2014 (82,5 GW) est de près de 20 GW, une capacité équivalente à plus de 40 centrales à cycle combiné gaz.

L’évolution de la pointe électrique dépend essentiellement de l’évolution des usages thermosensibles de l’électricité, au premier rang desquels le chauffage électrique. La mise en place de la réglementation thermique 2012 a conduit à une forte baisse de la part de marché du chauffage électrique dans les logements neufs, qui se situe en 2015 à un niveau proche des autres modes de chauffage. Dans le tertiaire neuf, la part de marché du chauffage électrique est de 46 % en 2015. Au sein des modes de chauffage électrique, la progression des pompes à chaleur électriques, principalement dans le logement individuel, contribue également à réduire la demande d’électricité à la pointe. L’évolution de la pointe électrique dépendra aussi du développement des usages non thermosensibles : il s’agit des nouveaux usages de confort et de loisirs, des nouvelles technologies de l’information et de la communication (NTIC), de la croissance des équipements existants via le multi-équipement (électroménager), des transferts d’usage (cuisson électrique). De manière générale, l’évolution de la pointe électrique dépendra du rythme des rénovations énergétiques des bâtiments.

Compte tenu de ces évolutions, RTE indique dans son bilan prévisionnel 2016 que la croissance de la consommation à la pointe devrait rejoindre la croissance de la consommation électrique totale (ce qui ne supprime pas la très grande dépendance de la consommation de pointe aux conditions climatiques).

Graphique pic conso

La gestion de l’intermittence

La problématique de la flexibilité et de la gestion de l’intermittence n’était pas un enjeu majeur pour le système électrique jusqu’à l’apparition des premières installations éoliennes, vers 2003, puis photovoltaïque, vers 2009. Des simulations effectuées par RTE et publiées dans le bilan prévisionnel 2015 ont permis de poser un diagnostic sur le besoin de flexibilité engendré par l’essor des énergies renouvelables intermittentes. Elles montrent notamment que l’éolien et le photovoltaïque ont des impacts très différents sur le système électrique : l’éolien crée principalement un besoin de flexibilité hebdomadaire, alors que le photovoltaïque crée un besoin de flexibilité horaire et journalier.

La gestion de l’intermittence

Des effets de seuil liés au taux de pénétration du photovoltaïque apparaissent : les premiers gigawatts de photovoltaïque installés n’augmentent pas le besoin de flexibilité horaire dans la mesure où la production intervient pendant une période de consommation en milieu de journée, alors qu’au-dessus d’un point d’inflexion situé autour de 20 à 30 GW en France, toute capacité photovoltaïque supplémentaire installée augmenterait le besoin de flexibilité horaire et journalier. A l’horizon 2030, le scénario « Nouveau mix » de RTE témoigne surtout d’une augmentation de la variabilité hebdomadaire, notamment en cas de succession de plusieurs jours sans vent et sans soleil.

Cette variabilité de la production renouvelable doit être mis en regard de la variabilité de la demande, qui se caractérise par :

  • une périodicité saisonnière, la consommation étant plus forte en hiver qu’en été du fait de sa thermosensibilité ;
  • une périodicité hebdomadaire, la consommation des jours ouvrés étant plus importante qu’en week-end ;
  • une périodicité journalière, avec une pointe de consommation en matinée et en soirée, et des creux la nuit très marqués.

Les problématiques locales : le cas de la Bretagne

La sécurité d’approvisionnement est un enjeu multi-échelle qui doit aussi prendre en compte les disparités locales, aussi bien du côté de la demande (en fonction du dynamisme et de l’attractivité des territoires), de l’offre (en fonction de la part d’électricité produite localement), que du réseau (en fonction de la densité locale du réseau). En France, la Bretagne constitue la région dont l’approvisionnement est le plus fragile, en raison de la faiblesse de sa production régionale, qui ne couvre, en 2015, que moins de 15 % de sa consommation.

Cette situation, identifiée tant par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE, dans les bilans prévisionnels de l’équilibre offre/demande, que par l’Etat, a nécessité de prendre des mesures spécifiques à la Bretagne de manière à garantir la sécurité d’approvisionnement de cette zone. C’est dans ce contexte qu’a été élaboré le pacte électrique breton signé le 14 décembre 2010 par les partenaires – Etat, Conseil Régional de Bretagne, RTE, l’ADEME (Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie), et l’ANAH (Agence nationale de l’amélioration de l’habitat), proposant un plan d’actions équilibré selon trois grandes orientations de la politique énergétique :

  • des efforts importants de maîtrise de demande en électricité (MDE),
  • un développement ambitieux de la production des énergies renouvelables,
  • la sécurisation indispensable de l’alimentation électrique (renforcement du réseau, développement de la production et expérimentations sur le stockage et les réseaux intelligents).

