II. REPENSER LA DOCTRINE DE SÉCURITÉ D'APPROVISIONNEMENT DU PAYS ET PROMOUVOIR LES FLEXIBILITÉS
Lors des deux derniers hivers, la question d'éventuelles défaillances des systèmes électriques en Europe et en particulier en France est revenue sur le devant de la scène, alors qu'elle avait quasiment disparu des préoccupations du grand public. Les pannes du système électrique dans l'État de Californie, lors des étés 2019 et 2020, ont également mis en évidence l'acuité de ces enjeux.
La transformation du système électrique a aujourd'hui un impact sur les risques pesant sur la sécurité d'approvisionnement, en particulier avec la mise en arrêt de centrales pilotables, essentiellement au charbon ou au gaz, conformément à l'objectif de lutter contre les émissions de gaz à effet de serre, le développement de moyens de production renouvelables qui sont intermittents, l'accroissement des volumes disponibles aux interconnections aux frontières, etc.
Cette transformation entraîne un renouvellement de la réflexion sur la question de la sécurité d'approvisionnement et la question des flexibilités utiles au système électrique dans son ensemble.
A. LA SÉCURITÉ D'APPROVISIONNEMENT ET LA RÉSILIENCE DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE À REQUESTIONNER
Pour toutes ces raisons, la commission d'enquête a souhaité s'interroger sur la réévaluation des risques qui pèsent sur notre sécurité d'approvisionnement à horizon de 2050 afin de les anticiper ainsi que de poser quelques réflexions pour réévaluer cette doctrine qui date de l'après-guerre.
Il semble plus que jamais important de protéger ce bien essentiel au fonctionnement de nos sociétés qu'est l'électricité.
1. Définir les critères de la sécurité d'approvisionnement est un enjeu de premier plan
Le critère de sécurité d'approvisionnement électrique, qui a été élaboré au moment où l'électricité était produite en abondance sur le sol national, est questionné par la projection à l'horizon 2050.
a) Qu'est-ce que la sécurité d'approvisionnement ?
L'article 194 du Traité sur le fonctionnement de l'Union européenne (TFUE) dispose ainsi que l'énergie fait partie des compétences partagées entre l'Union et ses États membres, et précise que les mesures mises en place par l'Union ne doivent pas remettre en cause le droit d'un État membre de déterminer lui-même la structure générale de son approvisionnement énergétique. Les États membres sont notamment responsables du choix de leur niveau de sécurité d'approvisionnement qui relève d'une compétence nationale.
La sécurité d'approvisionnement est un objectif de la politique énergétique française501(*). L'électricité ne pouvant être stockée en grande quantité pour l'instant, il est nécessaire que la quantité d'électricité injectée dans le réseau soit à tout moment égale à la quantité d'électricité consommée. Un déséquilibre local peut se propager au système électrique tout entier et conduire à des coupures voire un black-out généralisé aux conséquences socio-économiques majeures.
Couvrir tous les risques, même ceux dont la survenance est statistiquement très improbable, en toutes circonstances, serait trop coûteux pour le pays. Aussi, le niveau de sécurité d'approvisionnement électrique attendu correspond à un risque de défaillance, économiquement, socialement et politiquement acceptable fixé par les pouvoir publics502(*).
En France, le critère de défaillance pour dimensionner le parc de production a historiquement été le « critère des trois heures ». Ce critère était utilisé par EDF pour dimensionner le parc de production électrique, sur la base d'un arbitrage économique. La signification concrète de ce critère sera abordée au paragraphe suivant.
Le décret n° 2021-1781 du 23 décembre 2021 relatif au critère de sécurité d'approvisionnement électrique a précisé les choses : « le critère de sécurité d'approvisionnement mentionné à l'article L. 141-7 du code de l'énergie est tel que :
- la durée moyenne de défaillance annuelle est inférieure à trois heures ;
- la durée moyenne de recours au délestage pour des raisons d'équilibre offre-demande est inférieure à deux heures ;
- et la défaillance se définit comme la nécessité de recourir aux moyens exceptionnels, contractualisés et non contractualisés, pour assurer l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité. Les moyens exceptionnels incluent le recours aux capacités interruptibles mentionnées à l'article L. 321-19 du code de l'énergie, l'appel aux gestes citoyens, la sollicitation des gestionnaires de réseaux de transport frontaliers hors mécanismes de marché, la dégradation des marges d'exploitation, la baisse de tension sur les réseaux, et en dernier recours le délestage de consommateurs. »503(*)
b) Que représentent les durées moyennes de délestage et de défaillance ?
Ce critère signifie que la durée moyenne pendant laquelle l'équilibre entre l'offre et la demande ne peut pas être assuré par le fonctionnement normal des marchés de l'électricité, dans toutes les configurations d'aléas considérées, doit être inférieure ou égale à trois heures par an et la durée moyenne des délestages, dans toutes les configurations d'aléas considérées, est inférieure ou égale à deux heures par an.
En pratique, ce critère des trois heures correspond à un volume d'énergie « non distribuée » qui atteindrait en espérance mathématique de l'ordre de 10 GWh par an, soit 0,002 % de la consommation totale d'électricité.
Le critère de sécurité d'approvisionnement repose donc sur une approche économique de type coûts / bénéfices.
c) En quoi les paramètres de la sécurité d'approvisionnement sont-ils dimensionnants pour le système électrique ?
