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Première partie - Présentation

Approvisionnement Energétique de la Loire Atlantique Synthèse de la séance de travail du 9 mars 2006

Th2/4.1

Réseau de Transport d’Electricité Séance de travail avec Monsieur Ivan SAILLARD, Directeur de Cabinet RTE et Monsieur Philippe TURPIN, Chef de service études RTE Système Electrique Ouest.

1.1 – Le marché de l’électricité : rappel

L'Union européenne prescrit la libre circulation des biens et des services entre les différents états qui la composent. Cette libre circulation s'applique également à l'électricité et au gaz naturel.

De ce fait, chaque Etat membre de l'Union européenne doit donc intégrer les règlements européens dans sa législation.

L’ouverture du marché de l'énergie permet déjà aux entreprises de choisir librement leur fournisseur d'énergie et autorisera bientôt les particuliers1.

1.2 - Réseau de Transport d’Electricité (RTE), une entreprise de service public La libéralisation du marché de l’électricité implique la nécessité d’une coordination permanente et neutre entre les fournisseurs et les consommateurs. A cet effet, une société anonyme filiale d’EDF, « Réseau de Transport d’Electricité » (RTE) a été créée le 1er juillet 2000 (Indépendante d’EDF sur le plan financier, managérial et comptable). Cette filiale RTE assure les 3 missions de service public suivantes :

1. La gestion de l’infrastructure du réseau, 2. La gestion des flux d’électricité sur le réseau 3. La garantie de l’accès au réseau.

CONSEIL DE DEVELOPPEMENT DEPARTEMENTAL

1 L'ensemble du marché européen de l'énergie (électricité et gaz naturel) doit être libéralisé pour le 1er juillet 2007 au plus tard, pour les entreprises comme pour les particuliers.

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Les missions de RTE, gestionnaire du Réseau de transport d’Electricité

Mission 1 Mission 2 Mission 3

Gérer l’infrastructure du réseau

Gérer les flux d’électricité sur le

réseau

Garantir l’accès au réseau

- Exploiter, entretenir, développer le réseau au coût le plus juste

- Assurer l’équilibre des flux d’électricité

- Conclure des contrats avec les utilisateurs sur la base de tarifs publics.

- Veiller à la sûreté du système électrique et assurer la continuité et la qualité de fourniture d’électricité

- Développer les capacités d’interconnexions internationales en collaboration avec les autres gestionnaires

Unité Transport (TEO en pour la région Ouest – 850 salariés)

Unité Système (SEO en pour la région Ouest – située à Orvault – 140

salariés)

En 2004, au niveau national, les 100.000 km de lignes du réseau ont assuré le transport de 477,2 TWh.

1.3 – Contrôle et tarifs d’acheminement

RTE est contrôlé par la Commission de Régulation de l’Energie2 (CRE), qui établit les tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution. L’utilisation du Réseau Public de Transport d'Electricité est payante et le coût de l’acheminement est tarifé sur un barème public. Il ne prend pas en compte la notion de distance entre le fournisseur et le consommateur et est identique sur l'ensemble du territoire français (principe du timbre poste). Les recettes de RTE proviennent exclusivement des factures d’accès au réseau, destinées aux consommateurs, pour le service d’approvisionnement en électricité.

2 La commission de régulation de l'énergie (CRE) est une autorité administrative française, indépendante, créée le 24 mars 2000 et chargée de veiller au bon fonctionnement du marché de l'énergie et d'arbitrer les différends entre les utilisateurs et les divers exploitants. Sa compétence de régulateur s'étend aux marchés du gaz et de l'électricité. L’institution de cette commission est née des lois du 10 février 2000, relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité, et du 3 janvier 2003, relative aux marchés du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie, qui ont transposé en France les directives européennes des 19 décembre 1996 et du 22 juin 1998. La deuxième loi a ouvert le marché du gaz et étendu à ce secteur les pouvoirs dont la CRE disposait déjà sur le marché de l'électricité.

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1.4 – RTE, un mécanisme d’ajustement3

Le réseau électrique est continuellement soumis à des aléas qui perturbent l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité.

Ceux-ci sont compensés en priorité par des systèmes de réglages automatiques installés directement sur les unités de production. Mais certains aléas peuvent être de grande ampleur (par exemple, un arrêt brutal d'une unité de production).

Pour rétablir l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité, RTE doit disposer en temps réel d'une réserve d'énergie, en faisant appel aux producteurs et aux consommateurs connectés au réseau pour qu'ils modifient très rapidement leur programme de fonctionnement prévu. C'est le rôle du « mécanisme d'ajustement » mis en place par RTE en 2003.

