Scénario électrique alternatif breton Période 2011-2025
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Bureau d’études et de conseil en écologie Scénario électrique alternatif breton Période 2011-2025 Évaluation de l’opportunité du projet d’implantation d’une centrale à cycle combiné au gaz en Bretagne Fiche synthétique – Évolution des consommations et sécurisation du système électrique Janvier 2016 Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 1
Bureau d’études et de conseil en écologie
Sommaire
Contexte...................................................................................................................................... 4
Avant-propos .............................................................................................................................. 6
Objectifs de l’étude ..................................................................................................................... 6
1. Consommation annuelle ...................................................................................................... 7
Publications RTE .............................................................................................................................. 7
Échéance 2020 ................................................................................................................................ 7
Échéance 2030 ................................................................................................................................ 8
Évolution de la consommation en tenant compte des pertes du réseau de transport .................. 9
2. Évolution des appels de puissance ..................................................................................... 11
Nouvel historique présenté par RTE ............................................................................................. 11
Différence entre appel de puissance maximal enregistré et pointe à « une chance sur dix » ..... 12
Rappel de la 1ère mise à jour des prévisions de la pointe à « une chance sur dix » ...................... 13
Nouvelles prévisions à échéance 2020.......................................................................................... 13
Nouvelles prévisions à échéance 2030.......................................................................................... 14
3. Sécurisation du système électrique à échéance 2020 ......................................................... 15
Évolution des moyens de production ............................................................................................ 15
Niveau de sécurisation .................................................................................................................. 16
Simulation pour une pointe de 19 000 MW dans l’entité électrique Ouest ................................. 18
Disponibilité des groupes charbon de la centrale de Cordemais .................................................. 19
Influence des EnR sur le niveau de sécurisation ........................................................................... 19
4. Sécurisation du système électrique national après 2020 .................................................... 21
Sans diminution du parc nucléaire ................................................................................................ 21
Diminution du parc nucléaire ........................................................................................................ 21
Acronymes ................................................................................................................................ 23
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 2
Bureau d’études et de conseil en écologie Figure 1 : Faisceau d’évolution de la consommation électrique en Bretagne entre 2015 et 2030 - Extrait du Schema decennal de développement du réseau (RTE, 2015) ................................................ 7 Figure 2 : Evolution de la consommation électrique en Bretagne corrigée des aléas climatiques (hors pertes HTA) selon différents scénarios à échéance 2020 ....................................................................... 8 Figure 3 : Comparaison de l’historique des consommations annuelles corrigées de l’aléa climatique, avec et sans pertes (bilan électrique 2012 & perspectives 2013 de la région Bretagne, RTE, 2013). .... 9 Figure 4 : Evolution de la consommation électrique en Bretagne corrigée des aléas climatiques et pertes HTA incluses ............................................................................................................................... 10 Figure 5 : Historique des appels maximaux de puissance pour la Bretagne (CBE, « Présentation RTE - Groupe de travail Énergie et territoires – MDE », 2010, diapo n°3 et Bilan électrique 2014 et perspectives, RTE, 2015). ...................................................................................................................... 11 Figure 6 : Comparaison des deux historiques des appels maximaux de puissance pour la Bretagne (CBE, « Présentation RTE - Groupe de travail Énergie et territoires – MDE », 2010, diapo n°3 et Bilan électrique 2014 et perspectives, RTE, 2015). ........................................................................................ 11 Figure 7 : Comparaison de l’évolution cumulée des maximums d’appel de puissance enregistrés par rapport à 2005 sur quatre territoires .................................................................................................... 12 Figure 8 : Scénario d'évolution de la pointe à "une chance sur dix" en Bretagne (2013) ..................... 13 Figure 9 : Evolution des prévisions d’évolution nationale de la pointe à « une chance sur dix » entre 2014 et 2015.......................................................................................................................................... 14 Figure 10 : Prévisions nationales de la pointe à « une chance sur dix » depuis 2009 pour une échéance en 2020 ................................................................................................................................. 14 Figure 11 : Registres 2019 des capacités certifiées (RTE) ..................................................................... 15 Figure 12 : Evaluation simplifiée de l’adéquation offre demande entre 2011 et 2020 en Bretagne, en configuration N-1 et hors effacement (RTE, 2013) ............................................................................... 16 Figure 13 : Evaluation simplifiée de l’adéquation offre demande à échéance 2020 ............................ 18 Figure 14 : Niveau de production éolien et activation des TACs bretonnes lors des quatre derniers journées ou l’appel de puissance a été supérieur à 4 500 MW (Eco2mix, RTE) .................................... 19 Figure 15 : production éolienne lors de la journée du 25 janvier 2013 (Eco2mix, RTE) ........................ 20 Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 3
Bureau d’études et de conseil en écologie
Contexte
Le Préfet du Finistère a délivré le 5 mai 2015 un arrêté d’autorisation d’exploiter une centrale de
production d'électricité de type cycle combiné à gaz, d'une capacité de 446 MW, localisée à
Landivisiau (29). Le processus administratif aboutissant à la délivrance de cet arrêté a notamment été
précédé d’une enquête publique au 3ème trimestre 2014.
La volonté de mettre en œuvre ce projet a été formalisée dans un document intitulé Pacte électrique
breton1 cosigné le 14 décembre 2010 par la Préfecture de la Région Bretagne, l’État, le Président du
Conseil régional de Bretagne, l’ADEME - Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie,
RTE - Réseau de transport de l’électricité, et l’ANAH - Agence nationale de l’habitat.
Le Pacte électrique recense plus largement l’ensemble des actions ayant pour objectif la sécurisation
de l’alimentation électrique de la Bretagne. Il a été préparé dans le cadre des réunions de la
Conférence bretonne de l’énergie2 (CBE). Les évaluations du besoin en moyens de production se
fondent sur des scénarios d’évolution de la consommation réalisés par le gestionnaire du Réseau de
transport d’électricité (RTE).