Le critère de sécurité d'approvisionnement est le fondement des outils de diagnostic (les analyses prospectives de RTE) et des mécanismes économiques (mécanismes de capacité) pour assurer la sécurité d'approvisionnement.
Le mécanisme de capacité
Le marché de l'énergie permet d'optimiser l'utilisation des capacités de production et d'effacement des différents acteurs mais ne permet pas de garantir que le critère de sécurité d'approvisionnement électrique soit respecté. Le mécanisme de capacité est donc un mécanisme complémentaire et correctif.
Il est destiné à s'assurer de la disponibilité de capacités de production fiables pendant les pointes de consommation. Chaque fournisseur d'électricité est dans l'obligation d'apporter la preuve qu'il peut couvrir, par des garanties de capacité, la consommation de ses clients lors des pics de consommation électrique. Ces garanties doivent être certifiées par RTE auprès d'exploitants de capacités de production ou d'effacement qui s'engagent sur la disponibilité de leurs capacités lors des périodes de pointe. Les fournisseurs doivent acquérir ces capacités. Ils sont aussi de ce fait, pour réduire ces acquisitions, encouragés à accompagner leurs clients à réduire leur consommation.
Source : Commission d'enquête
Le critère de sécurité d'approvisionnement est donc dimensionnant pour le système électrique :
- il justifie l'existence du mécanisme de capacité, calibre les besoins des réserves nécessaires504(*) ;
- il cadre la sûreté d'exploitation en temps réel, la maîtrise du plan de tension et de la gestion des flux sur le réseau électrique ;
- la trajectoire de dimensionnement et l'évolution du parc de production et de flexibilités en dépendent ;
- les études d'équilibre entre l'offre et la demande à moyen et long terme réalisées par RTE dans les bilans prévisionnels se fondent dessus. Deux fois par an, RTE réalise des analyses saisonnières de manière à anticiper d'éventuels problèmes d'approvisionnement en électricité, pour le passage de l'hiver et pour le passage de l'été.
2. Une doctrine qui a précédemment évolué sous une impulsion plus technique que politique pour suivre les réalités du système électrique
À sa création, RTE a repris le critère des trois heures utilisé par EDF. Mais ce critère n'avait alors aucun rôle économique ou aucun caractère contraignant, il servait simplement à qualifier le niveau de risque du système. Dans les années 2000, la France étant surcapacitaire, ce critère n'avait pas d'effet direct sur le dimensionnement du système.
La pratique historique des « 3 heures de défaillance » est codifiée en 2006 par un décret505(*) conformément à ce que prévoyait en 2000 la loi Nome506(*) dans son article 6. La disposition précise que RTE, dans ses bilans prévisionnels, caractérise ce risque de défaillance, dont le seuil correspond à une « durée moyenne de défaillance annuelle de trois heures pour des raisons de déséquilibre entre l'offre et la demande d'électricité ».
Le décret de 2006 précise que le bilan « retient comme hypothèse centrale l'annulation du solde exportateur d'électricité à la pointe de consommation », signifiant clairement que RTE doit raisonner comme si le système ne recourrait à aucune importation pour passer la pointe de consommation.
Or, à partir de 2011, RTE décide d'intégrer les importations dans son appréciation de la sécurité d'approvisionnement pour tenir compte de la réalité du système électrique.
a) Les raisons de l'évolution du critère de sécurité d'approvisionnement
À compter de 2011, le fait de limiter les analyses des Bilans prévisionnels à un raisonnement « en France isolée » soulève des questions.
D'une part, la France s'est trouvée importatrice lors des pointes en 2009-2010 et 2010-2011 sans que cela ne soulève de difficulté particulière. En effet, dans un système qui devient en pratique de plus en plus européen, ce sont les marchés qui déterminent les flux et le raisonnement en « France isolée » n'a plus de traduction opérationnelle. Il en résulte un écart entre le risque évalué dans les analyses de sécurité d'approvisionnement et le risque réel observé dans la pratique.
Raisonner en « France isolée » revient, pour un même niveau de sécurité d'approvisionnement, à devoir installer des capacités pilotables additionnelles pour des durées de fonctionnement potentiellement très faibles. Le dernier Bilan prévisionnel 2023 avance les chiffres de 13 GW de capacités pilotables additionnelles pour un coût total pour la collectivité, investissement et fonctionnement, de l'ordre de 2 Md€/an.
Principe de l'analyse en France isolée
Source : RTE, réponse aux questionnaires de la commission d'enquête
D'autre part, lors discussions engagées sur le futur mécanisme de capacité français, la Commission demandait que ce futur mécanisme intègre les échanges européens. Ainsi, dès lors que les autorités françaises ont souhaité doter le critère de sécurité d'approvisionnement d'une force contraignante dont il était dépourvu auparavant, il était nécessaire de l'adapter à la réalité des échanges européens.
b) Mais un processus d'évolution qui interroge
À compter de 2011, et jusqu'à 2016, année qui marque une évolution réglementaire, RTE présente donc systématiquement deux métriques dans ses Bilans prévisionnels, avec prise en compte ou non de la contribution des interconnexions, sa métrique principale étant celle qui tient compte des échanges.
