08/03/2007institut energie et développement (pour uisba) 1

08/03/2007 Institut Energie et Développement (pour UISBA)

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Petit rappel (in)utile ?Puissance :

1 Gigawatt = 1 GW = 1000 MW = 1000 Mégawatts soit 10 millions d’ampoules de 100 Watts

Energie :1 Térawattheure = 1 TWh = 1 milliard de kWh

Ex. : une ampoule de 100 Watts consomme, en 10 h. : 100 x 10 = 1 000 Wh = 1 kWh

En gros et en moyenne, les 120 GW du parc français fonctionnent 4 000 h/an pour donner :

120 x 4 000 = 480 000 MWh = 480 TWh


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INSTITUT ENERGIE ET DEVELOPPEMENT

SECURITE D’APPROVISIONNEMENT

ELECTRIQUE

DE LA FRANCE D’ICI 2020


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SECURITE D’APPROVISIONNEMENT ELECTRIQUE D’ICI 2020

BUT DE L’EXPERTISE

• L’adéquation production/consommation de la métropole* dans la perspective 2020

• Les divers moyens de production à mettre en service pour faire face aux besoins en énergie et en puissance à la pointe

* L’étude traite également des besoins énergétiques de la Corse, des Antilles-Guyane et de la Réunion


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PLAN DE L’EXPERTISE

1. Prévisions de la demande

2. Parc de production et offre en énergie

3. Ecart entre demande et offre en énergie

4. Choisir entre les différentes énergies

5. Installations à mettre en service

6. Recommandations


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1/Prévisions de la demande

►Prévision de la consommation intérieure basée sur :– les analyses des consommations de 1999 à 2004– un PIB compris entre 2% et 2,5%– une analyse des tendances de l’évolution des

consommations par secteur : industrie, résidentiel, tertiaire

– l’influence des effets climatiques (correction de température )

– le changement de technologie d’Eurodif– l’impact de la Maîtrise De l’Energie (MDE)


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1/suite

►Prévision de la consommation intérieure par secteur :

– Industrie (hors Eurodif) • Progression ralentie : 1,5% jusqu’en 2010 1% de 2011 à 2020

– Résidentiel• Progression soutenue : 2,5% jusqu’en 2010 2,2% de 2011 à 2020

– Tertiaire• Progression modérée : 2% jusqu’en 2010 1,4% de 2010 à 2015 1,3% de 2016 à 2020


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► Consommation intérieure par secteur et globale

Consommations par secteurs et globales valeurs brutes par secteurs jusqu'en 2004 et prévisions IED 2005

0

100

200

300

400

500

600

700

1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021

Ind avec euro

Ind+1,5% 1%

Tert+2%1,4%1,3%

Rési+2,5% 2,2%

Pertes

eurodif

Tsect+euro2TWh

IEDeurodif:17,5TWh

consommationeurodif de 17,5 à 2 TWh

TWh


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1/ suite bis

1.1 La demande totale en énergie est la somme :► de la consommation intérieure, qui comprend la

consommation des clients et les pertes réseau► du pompage, maintenu constant, à hauteur de

7,5 TWh/an► du solde à l’exportation stable :

52 TWh/an au delà de 2005 comprenant : les parts étrangères dans les centrales nucléaires

(15 TWh/an) et les contrats à long terme (37 TWh/an)


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1/suite ter

► Demande totale en énergie (TWh)

Années 2005 2010 2013 2015 2016 2020

Consommation intérieure 488 534,5 542,7 559 567,3 601,9

Pompage 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5

Solde export 55 52 52 52 52 52

Demande totale (TWh) 550,5 594 602,2 618,5 626,8 661,4


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1/suite quater1.2 La demande en puissance à la pointe est

basée sur :

le relevé des puissances maximales appelées à la pointe depuis 1984

la distinction entre hiver normal et hiver sévère le respect des obligations de fourniture à

l’exportation (3,5 GW) l’ajout de la réserve tournante correspondant à

la puissance de la tranche la plus importante (1600 MW dès 2013)