Le développement des énergies renouvelables et les économies d’énergie, même mis en œuvre de manière très volontariste comme le prévoit le pacte électrique breton, ne suffit pas à répondre à la fragilité structurelle de l’alimentation électrique en Bretagne. L’analyse de risques menée sur la disponibilité des différents moyens de production et des ouvrages du réseau de transport a identifié la nécessité d’un nouveau moyen de production, en complément du filet de sécurité, afin de répondre durablement à la fragilité électrique de la Bretagne. A l’issue d’un appel d’offres lancé par l’Etat en 2011 pour une centrale de type cycle combiné à gaz d’une puissance de 450 MW, s’inscrivant dans le cadre de l'article L.311-10 du code l’énergie et s’appuyant sur la précédente PPI, la Compagnie électrique de Bretagne (Direct Energie - Siemens) a été sélectionné pour construire la centrale à Landivisiau, et assurer sa disponibilité pour apporter la puissance supplémentaire nécessaire au réseau, notamment lors des vagues de froid.

L’adéquation des capacités sur le long-terme

Le critère de défaillance

Le critère de défaillance, ou critère de sécurité d’alimentation électrique, représente le niveau de rupture de l’alimentation électrique, pour des raisons d’équilibre offre-demande, accepté chaque année par la collectivité. Il est défini comme « une durée moyenne de défaillance annuelle de trois heures pour des raisons de déséquilibre entre l'offre et la demande d'électricité ». Ce critère signifie que chaque année, la durée moyenne, sur l’ensemble des scénarios possibles, et en tenant compte de la contribution des interconnexions, de la durée pendant laquelle au moins un consommateur est délesté pour des raisons de déséquilibre offre-demande doit être inférieure à trois heures. Il existe d’autres moyens de mesurer la défaillance : par la durée des délestages, leur fréquence, leur profondeur, etc. ; le dépassement du critère retenu rend compte de l’existence d’une défaillance mais pas de son ampleur (en nombre de personnes délestées, par exemple). Le respect du critère n’implique pas une absence totale de risque totale de défaillance, mais que le risque est contenu dans des limites définies.

Le niveau du critère est le résultat d’un arbitrage économique entre le coût des coupures de courant lors des délestages et le coût des mesures permettant de réduire cette durée moyenne et cette fréquence. A titre d’illustration et de manière simplifiée, en supposant que le coût de l’énergie non distribuée est de 20 000 €/MWh (soit près de 200 fois plus que le tarif de vente de l’électricité), et que le coût de construction annualisé d’un moyen de pointe est de 60 000 €/MW.an, alors il est rentable pour la collectivité d’accepter des coupures de courant tant que leur durée reste inférieure à trois heures par an ; au-delà, la construction d’un moyen de pointe supplémentaire est souhaitable, car son coût sera inférieur au préjudice évité. Une estimation plus précise devra tenir compte de la diversité des valeurs que les consommateurs attribuent à l’électricité ainsi que du caractère discret des investissements dans les moyens de pointe.

Le respect du critère de défaillance repose sur deux outils complémentaires : le bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande et le mécanisme de capacité.

Le bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande

Le bilan prévisionnel de l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité, réalisé tous les ans par RTE, constitue l’outil de référence pour évaluer les risques pesant sur la sécurité d’approvisionnement électrique en France, et le cas échéant alerter sur les éventuels déficits de capacité à moyen terme. Le bilan comprend une étude approfondie relative à l’équilibre offre-demande sur les cinq années suivant sa publication, qui quantifie la durée moyenne de défaillance, analyse les scénarios de risque, vérifie le respect ou non du critère de défaillance, et examine la situation des zones de tension locales.

La quantification du risque de défaillance est faite à partir d’une modélisation probabiliste du système électrique, portant sur 12 pays de la plaque ouest-européenne : la contribution des autres pays européens à notre approvisionnement, via les interconnexions, est ainsi prise en compte.

Bilan prévisionnel

Le mécanisme de capacité

Le mécanisme de capacité, dont les règles ont été révisées en novembre 2016, devrait contribuer, à partir de 2017, à assurer la présence de capacités fiables et disponibles pendant les pointes de consommation hivernales. Le principe du mécanisme de capacité repose sur l’obligation pour chaque fournisseur d’électricité de couvrir, par des garanties de capacité, la consommation de ses clients lors des pics de consommation électrique. Il peut acquérir ces garanties certifiées par RTE auprès d’exploitants de capacités de production ou d’effacement, qui s’engagent sur la disponibilité de leurs capacités lors des périodes de pointe. Ce mécanisme complètera ainsi le marché « de l’énergie », qui est conçu pour optimiser l’utilisation des capacités de production et d’effacement des différents acteurs mais ne permet pas de garantir que le critère de sécurité d’approvisionnement électrique soit respecté.