Il est apparu surprenant à la commission d'enquête que RTE ait décidé de faire évoluer, de son propre chef, le périmètre d'analyse retenu. Prendre en compte des échanges avec l'étranger dans le respect d'un critère de durée moyenne de défaillance revient à assouplir ou baisser de facto le niveau réel du critère de sécurité d'approvisionnement électrique. C'est un choix éminemment stratégique qui relève des seules autorités politiques et non d'un organisme technique.
Interrogé, RTE avance « qu'il ne faut pas surinterpréter le « changement d'approche » de 2011 » pour les raisons suivantes : « d'une part, il a été très progressif : RTE n'a fait que mettre en cohérence son dispositif d'analyse avec la réalité physique du système européen (en analysant les résultats selon les deux approches).
D'autre part, le choix du dimensionnement du système relève des pouvoirs publics (et pas de RTE), mais est contraint par le droit communautaire : dès lors que la France a souhaité mettre en place un mécanisme de capacité (il s'agit du vrai changement d'approche), c'est-à-dire de donner une « force contraignante » au critère de sécurité d'approvisionnement, il était nécessaire de le mettre en accord avec le droit communautaire.
Enfin, prendre en compte l'interconnexion du système est un choix économique : considérer des imports nuls à la pointe ne reflète pas la compétitivité relative des moyens de production utilisables dans ces situations à l'échelle européenne, et s'obliger à respecter cette norme (ce qui est impossible dans le cadre communautaire actuel) serait ainsi coûteux pour le consommateur. Enfin, RTE a pris un soin particulier à documenter ces éléments dans ses rapports annuels. Les discussions des quinze dernières années peuvent donc être facilement tracées et restituées de manière transparente. »507(*)
Le décret n° 2015-1823 du 30 décembre 2015, qui procède à la codification de la partie réglementaire du Code de l'énergie, modifie le décret de 2006 en bouleversant la portée de son article 5. En effet, il supprime son hypothèse centrale, relative au non appel des interconnexions, puisqu'il intègre le fait qu'on ne raisonne plus en « France isolée ».
La commission d'enquête s'étonne de cette méthode par laquelle un élément déterminant de la sécurité d'approvisionnement est modifié de manière subreptice. Elle note par ailleurs, que le décret de 2006 n'a pas été codifié à droit constant et regrette l'irrespect de ce principe.
Un nouveau décret, n° 2016-350 du 24 mars 2016 portant diverses modifications du titre IV du livre Ier du code de l'énergie, vient définitivement entériner cette évolution.
3. À court terme, la doctrine n'a pas besoin d'évoluer, y compris avec la nouvelle réglementation européenne
Le règlement européen (UE) n° 2019/943, dit « Règlement Électricité », du paquet énergie propre pour tous508(*) adopté par l'Union européenne en 2019, prévoit une harmonisation des méthodologies de calcul des paramètres de la sécurité d'approvisionnement, pour les États membres mettant en place des mécanismes de capacité.
Le critère de sécurité d'approvisionnement, fixé par chaque État membre, doit désormais être fondé sur le calcul de trois valeurs :
- la valeur de l'énergie non distribuée (Value of Lost Load, VoLL), c'est-à-dire le prix maximum de l'électricité que les consommateurs sont prêts à payer pour éviter les délestages en intégrant les coûts socioéconomiques tels que les pertes de temps et de confort ;
- le coût d'un nouvel entrant (Cost of New Entry, CONE), c'est-à-dire le coût annualisé de mise en service de l'unité de production la plus compétitive susceptible d'être utilisée pour assurer le respect du critère de sécurité d'approvisionnement ;
- le critère théorique de sécurité d'approvisionnement (Reliability standard, RS), défini comme le ratio entre les deux précédentes valeurs.
Le « Règlement Électricité » prévoit la mise à jour du critère de sécurité d'approvisionnement tous les cinq ans.
Comme le mentionne RTE dans une étude spécifique réalisée sur le sujet509(*), « la mise à jour du calcul du critère de sécurité selon le nouveau cadre réglementaire européen conforte le niveau actuel ».
En effet « arrondi à la demi-heure, le critère théorique de sécurité d'approvisionnement calculé par RTE, sur la base de la méthodologie définie par l'ACER, est par conséquent de 2h de délestage par an en espérance. Ce niveau est équivalent au critère de délestage actuel. Cette valeur correspond à un haut niveau de sécurité d'approvisionnement en comparaison des critères existants actuellement dans les autres pays européens : en effet, de nombreux États ont fixé le niveau cible de sécurité d'approvisionnement à une durée moyenne de délestage de 3h par an (Royaume-Uni, Pologne, Belgique) voire à des niveaux supérieurs (4h par an aux Pays-Bas, 5h au Portugal, 8h en Irlande). »
Il est important de noter, d'une part, que la définition du critère de sécurité d'approvisionnement au sens du « Règlement Électricité » correspond à un critère de délestage et pas de défaillance, et, d'autre part, que les exigences de la méthodologie définie par l'ACER ne remettent pas en cause l'existence du double critère utilisé en France.
4. À long terme, il convient de s'interroger sur cette doctrine, car la nature des risques pouvant conduire à une défaillance va évoluer
La réflexion sur l'évolution du critère de sécurité d'approvisionnement doit se poursuivre pour deux raisons principales : la transformation du système électrique et la nécessité de renforcer sa résilience dans un contexte présentant plus de risques.
a) Les évolutions du système électrique poussent à reconsidérer le critère de sécurité d'approvisionnement
Les évolutions du système électrique, en particulier la perspective d'un fort développement des énergies renouvelables intermittentes dans le mix, induisent des problématiques nouvelles relatives à la sécurité d'approvisionnement.
