Les risques de coupure d’électricité cet hiver sont réels

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RTE a réactualisé ses prévisions pour l’hiver à venir. Les risques de coupure sont très réels, mais pas certains, notamment en janvier 2023. Photo © PP



Filiale d’EDF et gestionnaire du réseau de transport d’électricité, RTE a publié le 14 septembre 2022, une analyse des perspectives pour le système électrique pour l’automne et l’hiver 2022-2023, suivie d’une première actualisation le 18 octobre dernier, puis d’une seconde le 18 novembre.

 

L’analyse de septembre 2022 présentait trois scénarios pour l’hiver - intermédiaire, haut, dégradé - qui se différenciaient en fonction de la disponibilité des réacteurs nucléaires en France et du gaz en Europe, ainsi qu’une variante intégrant ce que RTE appelle "des effets rapides et conséquents du plan de sobriété" présenté par le Gouvernement en septembre. Cette analyse globale avait conduit RTE à placer la sécurité d’approvisionnement électrique sous forte vigilance dès l’automne. Ce qui, à tout point de vue, constituait une situation exceptionnelle.

 

 

La révision de novembre

 

 

Dans sa seconde révision, publiée le 18 novembre, RTE, d’une part, réévalue à la baisse sa prévision de consommation d’électricité au cours de l’hiver 2022-23. Ce qui est positif pour la sécurité de notre système électrique. Malheureusement, l’entreprise réévalue également à la baisse la production d’électricité nucléaire. Ce qui n’est pas du tout positif.

 

Mais, estime RTE, ces deux mouvements contraires s’équilibrent en quelque sorte. Si bien que RTE n’augmente pas son évaluation du risque pour la sécurité d’approvisionnement en électricité. Toutefois, les risques se répartissent de manière différente au cours de l’hiver, par rapport à l’analyse de septembre.

 

La situation apparaît moins risquée en décembre, puis à partir de fin février. En revanche, le mois de janvier concentre à présent davantage de risque que dans l’analyse antérieure.

 

 

La consommation baisse

 

 

Une fois les données de consommation corrigées des effets météorologiques, RTE estime que nous sommes face à une baisse structurelle de la consommation d’électricité de 5 à 7% au cours de la période allant de début octobre à mi-novembre 2022, par rapport à la moyenne de cette même période durant les années 2014 à 2019.

 

La baisse de la consommation, souligne RTE, concerne principalement l’industrie, notamment sous l’effet de l’augmentation des prix de l’énergie. Un effet baissier est également perceptible dans le secteur résidentiel et, dans une moindre mesure, en tertiaire, mais il devra être confirmé dans les prochaines semaines au fur et à mesure que les températures baisseront.

 

 

Mais la production nucléaire baisse aussi

 

 

La disponibilité du parc nucléaire est aujourd’hui légèrement inférieure au scénario intermédiaire de RTE de début septembre. Cette situation, avertit RTE, résulte de retards dans les travaux de maintenance courante au cours des dernières semaines, et non du programme de contrôle et réparation lié à la corrosion sous contrainte (CSC).

 

Au bout du compte, la disponibilité du parc nucléaire atteindra 40 GW de puissance au début 2023, soit environ 4 GW de moins que la précédente prévision de RTE. Selon EDF, le jeudi 24 novembre, 24 des 56 réacteurs nucléaires français étaient à l’arrêt.

 

Les contrôles menés sur certains réacteurs ont conduit, après avis de l’ASN (Autorité de Sécurité Nucléaire), à prescrire des réparations complémentaires sur les réacteurs Cattenom 1, Cattenom 3 et Penly 2.

 

 

Selon RTE, alors que la sécheresse avait fortement dégradé la constitution des stocks hydrauliques au cours de l’été, ces derniers ont retrouvé au cours des dernières semaines des niveaux de remplissage satisfaisants, proches des niveaux historiquement observés. ©PP

 

 

Les prix, eux, ne baissent pas vraiment

 

 

Enfin, estime RTE, les prix de l’électricité sur les marchés à terme pour le début de l’année 2023 intègrent toujours une prime de risque disproportionnée par rapport aux fondamentaux de l’équilibre offre-demande, et ce malgré une diminution des prix à terme reflétant majoritairement une baisse de tension sur les marchés gaziers.