Ces scénarios n’ont pas été restitués dans un rapport détaillé. Ils ont été débattus au sein d’une
réunion en groupe de travail restreint le 10 septembre 2010, et sont résumés sous forme d’un
support de discussion. Ils ont fait l’objet d’une restitution en clôture de réunion plénière de la CBE le
24 septembre 2010, à l’issue de laquelle le Préfet de Région et le Président du Conseil régional ont
indiqué la volonté de réaliser une Centrale à Cycle Combiné au Gaz (CCCG).
A la suite de cette décision, le ministre en charge de l’énergie a engagé le 27 juin 2011 une procédure
d’appel d’offres pour l’implantation d’une CCCG dans l’aire de Brest, mise en œuvre par la
Commission de régulation de l’énergie (CRE). Le projet lauréat a été sélectionné le 29 février 2012.
Un projet de cette importance soulève plusieurs questions concernant notamment
l’approvisionnement énergétique, la sécurité et la santé des populations, la protection de
l’environnement, la préservation des ressources naturelles et le dérèglement climatique.
Compte tenu de ces enjeux, le Collectif GASPARE – Garantir l’avenir solidaire par l’autonomie
régionale énergétique – s’est constitué dès l’annonce officielle d’un projet de CCCG dans l’aire de
Brest. Concernant les éléments justifiant le projet, le Collectif GASPARE a fait les constats suivants :
La Programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité pour la
période 2009 – 2020, rapportée au Parlement par le ministre en charge de l’énergie en juin
2009, ne mentionne pas ce projet et a fortiori n’en a pas évalué le besoin ni le
dimensionnement ;
Les scénarios élaborés par RTE pour le Pacte électrique n’ont pas fait l’objet d’une
consultation publique ;
Aucun comparatif environnemental et économique entre différentes solutions alternatives
n’a été présenté pour justifier le choix d’implanter une CCCG ;
1
Pour plus de lisibilité, le Pacte électrique breton sera abrégé dans la suite du rapport et s’intitulera Pacte
électrique.
2
La Conférence bretonne de l’énergie est une instance de concertation coprésidée par le Préfet de région et le
Président du Conseil régional. Elle est composée de cinq collèges d’acteurs publics et privés des domaines de
l’énergie : son fonctionnement ne prévoit pas la participation du public.
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 4
Bureau d’études et de conseil en écologie
La consultation préalable spécifique au lancement de l’appel d’offres, organisée par l’État
entre les 5 et 21 avril 2011, ne visait pas l’opportunité du projet ;
Le contexte énergétique a fortement évolué depuis la signature du Pacte électrique. Il a été
matérialisé par la loi Transition énergétique et pour la croissance verte visant notamment le
dimensionnement du parc nucléaire.
Par ailleurs, le Collectif GASPARE a saisi la Commission nationale du débat public – CNDP – en 2011
pour que les enjeux majeurs d’un tel projet puissent faire l’objet d’une information pleine et
transparente à l’adresse du public, et qu’ils puissent être débattus avec la garantie de l’impartialité.
Cette saisine a été jugée irrecevable aux motifs que les coûts du projet n’étaient pas connus et que
les renforcements des réseaux de transport de l’électricité et du gaz nécessaires à la réalisation du
projet ne pouvaient être pris en compte3.
Néanmoins, la Commission nationale a regretté4 que les centrales à cycle combiné gaz ne soient pas
soumises au débat, comme cela est le cas pour les parcs éoliens offshores, compte tenu de la
réglementation en vigueur. De plus, la Commission a rappelé que le projet d’une centrale à cycle
combiné gaz et les projets des réseaux d’alimentation en gaz (sur plus de 100 km) et de transport
d’électricité qui lui sont liés sont artificiellement scindés.
Il est important de souligner que la justification du projet n’a pas fait l’objet de débat pendant
l’enquête publique menée en 2014 compte tenu du processus d’appel d’offres mis en place.
Enfin, la Commission européenne a ouvert une procédure d’enquête en novembre 2015 sur les
conditions de l’appel d’offres du projet de CCCG à Landivisiau. Le rapport public5 de la Commission
rejoint les constats du Collectif GASPARE au premier rang desquels la justification du projet.
3
Décision N° 20011/74/CEB/1, Commission nationale du débat public, 5 octobre 2011.
4
Communiqué des décisions, Commission nationale du débat public, 5 octobre 2011 :
« La Commission nationale regrette que les centrales à cycle combiné gaz ne soient pas mentionnées en tant
que telles dans la liste des catégories d’opérations visées à l’article L.121-8 du code de l’environnement. Pour de
tels projets les seuils relatifs aux bâtiments et infrastructures sont trop élevés et interdisent dans les faits sa
saisine obligatoire ou facultative. La Commission a saisi le ministère de l’écologie, du développement durable,
des transports et du logement de cette question. La Commission rappelle qu’elle considère par ailleurs que le
projet d’une centrale à cycle combiné gaz et les projets des réseaux d’alimentation en gaz et de transports
d’électricité qui lui sont liés sont artificiellement scindés. »
5
Rapport d’enquête de la Commission européenne : « la Commission a des doutes sur la nécessité d’installer en
Bretagne un moyen de production d’environ 450 MW ».
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 5Bureau d’études et de conseil en écologie
Avant-propos
En 2012, le Collectif GASPARE a décidé en réunion plénière de mener à bien une expertise des
scénarios justifiant le projet de CCCG et d’élaborer un Scénario électrique alternatif breton à
l’échéance 2025. L’objet de cette étude a ainsi été double et portait sur deux périodes distinctes :
Étudier les scénarios d’offre et de demande établis dans le Pacte électrique justifiant le projet
de CCCG.