Ces problématiques techniques sont nombreuses et font l'objet d'analyses de RTE510(*). Elles portent notamment sur la variabilité plus élevée de la consommation et de la production, le niveau des réserves opérationnelles pour faire face aux aléas en temps réel, la gestion de la stabilité du système électrique en lien notamment avec la baisse de l'inertie du système associé à la fermeture progressive de moyens thermiques et à la réduction de la part du nucléaire, ...
Comme nous avons vu précédemment, la pointe de consommation hivernale constitue une situation où est très importante la vigilance en matière d'équilibre. Le volume de cette pointe va probablement augmenter selon RTE511(*) : + 9 GW en 2030, + 14 GW en 2035 sur la plage 18 h-20 h, et dépasser 120 GW en 2050.
Pour autant, la pointe ne sera pas forcement une difficulté en soi, comme nous l'avons vu précédemment, le risque portera de plus en plus sur des épisodes météorologiques défavorables de type vague de froid persistante, anticyclone affectant la production éolienne et/ou couverture nuageuse rendant la production photovoltaïque incertaine. Ces phénomènes peuvent se maintenir plusieurs jours consécutifs.
D'autres types de risques existent en lien avec de possibles aléas sur des installations de production. Des difficultés, aux conséquences similaires à celles du phénomène de corrosion sous contrainte rencontré sur le parc nucléaire, ne peuvent être exclues. Ces risques peuvent même être renforcés avec le vieillissement du parc historique.
Enfin, il est possible de considérer que l'indisponibilité des moyens de nos voisins européens, peut constituer un risque complémentaire, comme l'a mis en évidence l'épisode du 4 avril 2022.
Interrogations et enseignements de l'épisode du lundi 4 avril 2022
La situation d'équilibre offre-demande en électricité de la France s'est révélée très tendue ce jour-là. La situation a été la plus critique sur le créneau 7h-9h. Sur cette période, le prix français de l'électricité sur le marché de gros journalier (EPEX spot) a atteint 2 712 €/MWh sur le créneau 7h-8h et 2 987 €/MWh sur le créneau 8h-9h. À titre de comparaison, depuis le début de l'année 2024, le prix moyen français sur ce marché s'élève à 51 €/MWh (prix spot France moyen de l'année 2024 au 14 mai 2024).
La tension sur les marchés reflétait :
- une vague de froid tardive : les températures étaient inférieures de près de 7°C aux normales de saison le matin du 4 avril, entrainant un pic de consommation à 74 GW à 9h soit 14 GW au-dessus des normales de saison ;
- une production réduite sur le territoire national : la capacité nucléaire était réduite en raison d'une disponibilité du parc historiquement faible, avec 26 réacteurs hors service. La production éolienne était également faible : 3,5 GW d'éolien était anticipé pour la pointe du matin contre 9 GW le vendredi précédent ;
- des importations limitées : les capacités d'import totales françaises le 4 avril étaient faibles par rapport aux niveaux constatés en moyenne, notamment sur la zone CWE (Allemagne-Belgique), qui était 4,7 GW en dessous de la capacité moyenne disponible. Ce jour-là, ces capacités d'importations maximales de la France en provenance de l'Allemagne et de la Belgique étaient de 3,7 GW à 7h et de 3,6 GW à 8h. Ces capacités sont particulièrement basses et se situent dans les 2 % des valeurs les plus faibles observées au premier trimestre 2022.
À noter que dès la semaine précédente, RTE avait anticipé cette situation et mis en place plusieurs actions. En particulier, RTE avait émis un signal EcoWatt « orange » pour cette journée.
La commission d'enquête s'est interrogée sur cette journée et en tire les conclusions suivantes :
- la situation de tension s'explique en premier lieu par la situation physique en France (forte consommation, faible production) et tout particulièrement par la baisse soudaine et très significative de disponibilité du parc nucléaire ;
- l'équilibre offre-demande a été réalisé grâce aux leviers habituels : mécanisme d'ajustement, mise en oeuvre de réserves contractualisées (activation des réserves rapides et complémentaires ainsi que du contrat de secours mutuel avec la Suisse) ;
- le fonctionnement des marchés de l'électricité en Europe a été efficace : les flux d'électricité se sont répartis vers les pays en tension (France et Autriche). Dans la mesure où aucun de ces deux pays ne faisait pas face à une situation de défaillance (c'est-à-dire impossibilité de couvrir sa consommation), une répartition a été réalisée pour tenir compte des besoins à l'échelle européenne ;
- les interconnexions avec l'Allemagne se sont avérées très limitées.
La commission d'enquête a souhaité saisir les raisons de cette faiblesse des capacités d'importation électrique en provenance d'Allemagne.
La CRE a notamment publié un rapport512(*) d'analyse et d'enseignements sur le pic de prix sur l'enchère journalière pour le 4 avril 2022. La faiblesse des capacités d'importation d'Allemagne et de Belgique résulterait de trois facteurs qui se sont combinés : une production éolienne au nord de l'Allemagne particulièrement forte venant charger les lignes allemandes, une indisponibilité de la ligne d'interconnexion France-Belgique « Avelin-Mastaing n° 1 » alors en maintenance, et une faible production française proche des frontières belge et allemande.
