BILAN PRÉVISIONNEL de l équilibre offre-demande d électricité en France

BILAN PRÉVISIONNEL de l équilibre offre-demande d électricité en France SYNTHÈSE ÉDITION 215

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 215», et notamment toute perte d exploitation, perte financière ou commerciale.

SYNTHÈSE Synthèse du Bilan prévisionnel 215 L année 215 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 élaboration de la prochaine programmation pluriannuelle de l énergie, cette expertise contribue aux travaux menés sur la sécurité d approvisionnement. L année 215 est aussi celle de la mise en œuvre opérationnelle 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 prévisionnelle 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 Consommation électrique en France continentale hors activité d enrichissement d uranium TWh 5 48 46 44 42 4 38 21 22 23 Consommation brute 24 25 26 27 28 Consommation corrigée Cône d incertitude pour la croissance du PIB français 2,5% 29 21 211 212 213 214 Bilan prévisionnel 214 en pointillés La consommation d électricité est stable depuis plusieurs années. Corrigée des aléas climatiques, la consommation électrique de la France continentale est relativement stable depuis 211, 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. 2,% 1,5% 1,%,5%,% 21 211 212 213 214 215 216 217 218 219 22 Historique Médian Bas Haut L'évolution de la croissance économique est un déterminant important de la demande électrique, notamment industrielle et tertiaire. Aussi le Bilan prévisionnel s appuiet-il sur des trajectoires contrastées de PIB, basées sur un large panel de prévisions émanant de sources externes reconnues. Outre le contexte socio-économique, les effets de l évolution démographique, des mesures d efficacité énergétique, de l émergence de nouveaux usages et du prix de l électricité sont également pris en compte dans les scénarios d évolution de la consommation. BILAN PRÉVISIONNEL de l équilibre offre-demande d électricité en France I ÉDITION 215 3

SYNTHÈSE Consommation intérieure annuelle d électricité de la France continentale (à température de référence, hors enrichissement de l uranium) 52 Bilan prévisionnel 214 en pointillés 51 5 TWh 49 48 47 Historique Variante Haute Scénario Référence Variante MDE renforcée Variante Basse 46 45 44 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 218 219 22 Décomposition de la croissance de la consommation intérieure France continentale dans le scénario «Référence» TWh 52 5 48 46 44 42 477 TWh 23 TWh 8 TWh -24 TWh 484 TWh Sur un horizon de moyen terme, la consommation d électricité se stabilise. Dans le scénario «Référence», la demande électrique de la France continentale est estimée à 482,9 TWh à l horizon 219, contre 488,4 TWh dans l édition précédente. Tous les scénarios étudiés prennent en compte les effets des mesures d efficacité énergétique. Ainsi, entre 214 et 22 dans le scénario «Référence», l amélioration de l efficacité énergétique permet une économie de 24 TWh, portée à 8 % par les secteurs du bâtiment, résidentiel et tertiaire. 4 Consommation 214 Volumes & autres Nouveaux usages & transferts Efficacité énergétique Consommation 22 La pointe a augmenté deux à trois fois plus vite que l énergie dans les années 2. Part de marché du chauffage électrique dans la construction neuve 8% 7% 6% Les puissances maximales annuelles appelées ont fortement augmenté au fil des années. Cette dynamique de la pointe s explique pour l essentiel par le développement important du chauffage électrique, particulièrement soutenu entre 25 et 29 avec une part de marché dans la construction neuve supérieure à 6 %. 5% 4% 3% 2% 1% % 21 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 S1 214 Total électrique Pompes à chaleur Joule Source : BatiEtude La croissance de la pointe de consommation ralentit et rejoint celle de l énergie. Les mesures d efficacité énergétique, et en particulier la réglementation thermique 212 dans la construction neuve, infléchissent 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 fil des ans pour atteindre des niveaux de croissance équivalents à ceux de la consommation en énergie sur la période 215-22. 4

Prévisions de l indicateur de la pointe «à une chance sur dix» et comparaison avec le Bilan prévisionnel 214 17 16 Bilan prévisionnel 214 en pointillés GW 15 14 13 12 11 1 99 98 Variante Haute Scénario Référence Variante MDE renforcée Variante Basse 97 214-215 215-216 216-217 217-218 218-219 219-22 La projection à moyen terme de l indicateur «pointe à une chance sur dix» est revue à la baisse de,6 GW environ à l horizon de l hiver 218-219 dans le scénario «Référence» par rapport au Bilan prévisionnel 214. La thermosensibilité de la consommation est bien plus importante en France que dans le reste de l Europe. 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. Du fait du poids du chauffage électrique, la France est le pays où l impact de conditions climatiques sévères sur Monotone des pics annuels d appel de puissance par scénario climatique Scénario «Référence» pour l année à cheval 216-217 12 11 1 9 GW 8 7 France Allemagne Espagne Italie Grande-Bretagne 6 5 4 3 % 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 1% BILAN PRÉVISIONNEL de l équilibre offre-demande d électricité en France I ÉDITION 215 5