Ces scénarios ont été présentés en septembre 2010 et se limitent à l’échéance 2020. L’analyse
menée sur la période 2011-2020 par le Collectif GASPARE a eu pour objectif de les actualiser au
regard des publications institutionnelles postérieures à la signature du Pacte électrique.
Établir un Scénario électrique alternatif breton à échéance 2025 prenant en compte le
devenir du parc nucléaire selon la trajectoire fixée dans le débat national sur la transition
énergétique.
Le Pacte électrique n’a pas traité la question du devenir du parc nucléaire alimentant la Bretagne.
L’analyse menée par le Collectif GASPARE sur la période 2020-2025 a proposé d’élargir le champ
d’investigation sur l’opportunité du projet de CCCG. Elle a eu pour objectif de déterminer les actions
nécessaires pour garantir la sécurité d’alimentation de la Bretagne selon l’évolution du parc
nucléaire.
Publié en janvier 2013, le rapport d’étude intitulé Scénario électrique alternatif breton s’est
principalement basé sur les études de RTE publiées en 2012. Le Collectif GASPARE a décidé en
réunion plénière la réactualisation de ces données compte tenu des informations communiquées par
RTE en 2014 et 2015 :
Bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France, 2014 ;
Bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France, 2015 ;
Schéma décennal de développement du réseau, 2015.
Le travail d’étude a consisté à la réalisation de trois fiches synthétiques :
1. Évaluation des émissions de gaz à effet de serre ;
2. Évolution des consommations et de la sécurisation du système électrique de la Bretagne ;
3. Intérêt des interconnexions Irlande-Bretagne et Angleterre-Bretagne via le Cotentin.
Objectifs de l’étude
La présente fiche synthétique intitulée Évolution des consommations et sécurisation du système
électrique, vise à poursuivre les analyses menées dans le Scénario électrique alternatif breton en
fonction des dernières publications de RTE, pour :
1. Actualiser les scénarios de consommation annuelle ;
2. Actualiser les prévisions d'évolution des appels de puissance ;
3. Évaluer le niveau de sécurisation du système électrique à l’extrême pointe.
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 6Bureau d’études et de conseil en écologie
1. Consommation annuelle
Publications RTE
Depuis la signature du Pacte électrique, RTE a publié six actualisations de ses scénarios nationaux. Le
taux de croissance moyen de la consommation a systématiquement été revu à la baisse, et dans
certains scénarios, les résultats aboutissent à une diminution de la consommation que ce soit à
échéance 2020 ou 2030.
De plus, RTE a renforcé la diffusion et la précision des informations publiques à l’échelle régionale, en
lien avec la formalisation dans les Schémas régionaux climat air énergie (SRCAE) des politiques
régionales. Depuis 2013, RTE a notamment mis en place un suivi en temps réel de l’adéquation entre
offre et demande6 heure par heure, un suivi des appels de puissance pour chaque région et présenté
les scénarios d’évolution de la consommation dans les volets régionaux du Schéma décennal de
développement du réseau, actualisé annuellement.
L’ensemble de ces données permettent de présenter les prévisions d’évolution de la consommation
de la Bretagne.
F IGURE 1 : F AISCEAU D ’EVOLUTION DE LA CONSOMMATION ELECTRIQUE EN B RETAGNE ENTRE 2015 ET 2030 -EXTRAIT DU
SCHEMA DECENNAL DE DEVELOPPEMENT DU RESEAU (RTE, 2015)
Échéance 2020
RTE publie chaque année et pour chaque région7, la consommation annuelle brute et la
consommation corrigée de l’aléa climatique8. Cette dernière donnée permet de comprendre
l’évolution de la consommation d’une année sur l’autre et de mettre en œuvre une scénarisation de
l’évolution de la consommation.
6
Site internet de RTE ÉCO2mix.
7
Bilan électrique 2014 et perspectives en Bretagne (RTE, 2015).
8
Définition : « Une grande partie des fluctuations de la consommation électrique observées d’une année sur
l’autre étant liées aux conditions climatiques et, dans une moindre mesure, aux effacements de consommation
activés en cas de tension sur le système électrique, la consommation brute est insuffisante pour appréhender de
manière pertinente les évolutions tendancielles. Aussi les analyses présentées dans cette partie sont-elles
basées sur l’évolution de la consommation corrigée des effets climatiques, des effacements ainsi que des effets
liés aux années bissextiles. » (RTE,2014).
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 7Bureau d’études et de conseil en écologie
Le graphique ci-dessous présente :
L’historique des consommations corrigées de l’aléa climatique ;
Les scénarios du Pacte électrique ;
La dernière scénarisation présentée dans le schéma décennal 2015 de développement du
réseau (SDDR 2015) pour la région.
Faisceau d’évolution de
la consommation (SDDR 2015)
F IGURE 2 : EVOLUTION DE LA CONSOMMATION ELECTRIQUE EN B RETAGNE CORRIGEE DES ALEAS CLIMATIQUES ( HORS
PERTES HTA) SELON DIFFERENTS SCENARIOS A ECHEANCE 2020
Les extrêmes du faisceau d’évolution de la consommation représentent les variantes « haute » et
« basse » de la scénarisation du SDDR 2015. Les nouveaux scénarios « référence » et « MDE
renforcée » - MDE : Maîtrise de la demande en électricité – se trouvent à l’intérieur de ce faisceau.
L’augmentation de la consommation corrigée de l’aléa climatique en 2020 par rapport à celle de
2008 est ramenée à :
Environ 7% au lieu de 18% dans le cas du scénario « Référence » du Pacte électrique;
Environ 4% au lieu de 11% dans le cas du scénario « MDE renforcée » Pacte électrique.
