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La Programmation pluriannuelle des investissements de production électrique
(Extrait du rapport annuel de la DGEMP pour 2001)

Télécharger le rapport sur la programmation pluriannuelle des investissements de production électrique (PPI)

L’énergie n’est pas un bien de consommation banal. Des enjeux particulièrement importants pour notre société y sont attachés : sécurité d’approvisionnement du pays, protection de l’environnement et en particulier maîtrise des émissions de gaz à effet de serre, compétitivité de la fourniture... C’est pourquoi elle fait l’objet d’une politique publique forte, la politique énergétique.

Dans ce cadre, l’article 6 de la loi du 10 février 2000 sur le service public de l’électricité prévoit une programmation pluriannuelle des investissements de production (PPI) qui constituera la traduction concrète de la politique énergétique dans le domaine de l’électricité. Elle permettra d’atteindre les objectifs précités au travers d’un développement équilibré de la production nationale, en termes de répartition entre énergies primaires, de techniques de production et d’implantation géographique des investissements.

La loi électrique prévoit trois documents distincts : un rapport sur la PPI présenté au Parlement dans l’année qui suit la promulgation de la loi, une décision ministérielle qui constitue la Programmation pluriannuelle proprement dite, et une loi d’orientation sur l’énergie qui devrait être votée avant le 31 décembre 2002.

Figure 1 - Le mécanisme de programmation et d’autorisation d’exploiter prévu par la loi électrique

L’élaboration de la PPI

Auparavant assurée en pratique essentiellement par EDF, sous le contrôle de l’État mais sans formalisation précise, la définition d’une programmation des investissements de production électrique est devenue une prérogative d’État. Elle s’appuie notamment sur le Schéma de services collectifs de l'énergie et sur un bilan prévisionnel remis par le gestionnaire du réseau de transport.

Le rapport au Parlement prévu par la loi a été préparé entre octobre et décembre 2001 par un groupe de travail présidé par le Commissaire au Plan, composé de représentants des ministères intéressés et dont le secrétariat a été assuré par la Dideme. Ce groupe a auditionné de nombreux experts et intégré les travaux déjà réalisés par ailleurs.

La programmation elle-même sera arrêtée après la communication du rapport au Parlement, et fixera des objectifs en fonction des recommandations du rapport.

Un exercice nouveau

Les travaux prospectifs menés par EDF dans le passé s’appuyaient sur des bilans quantitatifs nationaux. Or l’ouverture du marché organisée par la loi rend nécessaire une démarche plus complexe. Il faut en particulier prendre en compte des échanges avec les autres pays européens qui varient en fonction de la compétitivité relative des parcs de production nationaux.

Par ailleurs, dans le contexte d’un parc de production suffisant pour satisfaire les besoins en base (1) et en semi-base (2), ce sont les objectifs et engagements de la France en matière de développement des énergies renouvelables et de réduction des émissions de gaz à effet de serre, ainsi que les récentes directives (3) sur la limitation des émissions de polluants atmosphériques, qui vont orienter le développement du parc de production. Ce constat a conduit à privilégier l’horizon 2010, tout en complétant l’étude par l’examen de certains sujets relatifs à la préparation du très long terme.

Les principales hypothèses en matière de demande

En matière de demande d’électricité , le rapport privilégie un scénario de croissance modérée (+1,3% par an entre 1998 et 2015 ) soit une consommation intérieure de 510 TWh en 2010 , à comparer aux 540 TWh prévu par le scénario tendanciel de la DGEMP publié en 2000. Le rapport met en effet l’accent sur la nécessité de réaliser des efforts importants de maîtrise de la demande d’électricité évalués à 30 TWh à l’horizon 2010.

Les principaux résultats sur l’offre

Le développement des énergies renouvelables

À l’horizon 2010, conformément aux objectifs acceptés par la France dans le cadre d’une directive européenne, les énergies renouvelables devront couvrir 21% de la demande française d’électricité, contre 15% actuellement. Trois scénarios ont été élaborés à partir de cet objectif, l’un par l’Ademe, l’autre par le syndicat des énergies renouvelables (SER), le troisième, dit "Puissance garantie", par la Dideme.

L’écart entre les objectifs de création de capacités de production du troisième scénario avec les deux premiers a deux causes :

D’une part, l’Ademe et le SER évaluent la future production hydraulique des installations existantes à partir des années 1988 à 1998, période qui comprend de mauvaises années hydrauliques. Le scénario "puissance garantie" l’évalue, lui, à partir des conditions d’hydraulicité enregistrées sur la plus longue durée possible.

D’autre part, les trois scénarios, utilisant les travaux du Commissariat du Plan, aboutissent pratiquement à la même consommation intérieure nette en 2010. Mais, dans le calcul de la consommation intérieure brute, l’Ademe et le SER prennent en compte 30 TWh de consommation des centrales électriques elles-mêmes (4) alors que le scénario "Puissance garantie" s’en tient aux définitions classiques selon lesquelles la consommation intérieure brute ne comprend, en plus de la consommation intérieure nette, que les pertes dans les réseaux.