Par un système d'offres à la hausse et à la baisse, les acteurs du marché disposant de réserves de flexibilité, communiquent les conditions techniques et financières auxquelles RTE peut faire appel.

RTE sélectionne ces offres en fonction de leur coût et des contraintes techniques exprimées par les acteurs.

Ce mécanisme permet également de résoudre les « congestions » sur le réseau, lorsque l'acheminement de l'énergie est entravé par des goulots d'étranglement. Ce phénomène peut par exemple se produire en cas de défaillance d'une ligne électrique, lorsque les capacités des lignes voisines sont insuffisantes pour acheminer l'électricité (situation dite de « N-1 »).

La création du mécanisme d'ajustement en France a constitué une contribution majeure à la construction du marché intérieur européen de l'électricité. Il a été étendu à des producteurs situés hors de France (Suisse, Espagne et Royaume-Uni). Fonctionnant selon des règles de marché, il contribue à la sûreté du système électrique.

Au 31 décembre 2004, 18 acteurs d'ajustement étaient déclarés et le volume appelé par RTE avait atteint 12 TWh (7,8 TWh à la baisse et 4,2 TWh à la hausse).

Pour fournir visibilité et compréhension du fonctionnement de ce système, RTE met chaque jour à disposition des acteurs les informations leur permettant de proposer des offres marges d'exploitation, prix d'ajustement…).

RTE publie les historiques de toutes les données validées depuis le démarrage du mécanisme.

3 Source www.rte-france.com

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1.5 – RTE et son organisation Au niveau national, 8276 agents de RTE sont répartis dans 7 régions. Chaque région dispose d’une unité totalement intégrée (système et transport). Carte de répartition des 7 grandes régions :

Dans la région Ouest, 990 agents sont répartis entre 19 départements et 4 régions4. Les sièges des deux unités, SEO et TEO5, se situent respectivement à la Chapelle sur Erdre et Nantes (44). Le réseau du grand ouest et ses unités de production d’électricité

Turbines TAC (2* 85 MW)

Le périmètre de l'activité des agences régionales correspond aux besoins des unités Transport et Système de RTE non traités par les pôles nationaux. Les 3 missions de services publics sont assurées par les unités régionales

Centrale nucléaire de Saint Laurent des Eaux (1800

MW)

Centrale nucléaire de Chinon (3600

MW)

Projet : Cycle Combiné Gaz (400 MW)

Compensateur Statique de Puissance Réactive

Centrale thermique de Cordemais (1800 MW)

Centrale nucléaire de Civaux (1450

MW)

4 La Bretagne, les Pays de la Loire, le Centre - Val de Loire et la région Poitou - Charentes

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5 Système Electricité Ouest (SEO) et Transport Electricité Ouest (TEO)

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1.6 – Typologie des utilisateurs du réseau

Les trois types d’utilisateurs du réseau de RTE sont :

1. Les producteurs qui injectent de l’énergie sur le réseau (nucléaire, hydraulique, thermique classique, cogénération, éoliennes…)

2. Les gros sites industriels (près de 600 en France), qui soutirent

l’électricité sur le réseau pour leur consommation,

3. Les gestionnaires de distribution d’électricité (EDF Réseau de Distribution et les Entreprises Locales de Distribution en France), qui acheminent l’électricité vers les autres consommateurs (particuliers, collectivités, PME, PMI) raccordés à leurs réseaux.

1.7 – Un exercice de prospective nationale

Le Bilan prévisionnel6 pluriannuel

Afin de quantifier les moyens supplémentaires de production électrique et prévoir les nouvelles infrastructures de transport d’électricité à mettre en service dans les années à venir pour garantir la sécurité d’approvisionnement électrique français, un bilan prévisionnel7 est réalisé par RTE tous les 2 ans.

A partir d’historiques et d’éléments prospectifs qui intègrent entre autre les échanges entre la France et les autres pays, ce bilan prévisionnel pluriannuel a pour objectif l’ajustement des investissements nécessaires pour satisfaire l’équilibre offre-demande d’électricité. Le dernier bilan prévisionnel pluriannuel date de janvier 2005.

Cet exercice établi par RTE, se réalise sous l’autorité du Ministère de l’Industrie et des DRIRE.

Prévisions de consommation, objectif 2020 : trois scénarios

Trois scénarios de prévisions de consommation, établis jusqu’en 2020, sont envisagés :

1. Scénario R1 “Prépondérance du Marché” dans lequel le rôle du

marché se développe et l’économie consomme beaucoup d’énergie,

2. Scénario R2 “de référence”, qui correspond à l’estimation la plus

juste, selon RTE, et reflète une croissance économique infléchie par la mise en œuvre de mesures d’amélioration de l’efficacité énergétique,

6 Source : RTE Bilan prévisionnel de l’équilibre offre demande d’électricité en France – Edition 2005 7 En application de l'article 6 de la loi du 10 février 2000

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3. Scénario R3 “engagement environnemental”, dans lequel sont

essentiellement entreprises des actions de maîtrise de la demande d’électricité.