Ces différences sont conséquentes puisqu’elles représentent l’équivalent de la production d’une
centrale conventionnelle de 400 MW qui fonctionnerait entre 5 000 heures et 3 500 heures selon le
scénario considéré, respectivement « Référence » et « MDE renforcée ».
Échéance 2030
Contrairement aux scénarios du Pacte électrique, le schéma décennal 2015 de développement du
réseau propose une scénarisation à échéance 2030. L’évolution de la consommation corrigée de
l’aléa climatique en 2030 par rapport à celle de 2015 serait comprise entre +17% et - 3%. Ces limites
représentent respectivement les variantes « haute » et « basse » de la scénarisation du SDDR 2015.
Les scénarios « Référence » et « MDE renforcée » compris dans ce faisceau d’évolution peuvent être
estimés comme suit :
Environ 8% d’augmentation en 2030 par rapport à 2015 dans le cas du scénario
« Référence » ;
Environ 1% d’augmentation en 2030 par rapport à 2015 dans le cas du scénario « MDE
renforcée ».
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 8Bureau d’études et de conseil en écologie
Cette nouvelle scénarisation démontre que les niveaux de consommation établis dans le Pacte
électrique pour 2020, « Référence » ou « MDE renforcée », ne seront donc pas atteints en 2030.
A noter que la trajectoire du SRCAE de la région Bretagne, établissant des diminutions fortes de la
consommation, s’éloigne considérablement de ces prévisions que ce soit à échéance 2020 ou 20309.
Évolution de la consommation en tenant compte des pertes du réseau de transport
Les graphiques du Pacte électrique présentent l’évolution de la consommation corrigée de l’aléa
climatique avec les pertes HTA10 incluses. Pour autant, le suivi annuel réalisé par RTE dans les bilans
régionaux est effectué hors pertes HTA. Ce suivi, repris dans les chapitres précédents, permet en
effet de mieux mettre en évidence l’évolution des pratiques au regard des différents indicateurs
d’activités.
Le graphique de la figure 4 (page suivante), publié par RTE en 2013, présente l’historique des
consommations corrigées de l’aléa climatique pertes incluses. La comparaison de ces données avec
celles des bilans annuels permet de déterminer les pertes HTA (figure 3, ci-dessous). Elles sont
évaluées, entre 2006 et 2012, à environ 5,2% en moyenne à l’exception de l’année 2009 (pertes
représentant environ 6.6% de la consommation).
F IGURE 3 : COMPARAISON DE L ’ HISTORIQUE DES CONSOMMATIONS ANNUELLES CORRIGEES DE L ’ALEA CLIMATIQUE , AVEC
ET SANS PERTES ( BILAN ELECTRIQUE 2012 & PERSPECTIVES 2013 DE LA REGION B RETAGNE , RTE, 2013).
9
Analyse du Schéma régional climat air énergie de la Bretagne - Consommation et production d’électricité,
Bureau Horizons, 2013.
10
Le domaine « haute tension A » (HTA) concerne les installations électriques dans lesquelles la tension excède
1 000 volts.
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 9Bureau d’études et de conseil en écologie
Depuis 2013, RTE n’a pas présenté de suivi de la consommation « pertes incluses » dans les bilans
annuels. Néanmoins, les nouvelles données communiquées par RTE pour chaque région permettent
d’estimer les pertes pour les années 2013, 2014 et 201511 en comparant les bilans annuels présentés
hors pertes HTA, et les suivis en temps réel au pas horaire de chaque région. Cette comparaison
aboutie à une estimation des pertes relativement élevée respectivement 5.7% et 6.6% de la
consommation annuelle respectivement pour 2013 et 2014. En l’absence de données indiquées par
RTE dans les bilans annuelles, une autre méthode consiste à appliquer la valeur moyenne de 5.2% de
pertes aux données hors pertes fournis par RTE.
La figure 4, ci-dessous, présente le graphique réalisé par RTE en 2013 complété d’une estimation de
l’historique des consommations pour les années 2013 et 2014 retenant des pertes relativement
élevées. Le graphique montre la même tendance par rapport aux scénarios du Pacte électrique que
celle mise en évidence dans les chapitres précédents proposant une analyse hors pertes, c’est-à-dire
une trajectoire inférieure au scénario « MDE-renforcée ».
Complément apporté à l’extrait
de la publication RTE :
- Estimation de l’historique des
consommations en 2013 et 2014
- Prévision pour 2015
F IGURE 4 : EVOLUTION DE LA CONSOMMATION ELECTRIQUE EN B RETAGNE CORRIGEE DES ALEAS CLIMATIQUES ET PERTES
HTA INCLUSES
11
L’estimation de l’évolution de la consommation pour 2015 est basée sur la comparaison des évolutions de la
consommation en Bretagne sur la période janvier à octobre de l’année en cours et celle de 2014.
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 10Bureau d’études et de conseil en écologie
2. Évolution des appels de puissance
Nouvel historique présenté par RTE
En 2013, RTE a présenté un nouvel historique des appels maximaux de puissance pour la Bretagne
suite à la détermination pour chaque région de cette donnée. Avant 2013, elle n’avait été
communiquée que pour la Région Bretagne lors de l’élaboration du Pacte électrique12. Pour les
autres régions cette donnée était étudiée à l’échelle de leur entité électrique, dont l’entité électrique
« Ouest »13.
Les extraits des documents RTE présentés ci-dessous montrent cette différence. La pointe maximale
de consommation établie en 2010 passe de 4 445 MW à 4 630 MW (voir également la figure 5
comparant les deux historiques).
