Réseau électrique : quelle sécurité d'approvisionnement cet hiver et d’ici 2025 ?

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Centrale nucléaire en hiver

La centrale nucléaire de Cattenom, en Moselle, sous la neige. (©EDF-David Queyrel)

Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité en France, RTE, a publié le 20 novembre deux publications présentant respectivement l’équilibre offre-demande d’électricité pour l’hiver 2019-2020(1) et un bilan prévisionnel pour les 5 années à venir(2).

L'état des lieux de RTE pour l’hiver 2019-2020

Dans le cas de températures saisonnières durant l’hiver 2019-2020, la sécurité d’approvisionnement en électricité de la France « devrait être assurée grâce à des capacités de production supérieures à l’an passé, en particulier hydrauliques et nucléaires », indique RTE. Comme lors des dernières années, la pointe de consommation est, hors épisode de « grand froid », estimée à 85 000 MW.

Le gestionnaire de réseau rappelle toutefois le caractère « thermosensible » de la consommation française d’électricité : l'appel de puissance sur le réseau national augmente « jusqu’à 2 400 MW par degré en moins en cas de vague froid sévère et durable » (soit l’équivalent de l’appel de puissance de Paris intra-muros selon RTE). En cas d'une telle vague de froid, la pointe de consommation pourrait dépasser 100 000 MW (situation imaginée dans 10% des scénarios de Météo-France). Pour rappel, le « pic » historique en matière d'appel de puissance sur le réseau électrique français a atteint 102,1 GW le 8 février 2012.

Du côté des unités de production, la disponibilité des réacteurs nucléaires constituera encore un facteur central de la sécurité d'approvisionnement : selon les plannings actuels d’arrêt de tranches, cette disponibilité sera « inférieure à l’an dernier jusqu’à Noël mais supérieure à partir de janvier » (mois durant lequel seul un arrêt de réacteur nucléaire est planifié selon RTE, une première depuis 2015).

Les effacements d’électricité pouvant être « activés » par RTE cet hiver s’élèveront théoriquement à 2 900 MW mais le gestionnaire de réseau signale toujours des « problèmes de fiabilité », sur la base du retour d’expérience des 2 hivers précédents. RTE se montre par ailleurs optimiste sur les capacités d’interconnexion cet hiver, les pays voisins ne présentant pas d’alertes similaires à l’hiver dernier (notamment en Belgique).

En cas de besoin, RTE pourra avoir recours à des moyens « post marché » : appels aux éco-gestes citoyens (baisse potentielle de l’appel de puissance estimée à quelques centaines de MW), interruptibilité de la consommation de 22 sites industriels rémunérés (environ 1 500 MW), baisse de tension sur le réseau (jusqu’à 4 000 MW). Des coupures momentanées et localisées (délestages) pourront enfin être envisagées en dernier recours.

Et d'ici à 2025 ?

La loi énergie-climat récemment adoptée prévoit l’arrêt de près de 5 GW de capacités de production pilotable dans les prochaines années (« 1,8 GW avec l’arrêt des deux réacteurs nucléaires de Fessenheim et 3 GW de centrales au charbon »), rappelle RTE. Cette situation n'est pas une exception française : « l'ensemble des pays européens se sont engagés de manière concomitante dans des programmes de fermeture de capacités de production pilotables », réduisant ainsi les marges de sécurité pour la France liées aux importations d'électricité.

Sur cette base, RTE envisage « trois moments clés » d'ici à 2025 :

  • un système électrique « ajusté au plus près des besoins » jusqu'en 2021-2022, la faculté de maintenir la sécurité d'approvisionnement en 2021 étant « subordonnée à la maîtrise du planning nucléaire actuel, à la mise en service de la centrale de Landivisiau et de deux interconnexions avec l’Italie et le Royaume-Uni, et au respect de la trajectoire sur l’éolien terrestre » ;
  • une situation plus incertaine « de forte vigilance » aux alentours de 2022, avec les dernières fermetures de centrales au charbon et les risques de retard de la mise en service de l’EPR de Flamanville ;
  • une amélioration prévue sur la période 2023-2025, avec la matérialisation de projets durant cette période comme la mise en service de plusieurs parcs éoliens offshore.

Un risque spécifique est identifié dans « l’ouest de la France et notamment en Bretagne » si la fermeture de la centrale de Cordemais n’est pas compensée par l’entrée en service concomitante de l’EPR de Flamanville. À ce titre, RTE souligne « la nécessité du maintien en disponibilité ou de la conversion à la biomasse d’un ou deux groupes de Cordemais (à standards inchangés en matière de sécurité d’approvisionnement) ».