Dans le scénario « R2 référence », la consommation intérieure atteint 508 TWh en 2010, avec un taux de croissance de 1.5 % par an qui s’infléchit ensuite.

Tableau prévisionnel8 récapitulatif de la demande d’électricité (horizon 2020)

* A conditions normales, ** TCAM9 calculés hors baisse de consommation d’Eurodif10

Les scénarios R1 et R2 s’inscrivent bien dans la tendance actuelle et sont perçus comme envisageable à court terme. Le scénario R3 « Engagement environnemental » représente ce que pourrait être un scénario de rupture en faveur de la maitrise de la demande d’électricité (MDE). La réalisation de ce scénario, peu probable, impliquerait une volonté forte des différents acteurs (producteurs et consommateurs) à mener des actions concertées de maîtrise de la demande d’électricité.

8 Bilan prévisionnel RTE Edition 2005

9 TCAM est l'acronyme de Taux de Croissance Annuel Moyen. Il permet de calculer une variation moyenne sur une durée de N périodes. L'intérêt du TCAM est de fournir une indication sur le taux de croissance moyen sur une période donnée. Et la comparaison de deux TCAM permet, par suite, de comparer les fluctuations du phénomène observé relativement à ces deux périodes. Le TCAM ne tient pas compte des éventuelles variations internes à la période étudiée, puisqu'il ne prend en compte que les valeurs initiales et finales.

10 Eurodif utilise actuellement 3 réacteurs à pleine puissance sur les 4 réacteurs de 915MW chacun de la centrale nucléaire du Tricastin. Pour réduire la facture énergétique de l'enrichissement, AREVA va abandonner le procédé d’enrichissement par diffusion gazeuse actuellement utilisé à l’usine Eurodif pour un procédé par centrifugation. Le projet annoncé par AREVA de passer de la diffusion gazeuse à un autre procédé par centrifugation, a fait l’objet d’un débat public en Rhône-Alpes en 2004.. L'avantage de ce nouveau procédé est la moindre consommation d'énergie : seulement 50 MW. Le calendrier prévisionnel, qui prévoit la première production de l’usine Georges Besse II pour fin 2007, semble avoir quelque retard en raison des études de sûreté concernant le risque de sismicité, le risque de criticité et le risque de chute d’avion ont été demandées par l’autorité de sûreté nucléaire (ASN). La fin des opérations de démantèlement d’Eurodif est prévue pour fin 2020.

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Prévisions de l’offre de production, objectif 2016 : trois scénarios

Trois scénarios d’évolution de l’offre de production, portant sur le volet des énergies renouvelables, sont établis jusqu’en 2016 :

1. Le scénario Bas correspond aux projets engagés et aux appels

d’offres lancés, 2. Le scénario Médian prévoit que les capacités nécessaires pour

atteindre cet objectif seront réalisées, mais avec un retard de 10 ans,

3. Le scénario Haut prend en compte l’objectif11 de 21% d’électricité

d’origine renouvelable dans la consommation intérieure en 2010.

Tableau prévisionnel12 récapitulatif de la demande par rapport à l’offre en électricité (et des moyens de production envisagés) – objectif 2016

11 Cet objectif a été affiché dans le cadre du protocole de Kyoto et de la directive européenne sur les énergies renouvelables.

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12 Bilan prévisionnel RTE Edition 2005

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1.8 – Le schéma de développement

Réseau public de transport d’électricité ou les besoins en infrastructure de transport Le schéma de développement du réseau public de transport d’électricité présente une vision globale des contraintes du réseau à un horizon de moyen/long terme. Cet exercice est réalisé tous les 2 ans et approuvé par le Ministre chargé de l’énergie, après avis de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Le dernier exercice date de 2003 et a été élaboré pour la période 2003-2013. Sous l’égide du préfet de région, chaque région met en place sa propre organisation pour établir ce document. En région Pays de la Loire, un Comité Régional de Concertation13 s’est réunit pour réaliser l’exercice. Ce schéma répond à trois exigences :

Une exigence réglementaire14 Le schéma de développement du réseau doit tenir compte des schémas de services collectifs de l’énergie et faire apparaître les zones de fragilité nationales.