F IGURE 5 : HISTORIQUE DES APPELS MAXIMAUX DE PUISSANCE POUR LA B RETAGNE (CBE, « P RESENTATION RTE -
GROUPE DE TRAVAIL ÉNERGIE ET TERRITOIRES – MDE », 2010, DIAPO N °3 ET B ILAN ELECTRIQUE 2014 ET PERSPECTIVES ,
RTE, 2015).
F IGURE 6 : COMPARAISON DES DEUX HISTORIQUES DES APPELS MAXIMAUX DE PUISSANCE POUR LA B RETAGNE (CBE, «
P RESENTATION RTE - GROUPE DE TRAVAIL ÉNERGIE ET TERRITOIRES – MDE », 2010, DIAPO N °3 ET B ILAN ELECTRIQUE
2014 ET PERSPECTIVES , RTE, 2015).
12
Pour plus d’information voir : Scénario électrique alternatif breton – tome I – période 2011-2020, Bureau
Horizons, 2013, p.22.
13
L’entité « Ouest » définie par RTE est constituée des régions Bretagne, Pays-de-Loire, Poitou-Charentes et
Centre.
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 11Bureau d’études et de conseil en écologie
Il est donc maintenant possible de comparer l’évolution des pointes de consommation entre régions.
26%
22%
19% 19%
18%
17%
15% 16% 15% 16% 15% 16%
15%
14%
13% 12% 12,4% 12%
9%
8% 8% 8% 8% 8%
7%
6%
5%
4% 4%
3% 3%
3% 2%
1%
0%
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Bretagne Pays de Loire Ile-de-France Région Ouest RTE France
F IGURE 7 : COMPARAISON DE L ’ EVOLUTION CUMULEE DES MAXIMUMS D ’APPEL DE PUISSANCE ENREGISTRES PAR RAPPORT
A 2005 SUR QUATRE TERRITOIRES
Depuis 2012, il n’a pas été enregistré de dépassement de l’appel maximum de puissance sur les cinq
échelles territoriales présentées dans la figure 5. Ainsi, en 10 ans, la pointe maximale enregistrée a
augmenté de :
16% en Bretagne ;
18% En Île de France ;
19% en France ;
22% sur la région Ouest de RTE ;
26% dans les Pays de Loire.
Différence entre appel de puissance maximal enregistré et pointe à « une chance sur
dix »14
Les prévisions de la pointe à « une chance sur dix » ne sont pas comparables à l’historique des appels
de puissance maximaux enregistrés. En effet, ces derniers sont enregistrés en tenant compte des
effacements de consommation alors que les prévisions de la pointe à « une chance sur dix » ne les
considèrent pas (les effacements sont considérés comme équivalent à un moyen de production dans
les prévisions).
De plus, les pointes maximales ne correspondent pas forcément à une situation climatique à une
chance sur dix. Par exemple en 2012, l’appel de puissance maximal enregistré correspondait à une
pointe à « une chance sur 20 » au niveau national15.
14
La pointe « à une chance sur dix » désigne un niveau de puissance qui à « une chance sur dix » d’être dépassé
au cours de l’hiver. Autrement dit, il s’agit du niveau de puissance atteint dans des conditions climatiques qui
ne se présentent en moyenne que tous les dix ans.
15
RTE, BP, 2015.
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 12Bureau d’études et de conseil en écologie
Rappel de la 1ère mise à jour des prévisions de la pointe à « une chance sur dix »
Suite à la publication du Scénario alternatif breton, RTE a communiqué au Collectif GASPARE une
première mise à jour16 des perspectives d’évolution de la pointe à « une chance sur dix », selon les
données du BP 2012. Le graphique ci-après présente ces données.
Une diminution de 125 MW par rapport aux estimations du Pacte électrique a ainsi été mise en
évidence rejoignant les estimations à échéance 2020 du Scénario électrique alternatif breton.
125 MW
Recalage suite à l’évolution de l’historique
F IGURE 8 : SCENARIO D ' EVOLUTION DE LA POINTE A "UNE CHANCE SUR DIX " EN B RETAGNE (2013)
L’augmentation de la pointe à « une chance sur dix » en 2020 par rapport à celle de 2010 a été
ramenée à :
Environ 8% au lieu de 15% dans le cas du scénario « Référence » du Pacte électrique;
Environ 4% au lieu de 11% dans le cas du scénario « MDE renforcée » Pacte électrique.
Nouvelles prévisions à échéance 2020
Depuis le BP 2012, RTE a systématiquement revu à la baisse les prévisions à l’échelle nationale
d’évolution de la pointe à « une chance sur dix ». Ceci a notamment était le cas entre les BP 2014 et
2015 comme le montre la figure ci-après.
16
Voir figure 12.
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 13Bureau d’études et de conseil en écologie
F IGURE 9 : EVOLUTION DES PREVISIONS D ’EVOLUTION NATIONALE DE LA POINTE A « UNE CHANCE SUR DIX » ENTRE 2014
ET 2015
Depuis 2009, la pointe attendue en 2020 a diminué de 4,8% dans le scénario national de
« référence ». Le tableau ci-dessous présente l’évolution de la pointe à « une chance sur dix » à
échéance 2020 par rapport à sa valeur établie en 2009 :
Nationale Bretagne
Diminution à échéance Diminution à échéance
Prévisions d'évolution de la pointe à Prévisions d'évolution de la pointe à
2020 par rapport aux 2020 par rapport aux
"une chance sur dix" "une chance sur dix"
prévision de 2009 prévision de 2010
BP 2011- Scénario "Référence" -0,4%
BP 2012- Scénario "Référence" -3,5% Actualisation du Pacte par RTE -2,1%
BP 2014- Scénario "Référence" -4,3%
BP 2015- Scénario "Référence" -4,8%
F IGURE 10 : P REVISIONS NATIONALES DE LA POINTE A « UNE CHANCE SUR DIX » DEPUIS 2009 POUR UNE ECHEANCE EN
2020
Comme, d’une part, depuis dix ans, l’évolution des appels maximaux de puissance enregistrés n’est
pas différente entre la Bretagne et la France, et d’autre part, l’actualisation des scénarios d’évolution
de la pointe à « une chance sur dix » est cohérente à ces deux échelles, il est possible proposer une
estimation des prévisions pour la Bretagne :
Le niveau de la pointe à « une chance sur dix », dans le scénario « référence » à échéance
2020, a diminué d’environ 150 MW (-3%) par rapport à l’estimation du Pacte électrique.