 

Cette prime de risque est spécifique à la France et résulte d’anticipations très défavorables sur l’équilibre offre-demande, dans un contexte de faible confiance des acteurs envers les durées d’indisponibilités publiées.

 

La crise dans le secteur du gaz a une profonde influence sur le système électrique, la capacité installée de production à partir de gaz en Europe de l’Ouest étant aujourd’hui très importante, environ 220 GW. Ces répercussions sont à la fois de nature physique (inquiétudes sur la disponibilité du gaz) et économique (le prix du gaz entraîne à la hausse celui de l’électricité).

 

La mise en fonctionnement d’un flux de gaz de la France vers l’Allemagne (jusqu’à 100 GWh/j) renforce la sécurité d’approvisionnement européenne et devrait permettre en contrepartie à la France de profiter pleinement des importations d’électricité depuis l’Allemagne.

 

À l’échelle du continent, un remplissage quasi-complet des stockages est observé, de l’ordre de 95 %, en particulier en l’Europe de l’Ouest, soit au 15 novembre : 100 % en France, 100 % en Allemagne, 95 % en Italie et 92 % au Pays-Bas.

 

 

Après des conditions climatiques peu favorables en septembre, le facteur de charge de l’éolien a largement augmenté en octobre et s’est trouvé, lors de ces dernières semaines, supérieur à la moyenne historique. Dans un contexte de consommation basse, cela a participé à rétablir une situation import/export de la France proche de l’équilibre après plusieurs mois d’imports très prononcés. ©PP

 

 

La bonne tenue du planning de mise en fonctionnement du parc éolien en mer au large de Saint-Nazaire constitue une contribution concrète à la sécurité d’approvisionnement du réseau électrique français. ©PP

 

 

Bref, cet hiver, les baisses de consommation anticipées, notamment du secteur industriel, ne compensent pas la baisse prévisible de la production nucléaire. Le risque de recours au dispositif Ecowatt, dont au signal d’alerte Ecowatt rouge apparaît donc élevé au cours du mois de janvier, mais dépendra largement des conditions climatiques et de l’éventuelle survenue d’une vague de froid même modérée.

 

 

La ministre de la Transition Energétique, Agnès Pannier-Runacher, a malencontreusement évoqué le chiffre de 500 millions d’euros d’amende à payer par la France pour cause de retard dans le développement des énergies renouvelables, au cours d’un débat sur le projet de loi d’accélération de la production d’ENR. L’obligation d’équiper les ombrelles de parking, contenue dans ce projet de loi, apparaît à la fois timide et tardive. Elle sera pourtant sans doute rendue inutile par le fait que cela devient extrêmement rentable pour les hyper et supermarchés, ainsi que pour quantités de sites industriels. ©PP

 

 

Le développement de fermes photovoltaïques sur d’anciennes friches industrielles ou minières – ici à Petite-Rosselle, près de Forbach – a également pris du retard. La loi sur l’accélération du déploiement des ENR vise a faciliter les démarches administratives. ©PP

 



Source : batirama.com / Pascal Poggi

L'auteur de cet article

photo auteur Pascal Poggi
Pascal Poggi, né en octobre 1956, est un ancien élève de l’ESSEC. Il a commencé sa carrière en vendant du gaz et de l’électricité dans un centre Edf-Gdf dans le sud de l’Île-de-France, a travaillé au marketing de Gaz de France, et a géré quelques années une entreprise de communication technique. Depuis trente ans, il écrit des articles dans la presse technique bâtiment. Il traite de tout le bâtiment, en construction neuve comme en rénovation, depuis les fondations jusqu’à la couverture, avec une prédilection pour les technologies de chauffage, de ventilation, de climatisation, les façades et les ouvrants, les protocoles de communication utilisés dans le bâtiment pour le pilotage des équipements – les nouveaux Matter et Thread, par exemple – et pour la production d’électricité photovoltaïque sur site.

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