SYNTHÈSE 2. Évolution de l offre d électricité Le devenir des centrales au fioul et des cycles combinés au gaz se précise sur les deux prochains hivers, mais les incertitudes restent fortes après 217. Les six installations au fioul susceptibles d'être fermées à fin 215 en raison de leur non conformité aux nouvelles normes environnementales pourront finalement fonctionner en respectant les exigences européennes, sans que soient engagées de lourdes et coûteuses opérations de Hypothèses du parc thermique à flamme et comparaison avec le Bilan prévisionnel 214 2 18 16 14 12 dépollution. Ainsi, ces unités seront toutes disponibles sur l hiver 215-216, offrant 3,8 GW de capacités supplémentaires par rapport au Bilan prévisionnel 214. Cette amélioration de la disponibilité du parc thermique est renforcée, mais dans une moindre mesure, par la disponibilité de cycles combinés au gaz précédemment annoncés sous cocon. L année 215 verra par ailleurs la fermeture des derniers groupes charbon de 25 MW, qui n ont pas fait l objet de travaux de mises en conformité avec les limites d émission entrant en vigueur le 1 er janvier 216. Au-delà du premier hiver, l avenir des groupes fioul tout comme celui des cycles combinés au gaz reste incertain et dépendra de leurs conditions de rentabilité. Des hypothèses prudentes sont donc adoptées. Les premières fermetures de groupes fioul interviennent fin 216 et la tendance s amplifie en 217, réduisant la capacité de la filière à seulement 1,3 GW à partir de l hiver 217-218. Des cycles combinés au gaz sont à nouveau mis sous cocon dès l hiver 216-217 mais la mise en service de deux nouveaux groupes sur les hivers 216-217 puis 218-219 compense partiellement ces mises à l arrêt temporaires. MW 1 8 6 4 2 214-15 215-16 216-17 217-18 218-19 219-2 Cycles combinés au gaz Charbon Fioul Turbines à combustion BP 214 Les énergies renouvelables poursuivent une dynamique de croissance. Après une augmentation notable du rythme de développement des installations éoliennes et photovoltaïques en 214, avec plus de 9 MW de puissance installée sur l année dans chacune des deux filières, la dynamique de progression des énergies renouvelables se poursuit sur l horizon de moyen terme. Hypothèses d évolution du parc éolien terrestre Hypothèses d évolution du parc solaire photovoltaïque 16 1 14 9 MW 12 1 8 MW 8 7 6 5 6 4 4 2 23 25 27 29 211 213 215 217 219 3 2 1 23 25 27 29 211 213 215 217 219 Puissance installée dans l année (historique) Puissance installée dans l année (prévision) Puissance cumulée en fin d année (historique) Puissance cumulée en fin d année (prévision) Puissance installée dans l année (historique) Puissance installée dans l année (prévision) Puissance cumulée en fin d année (historique) Puissance cumulée en fin d année (prévision) 6

Un rythme de développement de 1 MW par an est retenu pour la filière éolienne terrestre. Cette dynamique s explique par l amélioration des conditions de financement, la stabilisation du contexte réglementaire et tarifaire, ainsi que la simplification des procédures et la réduction des délais d instruction des projets. Pour la filière 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 MW en 219 et de 1 MW supplémentaires en 22. Dans le photovoltaïque, l hypothèse de développement retient l installation de 1 MW en 215 puis de 7 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 176 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 transition énergétique : l arrêt de Fessenheim en 216 ; 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 fin 218. Dans une logique prudente, la disponibilité de cette nouvelle centrale est supposée réduite au cours de l hiver 219-22. Un fonctionnement nominal est atteint dès l hiver suivant. Hypothèses d évolution du parc nucléaire MW 63 5 63 62 5 62 61 5 61 6 5 6 214-15 215-16 216-17 217-18 218-19 219-2 Hypothèse de l arrêt de Fessenheim en 216 Hypothèse de l arrêt de Fessenheim à la mise en service de l EPR de Flamanville La part des effacements de marché augmente significativement. 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 216-217. Dans ce contexte de relative stabilité, la répartition entre les différents mécanismes d effacement évolue toute fois assez fortement, du fait de la contraction des effacements tarifaires et du développement des effacements de marché, qui représentent près de 8 % du volume total d effa cements à l horizon 22. Cette hypothèse ne tient pas compte de l effet du mécanisme de capacité qui pourrait faire émerger des capacités d effacements supplémentaires. BILAN PRÉVISIONNEL de l équilibre offre-demande d électricité en France I ÉDITION 215 7