Nouvelles prévisions à échéance 2030
Entre 2015 et 2030, les prévisions nationales de RTE (BP 2014) d’évolution de la pointe à « une
chance sur dix » présente un faisceau d’évolution compris entre +12% et -6% à échéance 2030, le
scénario « MDE renforcée » s’établissant à -2%.
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 14Bureau d’études et de conseil en écologie
3. Sécurisation du système électrique à échéance 2020
Évolution des moyens de production
1. EDF a confirmé le maintien en activité des TACs bretonnes, au moins, jusqu’en 202017.
2. La prise de décision du maintien en activité du deuxième groupe fioul de Cordemais par EDF
devrait être prise en 2017. Pour autant, il est à noter qu’EDF a inscrit ce groupe au registre
2019 des capacités certifiées créé par le mécanisme de capacité18.
F IGURE 11 : REGISTRES 2019 DES CAPACITES CERTIFIEES (RTE)
3. Le Pacte électrique a été complété de la signature d’une convention avec GRTgaz pour
favoriser le développement de la cogénération1920.Le potentiel de la cogénération a été
estimé à 400 MWe en Bretagne par l’ADEME21.
17
Bilan prévisionnel, RTE, 2015, p.63.
18
Définition et présentation : Bilan prévisionnel, RTE, 2015, p.98 « Le mécanisme de capacité s’articule autour
de deux piliers : l’obligation pour les fournisseurs de détenir des garanties de capacité et l’obligation pour les
exploitants de capacité de conclure des contrats de certification de capacité ».
19
Convention d’engagement de GRTgaz dans la mise en œuvre des orientations du SRCAE de Bretagne, Etat,
Région GRTgaz, juin 2014.
20
A noter que le Scénario électrique alternatif breton – tome I – période 2011-2020 présente un comparatif de
les évolutions des capacités de chaque type de moyens de production avec celles retenues dans le Pacte
électrique et souligne l’importance et l’intérêt du développement de la cogénération.
21
Donnée rappelée dans le cadre du débat national pour la transition énergétique en 2013, notamment par
Syndicat départementale d’Energie et d’Equipement du Finistère (CBE, 2013, p.16).
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 15Bureau d’études et de conseil en écologie
Niveau de sécurisation
RTE a actualisé en 2013 (voir figure 12 ci-après) le graphique du Pacte électrique22 présentant une
évaluation simplifiée23 de l’adéquation offre-demande en Bretagne. Cet extrait d’un rapport de RTE a
été communiqué au collectif GASPARE par ministère de l’environnement en 2013. Il n’avait jamais
été rendu publique, ni discuté dans les réunions de la CBE, jusqu’à la publication du rapport de la
Commission européenne suite à la procédure initiée sur les conditions de l’appel d’offres du projet
de CCCG en Bretagne24.
Ce graphique représente l’unique élément justifiant de la puissance du projet de CCCG demandée
dans l’appel d’offres.
F IGURE 12 : EVALUATION SIMPLIFIEE DE L ’ ADEQUATION OFFRE DEMANDE ENTRE 2011 ET 2020 EN B RETAGNE, EN
CONFIGURATION N-1 ET HORS EFFACEMENT (RTE, 2013)
Ce graphique n’ayant pas été accompagné d’indication de RTE, il est important de rappeler que la
situation schématisée est la configuration la plus contraignante :
Pas de vent ;
Vague de froid généralisée sur la France ;
22
Présentation CBE du 17 septembre 2010 (Quelles solutions pour la sécurisation électrique de la Bretagne ?,
RTE, Diapo. 4)
23
Il est important de rappeler que des simulations plus complètes telles que celles effectuées dans les bilans
prévisionnels de RTE à l’échelle de la région Ouest (voir chapitre suivant) permettent d’apprécier l’adéquation
offre demande.
24
Commission européenne, 2015, p.7.
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 16Bureau d’études et de conseil en écologie
Situation « N-1 »25 sur le réseau électrique ;
Pas de prise en compte d’effacements supplémentaires ou de moyen de production en
Bretagne autre que le projet de CCCG.
Dans ce graphique26, les lignes rouges et vertes représentent les besoins de puissance de la région
Bretagne dans le scénario « référence » ou dans le scénario « MDE renforcée ». Ce niveau de
consommation correspond au besoin maximum en puissance (pointe à « une chance sur dix »). Il
permet de dimensionner l’offre de production pour atteindre l’adéquation avec la demande.
Les bâtons bleus représentent la puissance de production mobilisable en Bretagne et importée via le
réseau de transport. Les possibilités d’importation tiennent compte de la mise hors tension de la
ligne 400 kV reliant Rennes à Saint-Brieuc (situation N-1).
Les bâtons verts représentent la puissance de la production éoliennes (2% du parc installée, situation
de vent quasi nulle). Les autres moyens de production identifiée dans le Pacte électrique ne sont pas
pris en compte dont la cogénération à partir de gaz ou de biomasse, ou les effacements27.