Les échanges transfrontaliers transitent sur les lignes d'interconnexions et sur les liaisons internes aux différents pays. Or, ces dernières sont également utilisées pour les flux nationaux, au sein de chaque pays. Pour certaines lignes, le cumul des flux nationaux et ceux issus des échanges avec les pays voisins conduisent à un transit trop important et peuvent conduire à des situations de congestion. Ces lignes sont alors qualifiées de « branches critiques » dans le cadre des textes européens qui régissent le fonctionnement du marché intérieur de l'énergie.
Depuis 2019, le droit européen prévoit que les États membres doivent garantir que les capacités d'échange entre pays atteignent 70 % des capacités d'interconnexion (lignes d'interconnexions + branches critiques). Cette disposition vise à éviter que certains États ne sous-dimensionnent le réseau et bénéficient de rentes sur les marchés de l'électricité en limitant les capacités d'échanges aux interconnexions. Elle est applicable depuis le 1er janvier 2020. Plusieurs États, dont la France et l'Allemagne, ont obtenu une dérogation et un échéancier pour l'application de cette disposition. La France a négocié une dérogation jusqu'au 1er janvier 2022, afin de développer et tester les outils de mesure et de validation des capacités nécessaires à sa mise en oeuvre. L'Allemagne a obtenu une dérogation jusqu'au 1er janvier 2026 et une trajectoire de mise en conformité progressive (31 % en 2022, 41 % en 2023, 51 % en 2024 et 61 % en 2025). Les modalités de calcul de cette règle ont été harmonisées en juin 2022 (soit après le 4 avril 2022). Entre le 1er janvier et le 4 juin 2022, chaque État disposait de sa méthode de calcul. Désormais, c'est la méthodologie de calculs européenne harmonisée (et entrée en vigueur en juin 2022) qui s'applique pour effectuer ce calcul.
Interrogée, RTE estime que « les gestionnaires de réseau de transport allemands ont respecté les termes de la dérogation autorisée par la Commission européenne » et affirme n'avoir pas repéré d'irrégularité, ni de dysfonctionnement de l'algorithme d'allocation des flux513(*).
Cependant, sur la base de témoignages oraux crédibles, la commission d'enquête émet des doutes sur ces explications. En fait, il semblerait que l'Allemagne n'ait pas rempli ses obligations de solidarité, pourtant imposées par les règles européennes, et, confrontée à des difficultés sur son propre réseau, ait délibérément réduit ses exportations d'électricité vers la France.
Ce point du reste a fait l'objet d'un courrier d'Agnès Pannier-Runacher, alors ministre de la Transition énergétique, à son homologue allemand. Elle écrivait notamment que l'épisode du 4 avril 2022 « a montré que les capacités d'échange entre l'Allemagne et la France pouvaient devenir particulièrement faibles, en dessous de 5 gigawatts, alors même que des disponibilités de puissance existent en Allemagne (...). Je souhaiterais vivement recevoir des assurances et davantage d'informations sur les actions engagées afin que cette situation ne soit plus susceptible de se reproduire ».
Les gestionnaires de réseaux des deux pays ont tiré les enseignements de cette journée afin de renforcer leur coopération dans ces situations de forte tension sur les marchés. RTE et les autorités françaises ont obtenu que les GRT allemands portent à 41 % de capacités aux échanges européens dès mi-novembre 2022 soit un mois et demi en avance sur le calendrier initial de dérogation négocié par l'Allemagne avec la Commission européenne. Cette mesure a permis d'augmenter les capacités d'importation de la France au cours de l'hiver 2022-2023. Conformément au calendrier initial, le seuil est ensuite passé à 51 % au 1er janvier 2024 et ce seuil est respecté en pratique.
Source : Commission d'enquête, à partir des réponses aux questionnaires de la commission d'enquête adressés à RTE, la CRE et la DGEC.
Dans cette configuration, RTE avance que maintenir le critère de sécurité d'approvisionnement à l'identique, c'est-à-dire « les trois heures », à horizon 2050 « conduirait dans tous les scénarios, à des épisodes de déficit de production beaucoup plus marqués sous l'effet de la plus grande variabilité de la production » ce qui impliquerait « un quasi-triplement du volume d'énergie non-desservie, c'est-à-dire une forte dégradation de la sécurité d'approvisionnement en France »514(*).
Compte tenu de ces éléments, il apparaît nécessaire de faire évoluer, à long terme, le critère relatif à la sécurité d'approvisionnement.
b) Face à des évènements non désirés, la résilience du système électrique doit progresser
(1) Une préoccupation légitime dans un contexte instable
Avec les combats autour du barrage de Kakhovka, de la centrale nucléaire de Zaporija et de nombreuses installations électriques dans tout le pays, la guerre en Ukraine rappelle avec acuité que les infrastructures électriques sont des cibles stratégiques.
Le contexte international se traduit également par une exacerbation de la menace cyber contre les institutions et les acteurs économiques, dont les opérateurs énergétiques, des pays occidentaux, notamment européens.
D'autres événements, comme la crise sanitaire liée au covid-19, ou encore les phénomènes climatiques récurrents et parfois extrêmes conduisent la commission d'enquête à s'interroger sur notre capacité à anticiper et faire face à ces évènements et à questionner la résilience du système électrique français.
(2) Une prise en compte croissante de la notion de résilience en France et en Europe récemment renforcée pour le secteur électrique
De façon générale ces dernières années, la notion de résilience s'est affirmée comme un impératif à prendre en compte par les politiques publiques.