Les schémas de services collectifs de l’énergie ont pour objectifs une meilleure exploitation des ressources locales d’énergie et la relance des efforts d’utilisation rationnelle de l’énergie dans les transports, l’industrie et les activités résidentielles et tertiaires. Ils intègrent les impératifs du développement durable.

Une exigence de concertation

Le schéma est un outil de réflexion et de dialogue pour aboutir à une vision partagée des zones de fragilité électrique.

Une exigence de cohérence à long terme de l’évolution des réseaux La durée de vie des ouvrages de réseau (environ 50 ans), l’importance des coûts d’investissements associés et des délais de réalisation (entre 5 et dix ans dans certains cas), conduisent à inscrire des décisions dans un cadre cohérent à long terme partagé par tous les acteurs impliqués sur le territoire.

13 Le CRC se compose de la DRIRE, du Conseil Régional, de l’ADEME de la DRAF, de la DRE, de RTE… 14 Le schéma de développement doit répondre aux exigences de la loi du 10 février 2000 relative au développement et à la modernisation du service public de l’électricité et la circulaire du 9 septembre 2002.

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1.9 – Historique des consommations d’électricité En France et dans les Pays de la Loire Entre 2001 et 2004, la progression de la consommation en région Pays de la Loire (+9.8%) a été plus forte que celle en France (+7.9%).

Evolution de la consommation en énergie électrique de 2001 à 200415

Entre 2004 et 2005, la consommation brute d’électricité16 en Pays de la Loire a progressé de 1.4% (soit 22.5 TWh).

15 Source : RTE 16 Source : RTE

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Répartition des consommations par types de clients RTE Pays de la Loire17

Typologie des secteurs industriels et leurs consommations (Pays de la Loire)18

Exemples de clients industriels grands consommateurs d’électricité en Loire Atlantique, raccordés directement au réseau de transport d’électricité :

AIRBUS FRANCE, ALSTOM CHANTIERS DE L’ATLANTIQUE, ARCELOR PACKAGING

INTERNATIONAL, CEZUS, DCN PROPULSION, GAZ DE FRANCE TERMINAL METHANIER, SOGIF

AIR LIQUIDE, TOTAL RAFFINERIE de Donges, SNCF.

17 Source RTE (16 mars 2006)

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18 Source RTE (16 mars 2006)

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1.10 – Objectif 2020 : Prévisions de la consommation et de la production

ligérienne La consommation Prévisions Pays de la Loire 2006-2020 (scénario R1)19

Le scénario R1 est présenté comme relativement probable à court terme. Consommation d’électricité en Loire Atlantique : 33 % de la consommation des Pays de la Loire Ces cinq dernières années, la consommation du département de Loire Atlantique a augmenté en moyenne de 2.75% par an. Cette croissance moyenne a été supérieure à celle de la région des Pays de la Loire (2.63%). Evolution de la consommation électrique finale (TWh) sur les 5 dernières années

La consommation électrique de la Loire Atlantique tire celle de la région. La consommation du département représente environ 33 % de celle de la région Pays de la Loire en 2004.

19 Source : RTE

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1. 11 - Les principaux flux d’électricité irrigant et traversant la Loire Atlantique

Le réseau public de transport d’électricité se compose de plusieurs niveaux de tension :

Haute tension (HT) :

63 000 volts, 90 000 volts, 150 000 volts,

Très Haute Tension (THT) :

225 000 volts 400 000 volts.

Le réseau 225 000 volts (avec les réseaux de 63 000 et 90 000 volts) fait partie des réseaux de répartition qui irriguent les régions. Grâce à ce réseau, l’énergie électrique est acheminée des postes de transformation 400 000 volts et des gros groupes de production vers les postes sources des distributeurs et les grands clients industriels (ceux qui sont directement raccordés aux réseaux de répartition). Le réseau 400 000 volts est un réseau de grand transport sur tout le territoire national et d’interconnexion avec les pays limitrophes. Il alimente les grandes zones de consommation. Les principaux groupes de production y sont directement raccordés. Réseau électrique : carte des grands flux 400 kV et 225 kV

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1.12 - Types de contraintes et zones de fragilités électriques en Loire Atlantique

Le schéma de développement met en évidence quatre types de contraintes :

- Contraintes de sécurité d’alimentation (risque de dégradation de la qualité d’électricité)

- Contraintes de raccordements des clients (besoins potentiels

d’ouvrages de raccordement et de renforcements induits) - Contraintes de performance technique et économique du système

(surcoûts d’exploitation liés à l’inadaptation du réseau)

- Contraintes de maintien en conditions opérationnelles (besoins de renouvellement ou réhabilitation)

20 Exercice 2003

20 Source RTE

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Deuxième partie - Débat

2.1 – Les investissements d’aujourd’hui sont l’électricité de demain

Le réseau de transport de l’électricité est un ensemble industriel complet et représente une infrastructure nationale lourde. Ce réseau de transport doit répondre aux exigences du schéma de développement et notamment à celle de « cohérence à long terme de l’évolution des réseaux 21». Les choix des investissements d’aujourd’hui seront la garantie du maintien de la qualité et du coût de l’électricité dans 10 ans. Un sur ou sous investissement conduirait soit à augmenter les tarifs, soit à connaître des ruptures de fourniture d’électricité et donc à terme à pénaliser les consommateurs et la compétitivité des entreprises industrielles françaises.

