synthèse du bilan prévisionnel de l'équilibre offre/demande 2015

ÉDITION 2015

BILAN PRÉVISIONNEL de l’équilibre offre-demande

d’électricité en France

SYNTHÈSE

La responsabilité de RTE Réseau de transport d’électricité ne saurait être engagée pour les dommages de toute nature, directs ou indirects, résultant de l’utilisation, de l’exploitation ou de la diffusion des documents, données et informations contenus dans le « Bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France – Édition 2015 », et notamment toute perte d’exploitation, perte financière ou commerciale.

SYNTHÈSE

BILAN PRÉVISIONNEL de l’équilibre offre-demande d’électricité en France I ÉDITION 2015 3

Outre le contexte socio-économique, les effets de l’évolu-tion démographique, des mesures d’effi cacité énergétique, de l’émergence de nouveaux usages et du prix de l’élec-tricité sont également pris en compte dans les scénarios d’évolution de la consommation.

Synthèse du Bilan prévisionnel 2015

L’année 2015 marque l’entrée en vigueur de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, qui conforte RTE dans sa mission de diagnostic et d’analyse sur la sécurité d’alimentation électrique. En effet, RTE publie annuellement le Bilan prévisionnel de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. Dans le cadre de l’éla-boration de la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie, cette expertise contribue aux travaux menés sur la sécurité d’approvisionnement.

L’année 2015 est aussi celle de la mise en œuvre opéra-tionnelle du mécanisme de capacité. Ainsi, les fournisseurs d’électricité devront contribuer à la sécurité d’alimentation en fonction des consommations de leurs clients, au travers du nouveau dispositif d’obligation.

C’est dans ce contexte que sont présentées l’analyse prévi-sionnelle de l’équilibre offre-demande en France ainsi que les évolutions de la demande et de l’offre associées.

1. Évolution de la demande d’électricité

La consommation d’électricité est stable depuis plusieurs

années.

Corrigée des aléas climatiques, la consommation électrique de la France continentale est relativement stable depuis 2011, en rupture avec la tendance du début de la décennie précédente, où le taux de croissance annuel moyen était de 1,4 %.

Les scénarios prévisionnels de la consommation explorent

les incertitudes.

L'évolution de la croissance économique est un détermi-nant important de la demande électrique, notamment industrielle et tertiaire. Aussi le Bilan prévisionnel s’appuie-t-il sur des trajectoires contrastées de PIB, basées sur un large panel de prévisions émanant de sources externes reconnues.

Consommation électrique en France continentalehors activité d’enrichissement d’uranium

TWh

380

400

420

440

460

480

500

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

■ Consommation brute ■ Consommation corrigée

Cône d’incertitude pour la croissance du PIB français

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Bilan prévisionnel 2014 en pointillés

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

Historique Médian Bas Haut

4

SYNTHÈSE

Consommation intérieure annuelle d’électricité de la France continentale (à température de référence, hors enrichissement de l’uranium)

Historique Variante Haute Scénario Référence Variante MDE renforcée Variante Basse

TWh

440

450

460

470

480

490

500

510

520

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


Décomposition de la croissance de la consommation intérieure France continentale dans le scénario « Référence »

400

420

440

460

480

500

520

Consommation2014

Volumes& autres

Nouveaux usages& transferts

Efficacitéénergétique

Consommation2020

477 TWh

23 TWh

8 TWh-24 TWh

484 TWh

TWh

Sur un horizon de moyen terme, la consommation d’électri-

cité se stabilise.

Dans le scénario « Référence », la demande électrique de la France continentale est estimée à 482,9 TWh à l’horizon 2019, contre 488,4 TWh dans l’édition précédente.

Tous les scénarios étudiés prennent en compte les effets des mesures d’effi cacité énergétique. Ainsi, entre 2014 et 2020 dans le scénario « Référence », l’amélioration de l’effi cacité énergétique permet une économie de 24 TWh, portée à 80 % par les secteurs du bâtiment, résidentiel et tertiaire.