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1/suite quinter

► Demande en puissance à la pointe hiver normal et hiver sévère (GW)

Années 2005* 2010 2013 2015 2016 2020

Hiver normal 80,8 87,1 90,6 93,1 94,4 99,4

Hiver sévère 92,3 98,7 102,4 105 107,5 111,5

* La puissance appelée en février 2005 a été de 86,024 GW et en janvier 2006 de

86,280 GW (hors réserve)


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2/Parc de production et offre en énergie

►L’offre en énergie potentiellement disponible d’ici 2020 dépend :

– des évolutions des installations de production connues et décidées en 2005

– du développement des énergies renouvelables estimé par IED


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2/suite

2.1 Evolutions des installations

►parc nucléaire (63 363 MW en 2004) améliorations techniques du parc actuel mise en service de l’EPR en 2013 fermeture de Phénix en 2008 et

de Fessenheim 1 en 2019


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2/suite bis

2.1 Evolutions des installations (suite)

► THF* centralisé (11393 MW en 2004)

Charbon 250 MW : 3150 MW déclassés en 2015

Charbon 600 MW : 3860 MW équipés de traitement des fumées avant 2015

Fioul avec 3x600 MW réactivés 3x250 MW déclassés en 2016

*THF = thermique à flamme


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2/ suite ter2.1 Evolutions des installations (suite)

► THF centralisé (suite) Gaz Haut Fourneau : + 683 MW en 2006 TAC* : + 500 MW en 2008

► THF décentralisé Production annuelle attendue

- cogénération : 16,2 TWh- autres installations : 15,2 TWh

* TAC : turbine à combustion


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2/ suite quater2.2 Développement des Energies Renouvelables

(estimations des EnR par IED)

► Hydraulique : - stabilité de la production

■ 70 TWh +/- 3

► Eolien :- développement réaliste

■ 5,8 TWh +/- 2,3 pour 2500 MW +/-1000 en 2010■ 23 TWh +/- 5,8 pour 10000 MW +/- 2500 en 2020

► Autres EnR : déchets, biomasse, solaire, photovoltaïque, géothermie …

■ 13 TWh environ en 2020


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2/ suite quinter ►Offre en énergie potentiellement disponible (TWh)

Années 2005 2010 2013 2015 2016 2020

Nucléaire 425,6 430,2 436,5 440,7 440,7 442,1

THF centralisé 27,5 29,0 29,0 29,0 21,5 21,5

Autres THF 31,4 31,4 31,4 31,4 31,4 31,4

Hydraulique 70 70 70 70 70 70

Eolien et Autres EnR 6,6 13,4 18,5 24,3 27,1 36,1

Total offre 561,1 574 585,5 595,4 590,6 601,0


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3/Ecart entre demande et offre en énergie

Années 2005 2010 2013 2015 2016 2020

Prévisions de demande totale

550,5 594,0 602,2 618,5 626,8 661,4

Offre

disponible561,1 574,0 585,5 595,4 590,6 601,0

ECART (TWh) 10,6 -20,0 -16,7 -23,1 -36,2 -60,4


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• Déficit dès 2008 et particulièrement après 2015, du fait de la fermeture des THF 250 MW, malgré la mise en service de l’EPR de Flamanville en 2013.