Le dernier acte en ce sens est la stratégie nationale de résilience515(*) (SNR) validée par le cabinet de la Première ministre en avril 2022. La SNR a conduit à l'adoption d'une nouvelle directive générale interministérielle de défense et de sécurité nationale (DGI n° 320), qui recense notamment les plans nationaux en matière de sécurité, de gestion de crise et de résilience (voir annexe 4516(*)).
Dans ce cadre, les documents les plus importants en matière électrique sont :
- le plan de préparation aux risques dans le secteur de l'électricité publié en février 2022. Ce plan découle directement du règlement européen 2019/941 qui dispose que les États membres sont tenus de coopérer au niveau régional et, s'il y a lieu, bilatéralement. Ce plan se concentre sur les conséquences possibles d'une crise sur le fonctionnement du système électrique. ;
- le plan de défense et de reconstitution du réseau (RTE). Sa viabilité a été testée à l'occasion d'exercices associant les gestionnaires de réseau (RTE, Enedis) et l'État (administration centrale et services déconcentrés) ;
- chaque administration ou opérateur d'importance vitale a la charge exclusive d'élaborer et de mettre en oeuvre son propre plan de continuité d'activité (PCA) au titre de la résilience électrique. Le fait d'élaborer un PCA constitue une obligation légale517(*). Ces PCA visent à assurer le fonctionnement des activités essentielles des administrations et des opérateurs ainsi que la disponibilité des ressources indispensables au déroulement de leurs activités ;
- le dispositif de sécurité des activités d'importance vitale (SAIV) conçu et piloté par le secrétariat général de la défense et de la sécurité nationale518(*) (SGDSN). La politique de SAIV, historiquement centrée sur la protection physique des infrastructures notamment contre les actes terroristes, a évolué vers d'autres menaces et prend mieux en compte les infrastructures électriques. Les opérateurs d'importance vitale (OIV) doivent par ailleurs rédiger un plan particulier de protection (PPP) spécifique, pour chaque point d'importance vitale, dans lequel le sujet de la continuité d'alimentation électrique est abordé. L'appropriation au niveau européen du dispositif SAIV était un des objectifs de la présidence française de l'Union européenne de janvier à juin 2022. Ce dispositif est aujourd'hui entièrement refondé dans le cadre de la transposition de la directive dite REC : « résilience des entités critiques ».
Au niveau européen, le contexte international a donné un coup d'accélérateur aux négociations qui ont abouti à l'adoption de recommandations et de directives. Ces règles visent à poser des standards minimaux relatifs à l'évaluation des risques et aux stratégies nationales de résilience et visent à harmoniser progressivement le niveau de protection et de résilience du réseau électrique dans les pays membres. Il s'agit notamment de :
- la directive sur la résilience des entités critiques (directive REC), entrée en vigueur le 16 janvier 2023, cible les secteurs qui fournissent des services essentiels au maintien de fonctions vitales pour la société. Le premier secteur cité est l'énergie. Les États membres devront avoir recensé les entités critiques pour les secteurs énumérés dans la directive d'ici au 17 juillet 2026 et fait adopter des mesures pour renforcer la résilience de ces entités ;
- la directive du même jour visant à assurer un niveau élevé commun de cybersécurité dans l'ensemble de l'Union (directive SRI2).
En réponse à la commission d'enquête, la DGEC estime que « les directives REC et SRI2 permettent d'offrir un socle minimal commun de résilience à tous les opérateurs de l'UE. Ces derniers ne sont aujourd'hui pas tous couverts par un dispositif comparable à celui mis en oeuvre en France. »519(*)
(3) Au-delà de la planification, l'enjeu de l'opérationnalité de ces mesures
Si l'exercice de planification est nécessaire, il n'est pas suffisant en soi pour s'assurer de l'opérationnalité des mesures en cas de la survenance d'événements non désirés.
Il a été porté à la connaissance de la commission d'enquête un certain nombre de mesures, par exemple en matière de multiplicité de plans et de documents de référence, d'exercices pratiques, de mise en place de moyens d'intervention, qu'elle n'a pas eu le temps d`évaluer.
À titre d'exemple, la DGEC estime dans sa réponse écrite au questionnaire de la commission d'enquête que « le plan national de continuité électrique pourrait être mis à jour à l'aune des enseignements des derniers exercices de crise ».
Un autre exemple est avancé par RTE dans sa réponse au questionnaire de la commission d'enquête. Plusieurs producteurs d'électricité ne sont pas classés comme opérateurs d'importance vitale (OIV), alors que EDF l'est. RTE précise ainsi que : « il pourrait être opportun d'examiner si le niveau de résilience de ces acteurs est satisfaisant, et le cas échéant le classement de certaines de ces entreprises en OIV avec application des obligations afférentes y compris celles relatives à la cybersécurité. »520(*)
Compte tenu de l'importance du sujet de la résilience du système électrique dans un contexte géopolitique troublé, la commission d'enquête estime important que des investigations complémentaires puissent être menées par l'exécutif et le Parlement dans le cadre de prochains travaux.
c) Les pistes de réflexion de la commission d'enquête pour faire évoluer la doctrine de sécurité d'approvisionnement à terme.