La pointe a augmenté deux à trois fois plus vite que l’énergie

dans les années 2000.

Les puissances maximales annuelles appelées ont forte-ment augmenté au fi l des années. Cette dynamique de la pointe s’explique pour l’essentiel par le développement important du chauffage électrique, particulièrement sou-tenu entre 2005 et 2009 avec une part de marché dans la construction neuve supérieure à 60 %.

La croissance de la pointe de consommation ralentit et

rejoint celle de l’énergie.

Les mesures d’effi cacité énergétique, et en particulier la réglementation thermique 2012 dans la construction neuve, infl échissent la croissance des consommations de chauffage électrique. Ainsi, le rythme de progression de l’indicateur de la pointe « à une chance sur dix » ralentit au fi l des ans pour atteindre des niveaux de croissance équivalents à ceux de la consommation en énergie sur la période 2015-2020.

Part de marché du chauffage électrique dans la construction neuve

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 S12014

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Source : BatiEtude

■ Total électrique ■ Pompes à chaleur ■ Joule


Prévisions de l’indicateur de la pointe « à une chance sur dix » et comparaison avec le Bilan prévisionnel 2014

Variante Haute Scénario Référence Variante MDE renforcée Variante Basse

France Allemagne Espagne Italie Grande-Bretagne

GW

97

98

99

100

101

102

103

104

105

106

107

2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-2020


Monotone des pics annuels d’appel de puissance par scénario climatiqueScénario « Référence » pour l’année à cheval 2016-2017

La projection à moyen terme de l’indicateur « pointe à une chance sur dix » est revue à la baisse de 0,6 GW environ à l’horizon de l’hiver 2018-2019 dans le scénario « Référence » par rapport au Bilan prévisionnel 2014.

La thermosensibilité de la consommation est bien plus

importante en France que dans le reste de l’Europe.

Du fait du poids du chauffage électrique, la France est le pays où l’impact de conditions climatiques sévères sur

le système électrique est le plus critique. En première approximation, la sensibilité de la demande électrique française à la température est 2,5 fois plus élevée que celle de la Grande-Bretagne, 4,5 fois plus élevée que celle de l’Allemagne, et 5 fois plus élevée que celle de l’Italie ou de l’Espagne.

GW

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

6

SYNTHÈSE

Hypothèses du parc thermique à fl amme et comparaison avec le Bilan prévisionnel 2014

MW

2014-15 2015-16 2016-17 2017-18 2018-19 2019-200

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

20 000

Cycles combinés au gaz Charbon Fioul Turbines à combustion BP 2014

2. Évolution de l’offre d’électricité

Le devenir des centrales au fi oul et des cycles combinés au

gaz se précise sur les deux prochains hivers, mais les incer-

titudes restent fortes après 2017.

Les six installations au fi oul susceptibles d'être fermées à fi n 2015 en raison de leur non conformité aux nouvelles normes environnementales pourront fi nalement fonction-ner en respectant les exigences européennes, sans que soient engagées de lourdes et coûteuses opérations de

MW

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

Puissance installée dans l’année (historique) Puissance cumulée en fi n d’année (historique) Puissance installée dans l’année (prévision) Puissance cumulée en fi n d’année (prévision)

Hypothèses d’évolution du parc solaire photovoltaïque

Hypothèses d’évolution du parc éolien terrestre

MW

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

Puissance installée dans l’année (historique) Puissance cumulée en fi n d’année (historique) Puissance installée dans l’année (prévision) Puissance cumulée en fi n d’année (prévision)

dépollution. Ainsi, ces unités seront toutes disponibles sur l’hiver 2015-2016, offrant 3,8 GW de capacités supplé-mentaires par rapport au Bilan prévisionnel 2014. Cette amélioration de la disponibilité du parc thermique est ren-forcée, mais dans une moindre mesure, par la disponibilité de cycles combinés au gaz précédemment annoncés sous cocon. L’année 2015 verra par ailleurs la fermeture des derniers groupes charbon de 250 MW, qui n’ont pas fait l’objet de travaux de mises en conformité avec les limites d’émission entrant en vigueur le 1er janvier 2016.