Bilan Energétique Ecart Demande et Offre

-70,0

-60,0

-50,0

-40,0

-30,0

-20,0

-10,0

0,0

10,0

20,0

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Années

Marge

Déficit


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4/ Choisir entre les différentes énergies►Nucléaire

Économique Sans contribution à l’effet de serre Indépendance nationale

►Charbon avec traitement des fumées Réserves importantes Diversité d’approvisionnement

►Cycle Combiné au gaz Réserves limitées et inégalement réparties Possibilités de stockage souterrain proche


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Le Nucléaire est plus compétitif que le Gaz ou que le CharbonCoût du MWh, EPR, LFC, CCG, en fonction de la durée d'appel, taux d'actualisation 8%, durée de vie LFC 35 ans, CCG 25 ans,

(hors coûts externes)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

LFC 30$/t

LFC 45$/t

LFC 50$/t

LFC 60$/t

CCG 3,3$/Mbtu

CCG 4,7$/Mbtu

CCG 8$/Mbtu

CCG 10$/Mbtu

CCG 15$/Mbtu

EPR

euro/MWh

Heures d'appel

3000h CCG 8$/Mbtu=LFC 60$/t

3000h CCG4,7$/Mbtu=EPR

PPI 5000h CCG3,3$/Mbtu=EPR

LFC 30$/t

CCG 3,3$/Mbtu

EPR

LFC 30$/t=CCG4,7$/Mbutu


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4/ suite

► Hydraulique Nouvelles installations limitées sauf pompage Production dépendant de l’hydraulicité

► Eolien Impact marginal sur Gaz à Effet de Serre Cher *

► Autres EnR : solaire photovoltaïque, biomasse, géothermie…

A développer

► Fioul : réservé pour la puissance de pointe (TAC)

* Obligation d’achat par EDF (ou les DNN).


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5/ Installations à mettre en service5.1 Besoins en énergie annuelle

► Combler écart entre demande et offre

Programme des mises en serviceTHF et Nucléaire

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Années

MWTHF 400 MW

EPR 1600 MW


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5.2 Ecart offre-demande en puissance à la pointe

ECART entre PUISSANCE NECESSAIRE et OFFREen hiver normal et en hiver sévère

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

Années

MWécart sévere

écart normal

MARGEHiver normal

DEFICITHiver sévère


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5.3 Besoins en puissance à la pointe

Programme des puissances à mettre en service

pour l'hiver "sévère"

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Années

MW

unité de 250 Mw dès 2005

unité de 250 MW à partir de 2007


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Récapitulatif

Programme des puissances à mettre en service en base, semi-base et pointe

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Années

MW THF 400 MW

EPR 1600

Pointe 250 MW dès 2005

pointe 250 MW à partir de 2008


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5/ suite

Récapitulatif :

Mise en service

Base et semi-base

Pointe(hiver sévère)

Avant 2012 4800 3500

De 2014 à 2020

5200 6500

Total (MW) 10000 10000


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6/ Recommandations d’IED

► Assurer une production d’électricité Permettant le développement économique Respectueuse de l’environnement

► Pas de coupures même en cas d’hiver sévère► Développer les économies d’énergie (MDE)► Encourager les énergies renouvelables► Rester un exportateur d’électricité (pointe …)► Garder toute sa place au nucléaire► Produire au meilleur coût


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6/ suite

► En conséquence, dès à présent, Pour assurer l’équilibre offre-demande en

énergie annuelle :• Engager 3 tranches EPR pour une mise en

service entre 2016 et 2020• Donner une place significative au charbon

propre• Assortir toute implantation de Cycle Combiné

Gaz d’une étude sur les conditions d’approvisionnement et de stockage


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6/ suite bis

►…Pour assurer l’équilibre offre-demande en

puissance à la pointe :• Engager dès à présent la construction de TAC :

– Mais qui va investir dans des moyens de production tournant moins de 500 heures par an ?

– Chaque producteur doit être mis à contribution pour ces dépenses d’investissement


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6/ suite ter

► IED recommande également : que chaque année soit fait un bilan de la

Maîtrise de la Demande d’Énergie (MDE) que le Parlement débatte, sans attendre,

des besoins au-delà de 2015 (la PPI s’arrête en 2015 !)

qu’une réelle concertation s’engage au niveau Européen pour définir une politique d’investissements harmonisée (production et transport)

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