La commission d'enquête identifie trois grandes problématiques en matière d'évolution souhaitable de la doctrine de sécurité d'approvisionnement : une définition à affiner, une orientation à exprimer en volume horaire ou en énergie et un questionnement sur la souveraineté.
(1) Une définition de la sécurité d'approvisionnement à affiner
RTE contribue à retenir une version restrictive du critère de sécurité d'approvisionnement puisque dans le critère des « trois heures », il n'y a en réalité que deux heures de délestage, c'est-à-dire de coupures, qui arrivent après une heure de défaillance, définie comme le risque de recours aux moyens exceptionnels.
En complément, le gestionnaire du réseau mène depuis déjà 2019 des « stress tests » qui visent précisément à mesurer la profondeur des défaillances possibles, qui peuvent être importantes mais sont d'une probabilité très faible521(*). Cet outil est désormais intégré dans les études de RTE depuis 2021.
Cependant, il considère toujours que la définition du critère de la défaillance est « fruste » pour reprendre son qualificatif.
Cet indicateur « basé uniquement sur la durée moyenne de défaillance, ne permet pas de caractériser finalement la nature des risques, leur probabilité d'occurrence et leur impact »1. Depuis 2017, RTE juge ainsi utile « d'aller au-delà du critère pour disposer d'une analyse plus circonstanciée des risques en matière de sécurité d'approvisionnement »522(*).
Les récentes expérimentations sur la baisse de puissance, présentées dans l'encadré ci-après, peuvent aussi constituer des pistes qui permettent de gérer des périodes de fortes tensions. Les zones rurales sont souvent affectées par les coupures sans que soient prises en compte toutes les conséquences. À titre d'exemple, 30 minutes de coupure électrique dans une poterie, suffit à mettre à mal toute la production. Il est donc nécessaire de veiller à des critères équitables et soucieux des situations particulières, notamment en zone rurale.
La réduction de puissance des particuliers, un nouveau levier ?
Le gestionnaire de réseau de transport peut théoriquement, et a déjà pratiqué localement à de rares occasions, une baisse de la tension de 5 % qui permet de réduire la puissance soutirée sans réel impact sur les usagers.
À la demande des pouvoirs publics, Enedis a conduit une nouvelle expérimentation sur le territoire du Puy-de-Dôme en février 2024. Elle a consisté à limiter la puissance électrique disponible de clients résidentiels à 3 000 watts (W) durant deux heures maximum par foyer comprises entre 06h30 et 13h30 et entre 17h30 et 20h30 maximale. Cette puissance est suffisante pour permettre le fonctionnement des équipements courants (éclairage, réfrigérateur, congélateur, télévision, recharge de téléphone, connexion internet, ...).
Chez les 120 000 clients concernés, les signaux envoyés aux clients ont fonctionné : leur consommation a baissé de 20 % à 25 % s'est félicitée la présidente du directoire d'Enedis, Marianne Laigneau, lors de son audition par la commission des Affaires économiques du Sénat, le 27 mars 2024.
Cette réduction de puissance, annoncée à l'avance à comparer avec de possibles coupures, pourrait être un nouvel outil en cas de tension sur le système électrique. Cette expérimentation qui s'est déroulée sur une zone plutôt rurale, doit être conduite également sur une ou des métropoles de France.
Source : Commission d'enquête
(2) Une orientation à exprimer entre volume horaire ou volume d'énergie
L'étude des Futurs énergétiques 2050 met en évidence que maintenir le critère des trois heures à l'identique à horizon 2050 impliquerait « un quasi-triplement du volume d'énergie non-desservie, c'est-à-dire une forte dégradation de la sécurité d'approvisionnement en France ».523(*)
Afin de l'éviter, RTE « a retenu dans sa modélisation le principe d'un maintien du niveau de service actuel, c'est-à-dire un volume moyen d'énergie non distribuée de l'ordre de 10 GWh. (...) Projeté en 2050, ce même niveau conduit à la réduction de la durée moyenne de défaillance, qui atteindrait autour d'une heure par an dans tous les scénarios, contre trois heures aujourd'hui ».524(*)
Sans se prononcer sur le fond, la commission estime que les développements consacrés à cette évolution nécessitent un débat public.
(3) Un niveau de souveraineté à déterminer
Dans un scénario défavorable combinant notamment des hypothèses d'indisponibilité de moyens internes, de vague froid, de crise géopolitique aux frontières de l'Europe et d'exportations de nos voisins réduites, la sécurité d'approvisionnement pourrait être en question.
Il semble important à la commission d'enquête que cette approche soit intégrée dans l'approche probabiliste de RTE525(*).
Il est clair que la prise en compte de la contribution des interconnexions dans le critère public n'est pas, en tant que tel, un facteur de fragilisation de la sécurité d'approvisionnement, dès lors qu'elle ne conduit pas à surestimer la contribution réelle des pays voisins.
La commission souhaite également souligner le caractère réciproque de cette interdépendance qui n'est pas une dépendance unilatérale de la France à ses voisins. Dans les rares situations où la France doit importer pour couvrir son équilibre national offre-demande, les imports ne portent que sur quelques pourcents des besoins (15 % au maximum) pendant quelques heures. Ils émanent de pays qui dépendent davantage de la France que le contraire et n'ont donc aucun intérêt à ne pas respecter les règles communes.
La situation de crise rencontrée lors de l'hiver 2022-2023 a mis en évidence que les interconnexions avaient fonctionné conformément à ce qui était attendu et avaient permis d'éviter des situations de tension, notamment l'envoi de signaux Ecowatt rouge.