Au-delà du premier hiver, l’avenir des groupes fioul tout comme celui des cycles combinés au gaz reste incer-tain et dépendra de leurs conditions de rentabilité. Des hypothèses prudentes sont donc adoptées. Les pre-mières fermetures de groupes fioul interviennent fin 2016 et la tendance s’amplifie en 2017, réduisant la capa-cité de la filière à seulement 1,3 GW à partir de l’hiver 2017-2018. Des cycles combinés au gaz sont à nouveau mis sous cocon dès l’hiver 2016-2017 mais la mise en service de deux nouveaux groupes sur les hivers 2016-2017 puis 2018-2019 compense partiellement ces mises à l’arrêt temporaires.

Les énergies renouvelables poursuivent une dynamique de

croissance.

Après une augmentation notable du rythme de dévelop-pement des installations éoliennes et photovoltaïques en 2014, avec plus de 900 MW de puissance installée sur l’année dans chacune des deux fi lières, la dynamique de progression des énergies renouvelables se poursuit sur l’horizon de moyen terme.


Un rythme de développement de 1 000 MW par an est retenu pour la fi lière éolienne terrestre. Cette dynamique s’explique par l’amélioration des conditions de fi nance-ment, la stabilisation du contexte réglementaire et tarifaire, ainsi que la simplifi cation des procédures et la réduction des délais d’instruction des projets. Pour la fi lière éolienne en mer, l’hypothèse retenue est celle d’une mise en service progressive des premiers projets retenus dans le cadre du premier appel d’offres, avec l’installation de 1 000 MW en 2019 et de 1 000 MW supplémentaires en 2020.

Dans le photovoltaïque, l’hypothèse de développement retient l’installation de 1 000 MW en 2015 puis de 700 MW par an sur les années suivantes.

L’évolution du parc nucléaire

Sur l'horizon de moyen terme, le parc nucléaire devrait connaître une évolution avec l’arrêt des deux groupes de la centrale de Fessenheim (puissance installée totale de 1 760 MW) et le démarrage de l’EPR de Flamanville. Cette édition du Bilan prévisionnel considère deux hypothèses « enveloppes » relatives au parc nucléaire, dans le respect du seuil de 63,2 GW instauré dans la loi relative à la transi-tion énergétique : l’arrêt de Fessenheim en 2016 ; l’arrêt de Fessenheim à la mise en service de l’EPR de

Flamanville.

La mise en service du nouveau réacteur de Flamanville est annoncée pour fi n 2018. Dans une logique prudente, la dis-ponibilité de cette nouvelle centrale est supposée réduite au cours de l’hiver 2019-2020. Un fonctionnement nominal est atteint dès l’hiver suivant.

La part des eff acements de marché augmente signi-

fi cativement.

La capacité globale d’effacements cumulables retenue à moyen terme reste supérieure à 3 GW sur tout l’horizon de moyen terme, et augmente légèrement après l’hiver 2016-2017. Dans ce contexte de relative stabilité, la répar-tition entre les différents mécanismes d’effacement évo-lue toute fois assez fortement, du fait de la contraction des effacements tarifaires et du développement des efface-ments de marché, qui représentent près de 80 % du volume total d’effa cements à l’horizon 2020. Cette hypothèse ne tient pas compte de l’effet du mécanisme de capacité qui pourrait faire émerger des capacités d’effacements supplémentaires.

Hypothèses d’évolution du parc nucléaire

MW

2014-15 2015-16 2016-17 2017-18 2018-19 2019-2060 000

60 500

61 000

61 500

62 000

62 500

63 000

63 500

■ Hypothèse de l’arrêt de Fessenheim en 2016■ Hypothèse de l’arrêt de Fessenheim à la mise en service de l’EPR de Flamanville

8

SYNTHÈSE

3. Les hypothèses européennes

La France au carrefour des échanges européens

À l’échelle européenne, les infrastructures de réseau contri-buent notamment à optimiser l’utilisation des moyens de pro-duction et à favoriser l’intégration des énergies renouvelables intermittentes. Les interconnexions jouent également un rôle majeur dans la sécurité d’alimentation de chaque pays.