Les bâtons blancs représentent les nouvelles offres : projet de CCCG et renforcement du réseau
électrique de la Bretagne (nouvelle liaison électrique en Saint-Brieuc et Lorient).
La sécurité d’approvisionnement est donc garantie uniquement si les bâtons bleus et blancs
dépassent les courbes rouges ou vertes. La différence entre le niveau de la courbe et la hauteur des
bâtons représente la puissance manquante pour atteindre cette sécurisation.
Compte tenu des éléments développés précédemment, le graphique de la figure 12 est actualisé à
échéance 2020 sous la forme d’un tableau (voir ci-après). Les références utilisées pour estimer l’offre
de production sont :
Les capacités d'importation et de production existante communiquées par RTE dans la figure
12 ;
La prise en compte du maintien en activité des TACs en 2020 ;
La création d’une nouvelle ligne reliant Saint-Brieuc à Lorient permettant d’importer
700 MW supplémentaires en Bretagne (en cours de construction) ;
La prise de décision par EDF de fermer un groupe fioul sur le site de Cordemais dans l’attente
d’une confirmation ou une infirmation officielle ;
Les capacités supplémentaires d’effacements, d’EnR pilotable et de cogénération tel que
décrit dans l’évaluation de Pacte électrique présenté à la CBE28 ;
Une production éolienne nulle.
25
Une configuration « N-1 » tient compte d’une perte d’un moyen de production ou d’un ouvrage du réseau de
transport. Pour évaluer le niveau de sécurisation d’un territoire, RTE tient compte de la perte entrainant le plus
de réduction d’offre en électricité.
26
De plus ample information sont décrites dans le Scénario électrique alternatif breton pour comprendre ce
graphique et sa version précédente est présentée.
27
Voir note de bas de page N°18.
28
Mise en place d’indicateurs de suivi des économies d’énergie et d’impact en émissions de gaz à effet de serre
dans le cadre de l’évaluation du Pacte électrique Breton - Synthèse des résultats, Icare environnement,
Novembre 2013, p.12.
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 17Bureau d’études et de conseil en écologie
Capacités d'importation et production
4 550 MW
existante
Création d'une ligne THT entre Saint-
700 MW
Brieuc et Lorient
Fermeture d'un groupe fioul de
Offre -300 MW
Cordemais
Effacements + EnR pilotable +
200 MW
cogénération
Total de l'offre 5 150 MW
Nouveau niveau de la pointe dans le
Demande 5 050 MW
scénario "MDE renforcée"29
F IGURE 13 : EVALUATION SIMPLIFIEE DE L ’ADEQUATION OFFRE DEMANDE A ECHEANCE 2020
Il ressort de cette analyse que l’adéquation offre-demande de la Bretagne est assurée en 2020 avec :
Une marge de 100 MW si l’évolution de la consommation s’inscrit dans un scénario « MDE
renforcée » ;
Une marge de 100 MW si l’évolution de la consommation s’inscrit dans un scénario
« référence » et que le groupe fioul de Cordemais n’est pas fermé, ou un déficit de 100 MW
dans le cas contraire.
Dans ce dernier cas, le déficit peut être compensé par des actions supplémentaires de maîtrise de la
consommation, d’effacements supplémentaires ou de création d’unités de production EnR pilotables
et de cogénération supplémentaires. Il est à noter que le suivi du Pacte électrique indique une
réserve de capacité d’action de 550 MW30.
Simulation pour une pointe de 19 000 MW dans l’entité électrique Ouest31
En 2015, RTE a présenté les résultats de simulations réalisées sur l’entité « Ouest » 32 (échéance en
2018) pour un appel de puissance à 19 000 MW. Cette valeur de la pointe représente une
augmentation de 900 MW par rapport au maximum enregistré sur l’entité en 2012, soit 5% de
croissance (croissance supérieure à celle prévue pour la France pour les quinze prochaines années).
Cette étude révèle que, dans des conditions contraignantes (vent nul et perte d’un ouvrage majeur),
les possibilités de gestion du système électrique ou des adaptations du réseau permettent de passer
cette pointe.
Il n’est pas pris en compte ni la fermeture de Cordemais ni la mise en service des projets EPR à
Flamanville et CCCG à Landivisau pour aboutir à cette conclusion.
29
Voir chapitre 2.
30
Voir Note de bas de page N°26.
31
L’entité « Ouest » définie par RTE est constituée des régions Bretagne, Pays-de-Loire, Poitou-Charentes et
Centre.
32
Présentation IRM région Ouest, RTE, septembre 2015.
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 18Bureau d’études et de conseil en écologie
Disponibilité des groupes charbon de la centrale de Cordemais
Des travaux conséquents ont lieu sur les deux groupes charbon de la centrale de Cordemais depuis
2015. Ils entrainent des indisponibilités longues33 :
Pour le groupe 5, de fin février 2015 au 11 janvier 2016 ;
Pour le groupe 4, du 27 février 2016 au 23 janvier 2017 ;
Le manque de puissance planifié pour la Bretagne pendant une partie des hivers 2015-2016 et 2016-
2017, n’a pas entrainé d’alerte particulière des différents acteurs. Cette situation semble en
contradiction avec la fragilité du système électrique de la Bretagne décrite dans la figure 12.
Influence des EnR sur le niveau de sécurisation
Les travaux de la CBE ont porté sur l’évaluation de la contribution de la production éolienne lors des
vagues de froid entraînant des pointes extrêmes de consommation34.
Les conclusions sont les suivantes :
Pour l’éolien offshore en Bretagne, une fois sur deux plus de 30% de la puissance installée et
une fois sur cinq plus de 10% ou plus de 80% ;
Pour l’éolien terrestre, une fois sur deux moins de 13%, mais une fois sur trois plus de 30%.
