Approvisionnement électrique national & approvisionnement électrique du Grand-Ouest

16 novembre 2005

Débats Publics - Réacteur EPR Flamanville 3 - Ligne THT Cotentin - Maine

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La politique énergétique nationale(loi du 13 juillet 2005)

4 axes

– garantir l’indépendance énergétique nationale et la sécurité d’approvisionnement

– préserver l’environnement et renforcer la lutte contre l’effet de serre– garantir un prix compétitif de l’énergie– garantir la cohésion sociale et territoriale en assurant l’accès de tous à

l’énergie

Les engagements s’appliquant en tout ou partie à l’électricité

– porter le rythme annuel de baisse de l’intensité énergétique finale à 2% d’ici 2015

– diviser par 4 les émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2050. – promouvoir les énergies renouvelables (EnR) : objectif de 21% de la

consommation électrique produite à partir d’EnR (au 31 décembre 2010)– maintien de l’option nucléaire ouverte : réalisation d’un démonstrateur EPR

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La programmation pluriannuelle desinvestissements de production électrique (PPI)

Prévue par la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité

rapport du Ministre au Parlement suivi d’un arrêté ministériel

La déclinaison de la politique énergétique nationale au niveau de la production électrique

– un rôle prospectif : donner de la visibilité aux différents acteurs

– un rôle concret : l’arrêté sert de base pour lancer des appels d’offres

Un nouvel exercice traitant de la période 2005-2015

– mené depuis fin 2004, communiqué prochainement au Parlement

– associant RTE, ADEME, producteurs, DRIRE Bretagne...

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En Europe, des besoins d’investissement très importants d’ici 2030

Interconnexions le marché de l’électricité est européen

– La France est globalement exportatrice– Pour autant, elle a recours à des importations : la France s’est

retrouvée importatrice nette pendant 4 jours de février – mars 2005

Des besoins d’investissements très importants sur la plaque européenne

– 600 000 MW à mettre en service sur la période 2001 – 2030, soit environ autant que ce qui est actuellement en service (Agence Internationale de l’Energie, 2003)

– dont 100 000 MW sur la période 2007 – 2015 (ETSO 2005, association des gestionnaires de réseaux électriques européens)

Face à une possible insuffisance de production en Europe, il importe que des investissements aient aussi lieu en France

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La demande électrique française à l’horizon 2015

La demande électrique représente un peu plus de 20% de la demande énergétique nationale en énergie finale

La maîtrise de la demande électrique : une priorité

– qui n’est pas nouvelle : le taux de croissance diminue depuis 30 ans

– réaffirmée : des mesures ambitieuses pour la période 2005 - 2015 certificats d’économies d’énergie ; réglementation thermique ;

budget de l’ADEME ; mesures fiscales...

– liée, hors nucléaire et EnR, à la problématique climat (quotas CO2)

Évolutions de la demande électrique : le scénario central de la PPI

– la tendance de fond

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Les énergies renouvelables électriques (EnR)

De forts mécanismes de soutien

– obligation de rachat par eDF de l’électricité produite à partir d’EnR– garantie d’origine– lancement d’appels d’offres

• biomasse / biogaz 232 MW retenus en 2005• éolien en mer 105 MW retenus en 2005• éolien terrestre : près de 300 MW retenus (15/11/2005)

Les enseignements de la PPI

– L’éolien est une condition essentielle de tout développement important des EnR électriques

– Ce développement de l’éolien doit être accompagné par celui de l’hydroélectricité et de la filière biomasse

– Les autres EnR électriques (solaire photovoltaïque, géothermie…) doivent continuer à être soutenues mais ne contribueront que plus marginalement d’ici 2015

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La filière électronucléaire La mise en service en 2012 d’un réacteur EPR

Les atouts du nucléaire pour l’électricité

– la filière la plus compétitive pour un fonctionnement > 5000 heures– indépendance énergétique– non émettrice de gaz à effet de serre

Le maintien de l’option nucléaire ouverte

– sur la base d’une hypothèse de durée de vie de 40 ans, une partie du parc électronucléaire devra fermer aux alentours de 2020

des décisions devront être prises à l’horizon 2015– le Parlement a souhaité disposer de l’ensemble des options énergétiques

ouvertes à cette date (loi du 13 juillet 2005) un retour d’expérience en 2015 suppose une mise en service en 2012

Un réacteur EPR en 2012

– nécessaire dans cette perspective– satisfait un besoin électrique avéré

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Développements pris en compte

– EPR en 2012

– remise en service de 2600 MW de groupes fioul actuellement arrêtés et construction de 500 MW de turbines à combustion (décidées par eDF)

– pour le dimensionnement du parc thermique, une hypothèse prudente pour le développement des EnR

• 4000 MW d’éolien en 2010 ; 12500 en 2015• la PPI prend bien entendu en compte l’objectif de 21% en 2010

Les besoins supplémentaires par rapport à ces développements

(Puissance totale du parc français : 117 GW)

– Semi-base (entre 500 et 5000 h/an) : cycles combinés à gaz ou centrales charbon

– Pointe (moins de 500 h/an) : turbines à combustion (fioul)

Besoins en investissements thermiques identifiés par la PPI

Besoinssupplémentaires (MW)

2010 2016

Semi-base 800 2600Pointe - 2600Total 800 5200

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L’approvisionnement électrique du Grand-Ouest (1)

L’approvisionnement : fait intervenir la problématique du réseau de transport d’électricité

– Question de l’équilibre global du réseau– une problématique d’arbitrage réseau / production locale pour des questions

régionales

L’approvisionnement électrique du Grand-Ouest

– Basse Normandie : pas de besoin pour son approvisionnement propre mais besoin de la ligne Cotentin - Maine pour accueillir EPR Flamanville 3

• motif : stabiliser le réseau pour éviter une coupure générale d’électricité• objet du 2ème débat de la soirée

– Pays de Loire : besoin de quelques aménagements de réseau en Vendée• création d’injections 225 kV• installation d’un transformateur déphaseur à Niort (été 2006)

– Bretagne : des besoins plus importants

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L’approvisionnement électrique du Grand-Ouest Le cas de la Bretagne

Des besoins intrinsèques à la péninsule bretonne

– Bretagne Sud• urgence de l’injection du 400 kV la situation est alors satisfaisante

au moins jusqu’en 2013

– Bretagne Nord• besoin de développement de production ou de réseau• une solution possible : 150 MW de turbines à combustion à proximité de

Saint-Brieuc (justifiées par ailleurs par les besoins nationaux) repoussent les besoins réseau de 7 à 10 anspermettent aux travaux de développement du réseau d’être réalisé

400 kV 225 kV