La modélisation explicite de douze pays du système élec-trique ouest-européen réalisée pour le Bilan prévisionnel permet de prendre pleinement en compte l’infl uence des échanges d’électricité aux frontières sur l’équilibre offre-demande en France. Pour chaque pays, RTE élabore des hypothèses d’évolution du parc de production et de la consommation dans une approche similaire, bien que sim-plifi ée, à celle mise en œuvre pour la France.

Ces hypothèses, propres à RTE, reposent sur une veille des mar-chés européens ainsi que sur des consultations menées auprès d’acteurs du système électrique européen (gestionnaires de réseau de transport, producteurs, opérateurs d’effacement…).

Consommation d’électricité sur les pays analysés

TWh

2 150

2 200

2 250

2 300

2 350

2 400

2 450

2 500

2 550

2 600

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

Historique Variante Haute Référence Variante Basse

La croissance de la consommation de l’ouest de l’Europe est

très modérée sur un horizon de moyen terme.

La consommation intérieure brute d’électricité en Europe a été affectée par les effets d’un contexte économique dégradé : elle a baissé de près de 1 % par an en moyenne depuis 2007 dans l’ouest de l’Europe. Cette baisse s’inscrit dans la continuité d’un ralentissement de la croissance de la demande depuis de nombreuses années, porté par une croissance économique peu vigoureuse et par une amélio-ration continue de l’effi cacité énergétique.

En Europe de l’Ouest, les projections de la demande élec-trique totale de la zone étudiée affi chent des taux de crois-sance annuels moyens très modérés à l’horizon 2020.

Les énergies renouvelables poursuivent leur développe-

ment, mais les dynamiques sont très contrastées selon les

pays.

L’Europe du Sud a tiré parti du fort potentiel de développe-ment des fi lières solaire et éolienne. En Espagne, l’énergie produite par la fi lière éolienne représente 22 % du mix éner-gétique, et en Italie, l’énergie produite par la fi lière photo-voltaïque représente 10 % du mix.


5,7

36,825,2

2,9

27,7

15,1

9,0

1,0

3,5

2,4

4,0

Parc de cycles combinés au gaz installé au 1er janvier 2015

≥ 30 GW≥ 20 GW et < 30 GW≥ 10 GW et < 20 GW< 10 GWpas de cycle combiné au gaz

Hypothèses d’évolution de la capacité des cycles combinés au gaz entre 2015 et 2020

baisse > 3 GW1 < baisse < 3 GW0 < baisse < 1 GWstablehausse < 2 GW

Part de la consommation couverte par les énergies renouvelables pour l’année 2014

> 45 %> 35 % et < 45 %> 25 % et < 35 %> 15 % et < 25 %< 15 %

Cependant, après des années de dynamique forte, ces fi lières marquent désormais le pas du fait de la remise en question des politiques de soutien.

En 2014, l’Allemagne et le Royaume-Uni ont porté près de deux tiers de la croissance des parcs éolien et photo-voltaïque des douze pays étudiés. Au 1er janvier 2015, l’Allemagne dispose de la plus grande capacité installée d’Europe de l’Ouest pour les fi lières éolienne (39 GW) et photovoltaïque (38 GW).

Les hypothèses retenues dans le Bilan prévisionnel pour les douze pays sont une croissance globale du parc éolien de 41 GW (dont 12 GW en mer) et du parc photovoltaïque de 27 GW.

Les cycles combinés au gaz affi chent des taux d’utilisation

faibles partout en Europe.

