Electricité: une période sous tension s’ouvre pour RTE

Le 15 novembre 2018 par Valéry Laramée de Tannenberg
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Beaucoup d'incertitudes pèsent sur le système électrique français.
Beaucoup d'incertitudes pèsent sur le système électrique français.
VLDT

Confronté à de nombreuses incertitudes sur l’arrêt et le raccordement de moyens de production et sur la disponibilité du parc nucléaire, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité appelle à relancer les économies d’énergie, à accroître la mise en service d’énergies renouvelables et à ne pas fermer tout de suite les centrales au charbon.


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.
Ce jeudi, RTE publiait son diagnostic pour la sécurité d’approvisionnement, un exercice de prospective portant jusqu’à 2023. Exercice 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.

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. «Nous passerons alors d’une consommation de 85.000 à 100.000 mégawatts (MW)», explique le directeur d’exploitation de RTE.

actions ‘post-marché’

Un saut qu’il faudra assurer, surtout entre février et mars, période durant laquelle 4 à 5 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.

En attendant l'EPR

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. Etape 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. A 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 MWc 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. 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, décidément, d’équilibrer un réseau.

Dunkerque. A l'occasion d'un comité interministériel de la mer à Dunkerque, le Premier ministre Edouard Philippe a précisé le calendrier du parc éolien prévu au large du port nordiste, d'une puissance de 500 mégawatts. «Les candidats déposeront leurs offres dans 4 mois et nous serons en mesure de désigner le lauréat mi-2019», a annoncé l'ancien maire du Havre. Initialement, les lauréats auraient dû être sélectionnés avant la fin 2018. Dix groupements français et étrangers ont été présélectionnés en mai 2017, dont EDF et Engie, l'Espagnol Iberdrola, le Norvégien Statoil ou encore le Suédois Vattenfall. Le cahier des charges de l’appel d’offres leur a été transmis ce jeudi 15 novembre.
 


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