La production éolienne a ainsi pour effet de réduire considérablement la fréquence et la durée du
besoin de sécurisation du système électrique.
Le tableau ci-dessous met en évidence l’importance de cette contribution à l’adéquation offre-
demande lors des quatre dernières pointes de plus de 4 500 MW en Bretagne entre janvier 2013 et
octobre 2015.
Production éolienne Activation des TACs
Date Niveau pointe au moment de la de Dirinon et
pointe Brennilis
25/01/2013 4 615 MW 153 MW non
06/02/2015 4 598 MW 594 MW oui
18/01/2013 4 547 MW 84 MW non
12/03/2013 4 524 MW 355 MW non
F IGURE 14 : NIVEAU DE PRODUCTION EOLIEN ET ACTIVATION DES TACS BRETONNES LORS DES QUATRE DERNIERS JOURNEES
OU L ’ APPEL DE PUISSANCE A ETE SUPERIEUR A 4 500 MW (E CO 2 MIX , RTE)
33
Voir le suivi des indisponibilités des moyens de production effectué par RTE sur le site internet
http://clients.rte-france.com.
34
Voir la présentation des résultats de l’étude « Apport de l’éolien breton pour la production électrique par
périodes de grand froid » commandité par le Conseil régional de Bretagne à Météo France publié en 2011
(Conférence bretonne de l’énergie -GT « Energies renouvelables », du 10 juillet 2013).
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 19Bureau d’études et de conseil en écologie
F IGURE 15 : PRODUCTION EOLIENNE LORS DE LA JOURNEE DU 25 JANVIER 2013 (ECO 2 MIX, RTE)
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 20Bureau d’études et de conseil en écologie
4. Sécurisation du système électrique national après 2020
Les analyses proposées ci-dessous prennent en compte les résultats du BP RTE 2014 (échéance 2030)
présentés également dans la fiche Évaluation des émissions de gaz à effet de serre.
Sans diminution du parc nucléaire
Dans le cas d’un scénario de « référence » (3% d’augmentation de la pointe à « une chance sur dix »),
en 2030, plus de deux CCCG du parc existant devraient être mises sous cocon et le besoin pour la
gestion des pointes de consommation serait d’environ 5 GW.
Les TACs les plus récentes (1,5 GW) et les effacements développables permettraient de répondre à
ce besoin.
Si cette orientation était choisie, il apparaît que le maintien des moyens de production existants pour
la gestion de la pointe quelques années, lors du développement du parc EnR et des interconnexions,
permettrait d’atteindre l’adéquation entre offre et demande.
A l’échelle de la Bretagne, en tenant compte d’une augmentation de la pointe à « une chance sur
dix » double de celle retenue à l’échelle nationale sur la période 2015-2030, la situation resterait
identique à celle de 2020.
Diminution du parc nucléaire
Sans action d’envergure sur la limitation de la pointe : des besoins conséquents
Dans un scénario de diminution de 40% du parc nucléaire et de la pointe à « une chance sur dix »
d’environ -2%, RTE évalue le besoin de moyen de production ou d’effacements pour la gestion de la
pointe à 13,4 GW.
Dans ce contexte, les TACs et les groupes fioul existants seraient maintenus en activité ou remplacés
in situ.
Les besoins en CCCG ou équivalent sont également conséquents (voir la fiche Evaluation des
émissions de gaz à effet de serre).
Action d’envergure sur la limitation de la pointe : Scénario électrique alternatif breton
Que ce soit à échéance 2020 ou 2025, l’évolution de la consommation décrite dans le Scénario
électrique alternatif breton a été renforcée par les dernières scénarisations de RTE. Elle ne diffère
que par l’évolution du nombre de chauffages électriques à effet Joule.
Concernant les moyens de production, l’analyse reste également la même. Les éléments clefs
différenciant les objectifs du Pacte électrique de ceux du Scénario électrique alternatif breton sont :
Le maintien des TACs et groupes de fioul existants (par des rénovations ou des
remplacements in situ) pour un fonctionnement inférieur à 100 h par an ;
Le développement d’un parc hydrolien en Bretagne et dans le Cotentin ;
La création d’une interconnexion avec l’Irlande.
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 21Bureau d’études et de conseil en écologie
Concernant ces deux derniers points, on peut retenir que :
Plusieurs projets pilotes se développent en France, en Écosse et en Irlande (dans ce dernier
pays, les scénarios prennent en compte la mise en service d’un parc hydrolien de 200 MW en
2020) ;
Les études de faisabilité de l’interconnexion avec l’Irlande ont continué, elle a été reconnue
projet européen d'intérêt commun par les instances de l’Union européenne et l’annonce du
lancement ou de l’arrêt du projet est attendue mi-2016.
L’intérêt de cette interconnexion est développé dans la fiche Interconnexion Bretagne-Irlande.
Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 22Bureau d’études et de conseil en écologie Acronymes BP : Bilan prévisionnel CBE : Conférence bretonne de l’énergie CCCG : Centrale à cycle combiné gaz CRE : Commission de régulation de l'énergie CSPE : Contribution au service public de l’électricité DDAE : Dossier de demande d’autorisation d’exploiter EnR : Énergie renouvelable GES : Gaz à effet de serre ICPE : Installation classée pour la protection de l’environnement MDE : Maîtrise de la demande en énergie PAC : Pompe à chaleur PIB : Produit intérieur brut PPI : Programmation pluriannuelle des investissements RT : Réglementations thermiques RTE : Réseau de transport d’électricité SDDR : Schéma décennal de développement du réseau SRCAE : Schéma régional climat air énergie TCAM : Taux de croissance annuels moyens Scénario électrique alternatif breton - Fiche synthétique - Évolution des consommations et sécurisation du système électrique 23
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