Porté par des perspectives positives, l’essor de la fi lière des cycles combinés au gaz a été très rapide dans de nombreux pays. L’Espagne (25 GW de puissance installée en 2014), la Grande-Bretagne (28 GW) et l’Italie (37 GW), ont vu le raccordement d’un grand nombre d’installations en quelques années. Le développement de cette fi lière a été dans la même période plus mesuré en France (6 GW). C’est en Italie que la part de l’énergie produite par les cycles combinés au gaz dans le mix énergétique (35 %) a été la plus importante en 2014.

La baisse de la consommation, la chute du prix des quo-tas CO2 et l’essor important des énergies renouvelables ont entraîné des situations fortement sur-capacitaires et poussé les taux d’utilisation des cycles combinés au gaz à des niveaux très bas. À l’échelle des douze pays étu-diés, les hypothèses retenues pour le Bilan prévisionnel

10

SYNTHÈSE

sont une décroissance nette de la capacité globale de production des cycles combinés au gaz d’environ 15 GW à 2020, avec des disparités très marquées entre les pays.

Les politiques énergétiques en matière de nucléaire sont

très contrastées en Europe.

Les pays européens ont des politiques énergétiques très différentes en matière de nucléaire. L’Allemagne, la Suisse et la Belgique ont annoncé des calendriers de fermeture

Hypothèses d’évolution de la capacité nucléaire entre 2015 et 2020

baisse > 3 GW1 < baisse < 3 GW0 < baisse < 1 GWstablepas de nucléaire

Parc nucléaire installé au 1er janvier 2015

≥ 50 GW≥ 10 GW et < 20 GW≥ 5 GW et < 10 GW< 5 GWpas de nucléaire

* puissance disponible

de leurs centrales et de sortie du nucléaire. L’Allemagne prévoit en particulier de fermer l’ensemble de son parc nucléaire encore en activité, soit neuf tranches, entre 2015 et 2022. L’Espagne et les Pays-Bas n’ont pas annoncé de sortie du nucléaire, mais aucun nouveau projet de centrale ne se dessine aujourd’hui. La Grande-Bretagne prévoit de relancer la construction de nouvelles centrales en rempla-cement de tranches existantes. Le projet le plus avancé est celui de deux tranches EPR prévues aux alentours de 2025.

63,1

7,3

9,4

12,10,5

3,9*

3,2


Marge ou défi cit de capacité à moyen termeHypothèse de l’arrêt de Fessenheim en 2016 – Scénario de consommation « Référence »

MW

Hiver

2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-2020-1 000

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

4 800

1 700

-200

300

1 200

Marge/défi cit – Scénario de consommation “Référence” – Hypothèse d’arrêt de Fessenheim en 2016

Marge - Variante “Maintien des cycles combinés au gaz” Marge - Variante “Maintien des cycles combinés au gaz et des groupes fi oul”

4. Analyse prévisionnelle de l’équilibre offre-demande

L'analyse de l'équilibre offre-demande du Bilan prévision-nel prend en compte les deux hypothèses « enveloppes » d'évolution du parc nucléaire.

Par ailleurs, en raison des incertitudes qui entourent les fi lières des cycles combinés au gaz et des groupes fi oul, notamment au-delà de 2017, le Bilan prévisionnel 2015 retient des hypothèses de capacités de production ther-mique intentionnellement prudentes sur l’horizon de moyen terme. Les variantes analysées avec des hypothèses moins conservatrices mettent en évidence l’apport que pourraient avoir ces groupes thermiques sur la sécurité d’alimentation s’ils étaient maintenus disponibles par les producteurs sur l’horizon 2015-2020.

Le diagnostic de l’équilibre off re-demande du Bilan prévi-

sionnel 2015 se caractérise par des marges signifi catives

sur les deux prochains hivers.

Sous l’hypothèse de l’arrêt de Fessenheim en 2016, les

marges se réduisent jusqu’à l’apparition d'un léger besoin

de capacité à l’hiver 2017-2018. Ce défi cit se résorbe dès

l’hiver suivant.