Par ailleurs, le scénario "Puissance garantie" a été construit de manière à minimiser les perturbations de l’équilibre offre-demande entraînées par les variations de la production éolienne (5). Il est cependant probable que le développement au moindre coût des énergies renouvelables ne sera possible qu’en choisissant un scénario intermédiaire entre ceux présentés ci-dessous.

C’est l’éolien qui devrait enregistrer la plus forte progression avec une puissance installée de 7000 à 14000 MW, pour une production de 20 TWh à 35 TWh. L’hydroélectricité pourrait au mieux augmenter de 8 TWh. Cependant, cet objectif nécessite une politique volontariste, faute de quoi, la contribution de l’énergie hydraulique à la production électrique pourrait au contraire diminuer du fait de l’augmentation des débits réservés (7) . La biomasse apportera également une contribution significative.

Une question ouverte : la couverture des besoins de pointe en Europe

D’ici à 2010, le parc existant ne suffira plus à satisfaire la demande française lors des pointes de consommation.

En effet, à partir de 2008, la nécessité de déclasser des moyens thermiques classiques pour respecter des directives environnementales imposera de trouver de nouvelles solutions pour satisfaire les besoins de pointe. Une étude sur la corrélation des pointes de consommation en Europe est donc nécessaire pour examiner la part de la pointe qui pourra être assurée par une réduction du solde exportateur pendant cette période et celle qui devra être couverte soit par le maintien en service, dans des conditions à déterminer, de quelques-unes des capacités thermiques existantes, soit par la construction de capacités supplémentaires.

Équilibre offre-demande 2001-2003

Selon les chiffres publiés par l’Union pour la coordination du transport de l’électricité (www.ucte.org , Power balance : Forecast 2001-2003, de Novembre 2000), le parc de production européen permet de répondre à court terme aux besoins de pointe. A plus long terme, il faudra développer de nouvelles installations ou remettre en service des tranches mises en réserves.

Parmi les autres solutions, les moins coûteuses semblent devoir s’appuyer sur des actions de maîtrise de la demande ciblées sur les pointes, pour valoriser une partie du potentiel d’effacement perdu depuis l’ouverture du marché de la production électrique, et sur la remise en service d’installations de pointe aujourd’hui à l’arrêt mais non encore démantelées. Le développement de la cogénération et de certaines énergies renouvelables (biomasse, hydraulique...) devrait également accroître la puissance disponible en pointe.

La question de la contribution de l’éolien à la couverture de la pointe reste posée. Suivant les pays, la puissance éolienne installée est aujourd’hui prise en compte dans les bilans de puissance en pointe à hauteur de 0 à 34%. Une étude devra être menée pour examiner dans quelle mesure une partie de cette production pourra être utilisée sans risque pour la satisfaction de la pointe, au niveau français ou au niveau européen.

La préparation du très long terme

Pour la préparation du long terme, le rapport fait apparaître que c’est dans les deux ou trois prochaines années que la décision de construire ou non une installation pilote sur le modèle de l’EPR devra être prise, en étroite concertation avec la représentation nationale. L’examen par la Parlement d’un projet de loi d’orientation sur l’énergie, prévu par la loi électrique pour la fin de 2002, pourrait être l’occasion d’un premier débat sur ce sujet.

L’examen de zones particulières

La situation des zones non interconnectées (Corse, DOM et collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon) et de trois zones métropolitaines continentales(8) dont l’alimentation est fragile a fait l’objet d’examens particuliers. La création de nouvelles capacités de production doit être envisagée dans la plupart de ces zones.

Les suites du rapport

La présentation au Parlement du rapport sur la PPI est une étape importante dans la mise en œuvre de la politique énergétique du gouvernement. La PPI constituera le cadre de référence de la délivrance des autorisations d’exploiter. Une fois la PPI arrêtée, des appels d’offres pourront être lancés pour pallier l’insuffisant développement de certaines filières. Enfin, si les objectifs de la PPI étaient dépassés, l’obligation d’achat pourrait être suspendue.

1. Fonctionnement toute l’année.

2. Fonctionnement entre 2000 et 6000 heures par an (sur 8760).

3. "Grandes installations de combustion" et "Plafonds nationaux d’émission".

4. Consommation des " auxiliaires " (moteurs, ventilateurs...), des transformateurs et des stations de pompage stockant de l’électricité dans un barrage pour la restituer aux heures de pointe.

5. La production éolienne n’est qu’en partie prévisible, mais d’éventuels écarts peuvent être compensés par la production hydraulique ou par l’utilisation de marges de puissance sur les installations thermiques démarrées.

6. Il s’agit de la quantité d’eau laissée en permanence dans le lit de la rivière. Cette quantité d’eau est passée au 1/40ème du débit moyen interannuel (le module) suite à la loi pêche de 1994, ce qui a conduit à perdre 1,2 TWh d’énergie renouvelable, et passera au 1/10ème du module au fur et à mesure du renouvellement des titres administratifs des ouvrages.

7. Provence-Alpes-Côte d’Azur, Bretagne, et à moyen terme Île-de-France

 

© Ministère de l'Économie, des Finances et de l'Industrie, 02/05/2002