La mise en œuvre du mécanisme de capacité constitue une étape décisive pour une régulation rénovée et innovante en termes de sécurité d’approvisionnement électrique en France qui :

  • oblige chaque fournisseur d’électricité à apporter la preuve qu’il peut approvisionner tous ses clients lors des pointes de consommation ;

  • incite les fournisseurs d’électricité à accompagner leurs clients pour mieux consommer en réduisant leur pointe de consommation ;

  • oblige les producteurs d’électricité à s’engager à l’avance sur la disponibilité et le fonctionnement de leurs centrales ;

  • favorise le développement d’offres d’effacement de consommation efficaces et respectueuses de l’environnement ;

  • améliore le pilotage du système électrique, en garantissant au moindre coût le respect du critère de sécurité d’approvisionnement électrique fixé par l’Etat ;

  • contribue à une définition claire des responsabilités des acteurs, qui faisait défaut depuis l’ouverture des marchés, afin de s’assurer de l’atteinte d’un bon niveau de sécurité d’approvisionnement ;

  • apporte, dans les cas où les moyens d’effacement ou de production sont insuffisants pour satisfaire la demande, une rémunération complémentaire pour mettre en service des capacités d’effacement ou de production supplémentaires. Cette rémunération soutiendra le développement de l’offre d’effacement et pourra, dans certains cas, éviter que des installations existantes nécessaires pour garantir la sécurité d’approvisionnement du pays soient mises sous cocon.

Présentation du mécanisme

graphique mécanisme de capacité

Les enjeux européens

La coopération européenne en matière de sécurité d’approvisionnement électrique

La capacité croissante des interconnexions et leur contribution croissante à notre sécurité d’approvisionnement nécessitent d’adopter une vision européenne de la sécurité d’approvisionnement.

Juridiquement, l’intervention des Etats membres en matière de sécurité d’approvisionnement est encadrée au niveau européen. L’article 4 du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE) dispose ainsi que l’énergie fait partie des compétences partagées entre l’Union et ses Etats membres, et précise que les mesures mises en place par l’Union ne doivent pas remettre en cause le droit d’un Etat membre de déterminer lui-même la structure générale de son approvisionnement énergétique. Les Etats membres sont notamment responsables du choix de leur niveau de sécurité d’approvisionnement qui relève d’une compétence nationale.

La coopération européenne en matière de sécurité d’approvisionnement se concrétise en France à travers la participation au Forum Pentalatéral de l’Energie (ou Pentaforum), initiative régionale créée en 2005 qui a pour objectifs de fluidifier les échanges d’électricité à travers un meilleur fonctionnement des interconnexions électriques, et de renforcer plus généralement la coordination en matière de sécurité d’approvisionnement électrique. Cette initiative s’est révélée être un cadre de coopération privilégié entre ses sept pays membres (Allemagne, Autriche, Belgique, France, Luxembourg, Pays-Bas, Suisse) grâce à un dialogue efficace et une bonne coordination entre les gouvernements, les gestionnaires de réseaux et les régulateurs des pays participants. Le Forum a récemment contribué à :

  • réaliser une première étude d’évaluation de l’équilibre offre-demande du système électrique à la maille du Pentaforum, à partir d’hypothèses partagées et d’une méthodologie commune (modèle probabiliste et heure-par-heure, similaire au bilan prévisionnel de RTE) ;

  • mettre en place le couplage de marchés fondé sur les flux (flow based market coupling) dans la région Centre-Ouest de l’Europe, qui marque une nouvelle étape dans l’intégration des systèmes électriques européens. En utilisant une description plus détaillée du réseau permettant d’optimiser les échanges, la méthode flow-based va permettre d'améliorer significativement la convergence des prix à l'échéance journalière tout en maintenant un haut niveau de sécurité du réseau. Elle permettra non seulement de réduire les coûts de production dans les pays concernés mais contribuera également à renforcer la sécurité d'approvisionnement

 

L’ouverture du mécanisme de capacité aux capacités étrangères

L’enjeu de la sécurité d’approvisionnement électrique est un enjeu national, mais également européen. En effet, le marché de l’électricité européen est interconnecté : des flux d’électricité ont ainsi lieu chaque jour entre la France et les pays frontaliers. Comme la France, de nombreux autres Etats membres ont développé ou élaborent actuellement des dispositifs visant à garantir leur sécurité d’approvisionnement. Ces initiatives prennent des formes variées suivant les Etats membres : des mécanismes ou marchés de capacité (comme en France), des réserves stratégiques ou encore des paiements de capacité. La construction de l’Europe de l’énergie est l’un des objectifs clés de la Commission européenne. L’intégration de ces différents dispositifs est donc importante, afin d’assurer leur efficacité et leur compatibilité avec le fonctionnement du marché intérieur de l’énergie.

Le mécanisme de capacité français sera ainsi progressivement ouvert aux exploitants de capacité situés dans les Etats membres voisins de la France. Cette modification des règles du mécanisme de capacité devrait intervenir en 2017-2018, pour une mise en œuvre opérationnelle en 2019. Il s’agira du premier mécanisme de capacité européen à permettre explicitement la participation des capacités étrangères.

En attendant cette évolution du dispositif, les règles actuelles du mécanisme de capacité permettent d’ores et déjà de prendre en compte la contribution des interconnexions et des capacités transfrontalières à la sécurité d’approvisionnement électrique : l’obligation pesant sur les fournisseurs est ainsi diminuée d’un montant représentatif de la contribution statistique des interconnexions et des capacités transfrontalières à notre sécurité d’approvisionnement électrique, afin d’éviter le développement de surcapacités.