Sur l’hiver 2015-2016, la marge est de l’ordre de 4,8 GW et s’explique essentiellement par le maintien des groupes fi oul, mais aussi par la disponibilité de cycles combinés

Marge ou défi cit de capacité à moyen termeHypothèse de l’arrêt de Fessenheim à la mise en service de l'EPR – Scénario de consommation « Référence »

MW

Hiver

2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-20200

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

4 800

3 200

1 300

1 800

1 200

Marge/défi cit – Scénario de consommation “Référence” – Hypothèse de l’arrêt de Fessenheim à la mise en service de l'EPR

Marge - Variante “Maintien des cycles combinés au gaz” Marge - Variante “Maintien des cycles combinés au gaz et des groupes fi oul”

au gaz initialement prévus sous cocon. Ces marges se contractent dès l’hiver suivant mais restent positives. Cette contraction est due à la fermeture de Fessenheim et au retrait de groupes fi oul, conjugués à de nouvelles mises sous cocon de cycles combinés au gaz.

À l’hiver 2017-2018, quatre groupes fi oul sont supposés arrêtés, ce qui entraîne un léger défi cit de capacité, malgré l’installation d’un nouveau cycle combiné au gaz, les retours de maintenance des groupes charbon et l’augmentation des capacités d’import françaises. En variante, le maintien des centrales gaz ou fi oul permet de dégager des marges signifi catives.

La situation s'améliore dès l’hiver 2018-2019 avec la mise en service d’un second cycle combiné au gaz, puis à l’hiver 2019-2020 avec la mise en service de l’EPR de Flamanville, ainsi que le raccordement des nouveaux parcs éoliens ter-restres et maritimes.

Sous l’hypothèse de l’arrêt de Fessenheim à la mise en

service de l’EPR de Flamanville, les marges restent signi-

fi catives sur l’ensemble de l’horizon de moyen terme.

Tous les autres paramètres en termes d'évolution de consommation ou de production restent inchangés.

L'analyse de risque conduit à un diagnostic identique pour le premier hiver. Les marges s'accroissent signifi cativement sur les hivers suivants. Elles sont sur l'ensemble de l'horizon 2015-2020 supérieures à 1 200 MW.

12

SYNTHÈSE

Elles sont plus élevées dans les variantes étudiées avec la présence des centrales au gaz ou fioul.

Le Bilan prévisionnel 2015 fait apparaître une amélioration

de la sécurité d’approvisionnement par rapport au Bilan pré-

visionnel 2014.

Cette amélioration résulte de l’activation des leviers pos-sibles identifiés par RTE en 2014 : maintien a minima jusqu’en 2017 des groupes fioul, meilleure disponibilité des cycles combinés au gaz, poursuite du développement des effacements, de l’efficacité énergétique, etc.

La mise en place du mécanisme de capacité incite en parti-culier les producteurs et opérateurs d’effacements à maxi-miser leurs capacités disponibles et joue un rôle dans le maintien de moyens d'extrême pointe.

Les interconnexions contribuent fortement à la sécurisa-

tion de l’équilibre offre-demande en France. Sans échanges,

la France ne pourrait pas assurer son équilibre et serait

presque systématiquement en situation de défaillance

hivernale.

L’analyse « France isolée », menée sans prendre en compte les échanges transfrontaliers, montre l’importance de la contribution des imports à la sécurité d’approvisionnement française. Cette contribution s’élève en moyenne autour de 8 à 10 GW en situation de pointe au cours des prochaines années. Le développement des interconnexions mais éga-lement la disponibilité de capacités dans les pays voisins (où la baisse de la consommation permet aussi de dégager des marges) expliquent le niveau élevé de cette contribu-tion. En l’état actuel de sa consommation et compte tenu des évolutions en cours du parc de production, la France, sans les interconnexions, n’aurait pas les moyens d’assurer seule son équilibre offre-demande. Ainsi, dans le scénario de référence de consommation envisagé, sans échanges, le déficit de capacité resterait supérieur à 4,5 GW sur tout l’horizon de moyen terme.