2.2 – Stockage d’énergie primaire

L'énergie hydroélectrique est une des énergies renouvelables disponibles sur la terre.

L’hydroélectricité consiste à transformer en énergie électrique l'énergie potentielle contenue dans les différents flux d'eau, notamment les barrages.

En France, tous les sites de grande envergure sont actuellement exploités (les grands lacs avec pour certains des stations de transfert d’énergie et de pompage). En 2004, la France a produit entre 12 % et 13 % de sa production électrique à partir de cette énergie renouvelable.

L'énergie hydraulique joue un rôle particulièrement important pour assurer l’équilibre instantané de la production et de la consommation d’électricité.

En effet l'énergie électrique ne se stockant pas, l'énergie hydroélectrique est souvent une variable d'ajustement.

En France, la puissance22 maximum installée d'origine hydroélectrique est d’environ 25,4 GW, soit environ 22 % de l’ensemble des centrales contribuant à l’alimentation des réseaux publics (puissance totale en France de 116.9 GW).

21 Rappel : La durée de vie des ouvrages de réseau (environ 50 ans), l’importance des coûts d’investissements associés et des délais de réalisation (entre 5 et dix ans dans certains cas), conduisent à inscrire des décisions dans un cadre cohérent à long terme partagé par tous les acteurs impliqués sur le territoire. 22 Source RTE (chiffres de 2004)

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2.3 – Energie électrique et zones d’intérêt départemental Les zones d’activités industrielles sont considérées par RTE comme un groupe d’activités localisées au même endroit et sont d’une manière générale raccordées au réseau de moyenne tension. Sous réserve d’une évaluation plus précise dans le cas d’une implantation « très consommatrice d’électricité » comme une activité « électro intensif », le transport ainsi que la fourniture de puissance devraient normalement être « transparents » sur l’ensemble du département de la Loire atlantique pour les activités qui seront localisées sur ces futures zones.

2.4 – Notion de puissance de pointe 23

Les variations de la température se traduisent par des modifications de l'utilisation du chauffage électrique en hiver ou de la climatisation en été. En hiver, une variation d'un degré sur l'ensemble du territoire entraîne une augmentation de la consommation équivalente à la production d'une centrale nucléaire. La nébulosité (taux de couverture nuageuse), en modifiant les effets du rayonnement solaire dans les habitations, a également une influence sur l'utilisation de l‘éclairage et sur le chauffage. D'autres facteurs ont des effets directement observables sur la consommation, comme l'activité économique (creux annuel au moment des vacances d'été et hebdomadaire le week-end), les offres commerciales d'effacement (qui incitent les clients, par des offres tarifaires (« EJP », par exemple), à réduire leur puissance électrique consommée), ou le changement d'horaire légal (l'horaire d'été supprime pratiquement la pointe de consommation du soir). Des événements exceptionnels peuvent perturber le profil de la consommation (tempêtes du mois de décembre 1999, finale de la coupe du monde de football en 1998), mais leur impact est impossible à prévoir.

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23 Source www.rte-france.com

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ANNEXE 4

Cycle annuel de la consommation24 Prévoir la consommation française d'électricité est une des missions essentielles de RTE. La qualité de cette prévision contribue à garantir l'équilibre production consommation à tout instant, et influe directement sur la sûreté du système électrique.

Les prévisions de consommation sont réalisées à plusieurs échelles de temps : à long terme, dans le cadre du Bilan Prévisionnel ou des études de développement du réseau, à moyen terme (prévisions annuelles, mensuelles et hebdomadaires) et la veille pour le lendemain.

Le cycle annuel de la

consommation

Le cycle hebdomadaire

de la consommation

Le cycle journalier de la consommation

CODELA – CONSEIL DE DEVELOPPEMENT DEPARTEMENTAL 2, Quai de Versailles – BP 44621 - 44046 Nantes cedex 1

Fax : 02 40 48 14 24 – : 02 40 48 48 00

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24 Source www.rte-france.com