Il est aussi clair qu'écarter les interconnexions a un coût pour la collectivité qui n'est pas négligeable. Pour autant, il est légitime qu'un débat s'installe sur la vision politique de la sécurité d'approvisionnement.
Il pourrait par exemple être pertinent de fixer un critère de sécurité électrique minimal basé sur un fonctionnement souverain afin de garantir le socle de notre sécurité électrique et un critère standard plus élevé intégrant les interconnexions.
La commission d'enquête estime que sur l'ensemble des points évoqués relatifs à la sécurité d'approvisionnement et à la résilience du système électrique, il convient d'engager une réflexion approfondie faisant l'objet d'une concertation et à laquelle doit être associé le Parlement.
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Recommandation n° 17 |
Destinataires |
Échéance |
Support/action |
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Associer le Parlement à l'actualisation de la doctrine de sécurité d'approvisionnement électrique |
Gouvernement (ministère chargé de l'Énergie) et RTE |
2025 |
Débat avant décision législative / réglementaire |
* 501 La loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV).
* 502 RTE dans son Bilan prévisionnel pour 2015, p. 12, définit cet arbitrage d'intérêt général entre « d'une part, les avantages que retirent les consommateurs du fait d'un moindre risque de rupture d'approvisionnement et, d'autre part, le coût supporté par la collectivité des moyens supplémentaires d'offre de production et d'effacement de consommation qu'il faut développer pour réduire ce risque ».
* 503 Décret n°2021-1781 du 23 décembre 2021.
* 504 Ces réservent sont répartie en réserve primaire, réserves secondaire et tertiaire. Sur la base de prévisions que RTE qualifie de prudentes, les besoins totaux de réserves opérationnelles à l'horizon 2050 sont estimés entre 4 et 9 GW au total dans les différents scénarios, contre près de 3 GW aujourd'hui.
* 505 Décret n°2006-1170 du 20 septembre 2006 relatif aux bilans prévisionnels pluriannuels d'équilibre entre
l'offre et la demande d'électricité.
* 506 L'article 6 prévoyait que le ministre chargé de l'énergie arrêterait la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité en s'appuyant sur « un bilan prévisionnel pluriannuel établi au moins tous les deux ans ».
* 507 RTE, réponse au questionnaire de la commission d'enquête.
* 508 Clean energy package.
* 509RTE, étude Proposition pour la mise à jour du critère de sécurité d'approvisionnement du système électrique français, non datée.
* 510 AIE et RTE, étude Conditions et prérequis en matière de faisabilité technique pour un système électrique avec une forte proportion d'énergie renouvelables à l'horizon 2050, janvier 2021.
* 511 RTE, Futurs énergétiques 2050, p. 143.
* 512 CRE, Analyse et enseignements sur le pic de prix sur l'enchère journalière pour le 4 avril 2022, 2022.
* 513 RTE signale qu'en raison des contraintes de réseau sur une branche critique allemande et alors que l'Autriche et la France étaient toutes deux en situation tendue, la France a pu importer environ 3100 MW depuis l'Allemagne et la Belgique entre 7 et 9h (contre une capacité maximale depuis ces pays comprise entre 3600 et 3700 MW) et à l'Autriche a pu importer environ 1700 MW depuis l'Allemagne (contre une capacité maximale comprise entre 4900 et 5300 MW). L'algorithme a donc logiquement bien privilégié la France, pays le plus tendu de la zone.
* 514 RTE, Futurs énergétiques 2050, p. 290.
* 515 Voir la communication du Gouvernement : https://www.sgdsn.gouv.fr/nos-missions/anticiper-et-prevenir/developper-et-structurer-la-capacite-de-resilience-de-la-nation
* 516 Directive Générale Interministérielle relative à la Planification de défense et de sécurité nationale, annexe 4, disponible sur ce lien : https://www.legifrance.gouv.fr/download/pdf/circ?id=45441
* 517 Article L 2151-1 du code de la défense repris dans l'IGI n°6600.
* 518 SGDSN, site internet : https://www.sgdsn.gouv.fr/files/files/Publications/plaquette-saiv.pdf
* 519 Réponse au questionnaire de la commission d'enquête
* 520 RTE, réponse au questionnaire de la commission d'enquête.
* 521 Il s'agit d'appréhender un scénario critique dans lequel, par exemple, surviendrait une vague de froid intense, une indisponibilité simultanée de plusieurs réacteurs nucléaires, une situation de vent faible ou très faible en Europe ou en France.
* 522 RTE, réponse au questionnaire de la commission d'enquête.
* 523 RTE, Futurs énergétiques 2050, p. 291.
* 524 Ibid.
* 525 L'approche probabiliste consiste, pour RTE, à confronter les niveaux d'offre et de demande « en simulant le fonctionnement du système électrique européen au pas horaire sur une année entière. Ces simulations prennent en compte les principaux événements susceptibles de menacer la sécurité d'approvisionnement : les vagues de froid qui peuvent entraîner de fortes variations de la puissance appelée, les indisponibilités des groupes de production qui peuvent réduire la capacité disponible, les apports hydrauliques variables qui peuvent restreindre le productible sur plusieurs semaines voire plusieurs mois et la variabilité des productions éolienne et photovoltaïque ». RTE, bilan prévisionnel 2015, p. 13.