5. Le développement des énergies renouvelables et besoins de fl exibilité

La progression continue des énergies photovoltaïques et

éoliennes en France et en Europe modifi era de plus en plus

profondément le fonctionnement du système électrique.

Les productions renouvelables, soumises par nature aux conditions climatiques – vent, ensoleillement – sont variables et délicates à prévoir précisément. Leur caractère non pilotable impose au système électrique de s’accom-moder de la variabilité croissante de la consommation rési-duelle, défi nie comme la consommation brute diminuée des productions fatales. Plus la consommation résiduelle est variable, plus les productions pilotables devront être fl exibles pour suivre les évolutions de la consommation rési-duelle et garantir l’équilibre offre demande à tout instant. Le Bilan prévisionnel 2015 esquisse un premier éclairage sur ces questions et fournit une première estimation des besoins de fl exibilité journaliers et hebdomadaires à l’hori-zon 2030, en s’appuyant sur les deux scénarios long terme du Bilan prévisionnel 2014 les plus ambitieux en matière d'énergies renouvelables (« Diversifi cation » et « Nouveau mix »).

La consommation résiduelle se réduit globalement à 2030

dans les scénarios à forte pénétration EnR mais les écarts

se creusent entre les pointes et les creux de consommation.

Dans les scénarios à forte pénétration des énergies renou-velables, la consommation résiduelle est plus faible qu’ac-tuellement. En particulier, les productions renouvelables

Monotones de consommation résiduelle en France pour différents scénarios

Co

nso

mm

atio

n ré

sid

uelle

(G

W)

Heures de l'année

0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 0000

20

40

60

80

100

120

Actuellement Scénario Diversifi cation 2030 Scénario Nouveau mix 2030

Démographie

Transportsélectriques

Croissanceéconomique

Efficacitéénergétique

Prix CO2 et

combustibles

Réseaud’interconnexion

Part du nucléaire

Énergiesrenouvelables

haute

modérée

basse

OFFRE■ Nucléaire■ Thermique base/semi-base■ Pointe■ Hydraulique y compris turbinage des STEP■ Autres énergies renouvelables

DEMANDE■ Consommation■ Pompage■ Solde exportateur

5 %

93 %

49 %

2 %

13 %

26 %

0 %

516 TWh

2030

Scénario D « Nouveau mix » 2030

font baisser signifi cativement les minima de consomma-tion résiduelle tandis qu’elles atténuent dans une moindre mesure les valeurs maximales.

Les productions éolienne et photovoltaïque impactent dif-

féremment la variabilité de la consommation résiduelle et

les besoins en fl exibilité.

Avec une production centrée essentiellement entre 10 h et 16 h, la production photovoltaïque permet de diminuer la consommation résiduelle en journée. Cet effet est particu-lièrement marqué en été, alors que la consommation est peu élevée et que la production photovoltaïque est impor-tante. La pointe de 19 h est en revanche peu affectée, ce qui

14

SYNTHÈSE

conduit à creuser l’écart entre le « creux de l’après-midi » et la pointe du soir. Ainsi dans les scénarios « Nouveau mix » et « Diversifi cation », la variabilité journalière de la consom-mation résiduelle apparaît plus importante qu’aujourd’hui.

À l’inverse du photovoltaïque, la production éolienne ne présente pas de périodicité évidente et sa production peut varier fortement d’un jour à l’autre. De ce fait, elle contribue à augmenter la variabilité hebdomadaire de la consomma-tion résiduelle et dans une proportion plus importante que l’augmentation observée au pas journalier.

Variabilité journalière de la consommation résiduelle : indicateur en énergie (gauche) et en puissance (droite)

GW

h/jo

ur

Actuellement ScénarioDiversification

ScénarioNouveau mix

+14% +17%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

GW



+20 % +20 %

0

5

10

15

20

25

30

Variabilité hebdomadaire de la consommation résiduelle : indicateur en énergie

GW

h/se

mai

ne



+37% +54%

0

100

200

300

400

500

600

700

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synthèse du bilan prévisionnel de l'équilibre offre/demande 2015

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