SYNTHÈSE 3. Les hypothèses européennes La France au carrefour des échanges européens À l échelle européenne, les infrastructures de réseau contribuent notamment à optimiser l utilisation des moyens de production 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 électrique ouest-européen réalisée pour le Bilan prévisionnel permet de prendre pleinement en compte l influence des échanges d électricité aux frontières sur l équilibre offredemande 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 simplifiée, à celle mise en œuvre pour la France. Ces hypothèses, propres à RTE, reposent sur une veille des marchés européens ainsi que sur des consultations menées auprès d acteurs du système électrique européen (gestionnaires de réseau de transport, producteurs, opérateurs d effacement ). 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 27 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 amélioration continue de l efficacité énergétique. En Europe de l Ouest, les projections de la demande électrique totale de la zone étudiée affichent des taux de croissance annuels moyens très modérés à l horizon 22. Les énergies renouvelables poursuivent leur développement, mais les dynamiques sont très contrastées selon les pays. L Europe du Sud a tiré parti du fort potentiel de développement des filières solaire et éolienne. En Espagne, l énergie produite par la filière éolienne représente 22 % du mix énergétique, et en Italie, l énergie produite par la filière photovoltaïque représente 1 % du mix. Consommation d électricité sur les pays analysés 2 6 2 55 2 5 2 45 TWh 2 4 2 35 Historique Variante Haute Référence Variante Basse 2 3 2 25 2 2 2 15 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 218 219 22 8

Cependant, après des années de dynamique forte, ces filières marquent désormais le pas du fait de la remise en question des politiques de soutien. Part de la consommation couverte par les énergies renouvelables pour l année 214 En 214, l Allemagne et le Royaume-Uni ont porté près de deux tiers de la croissance des parcs éolien et photovoltaïque des douze pays étudiés. Au 1 er janvier 215, l Allemagne dispose de la plus grande capacité installée d Europe de l Ouest pour les filières 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 affichent des taux d utilisation faibles partout en Europe. Porté par des perspectives positives, l essor de la filière des cycles combinés au gaz a été très rapide dans de nombreux pays. L Espagne (25 GW de puissance installée en 214), 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 filière 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 214. > 45 % > 35 % et < 45 % > 25 % et < 35 % > 15 % et < 25 % < 15 % La baisse de la consommation, la chute du prix des quotas CO 2 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 étudiés, les hypothèses retenues pour le Bilan prévisionnel Parc de cycles combinés au gaz installé au 1 er janvier 215 Hypothèses d évolution de la capacité des cycles combinés au gaz entre 215 et 22 1, 2,9 27,7 9, 3 GW 2 GW et < 3 GW 1 GW et < 2 GW < 1 GW pas de cycle combiné au gaz baisse > 3 GW 1 < baisse < 3 GW < baisse < 1 GW stable hausse < 2 GW 3,5 15,1 5,7 2,4 4, 25,2 36,8 BILAN PRÉVISIONNEL de l équilibre offre-demande d électricité en France I ÉDITION 215 9

SYNTHÈSE Parc nucléaire installé au 1 er janvier 215 Hypothèses d évolution de la capacité nucléaire entre 215 et 22 9,4,5 3,9* 12,1 5 GW 1 GW et < 2 GW 5 GW et < 1 GW < 5 GW pas de nucléaire baisse > 3 GW 1 < baisse < 3 GW < baisse < 1 GW stable pas de nucléaire 63,1 3,2 7,3 * puissance disponible sont une décroissance nette de la capacité globale de production des cycles combinés au gaz d environ 15 GW à 22, 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 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 215 et 222. 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 remplacement de tranches existantes. Le projet le plus avancé est celui de deux tranches EPR prévues aux alentours de 225. 1

4. Analyse prévisionnelle de l équilibre offre-demande L'analyse de l'équilibre offre-demande du Bilan prévisionnel prend en compte les deux hypothèses «enveloppes» d'évolution du parc nucléaire. Par ailleurs, en raison des incertitudes qui entourent les filières des cycles combinés au gaz et des groupes fioul, notamment au-delà de 217, le Bilan prévisionnel 215 retient des hypothèses de capacités de production thermique 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 215-22. Le diagnostic de l équilibre offre-demande du Bilan prévisionnel 215 se caractérise par des marges significatives sur les deux prochains hivers. Sous l hypothèse de l arrêt de Fessenheim en 216, les marges se réduisent jusqu à l apparition d'un léger besoin de capacité à l hiver 217-218. Ce déficit se résorbe dès l hiver suivant. Sur l hiver 215-216, la marge est de l ordre de 4,8 GW et s explique essentiellement par le maintien des groupes fioul, mais aussi par la disponibilité de cycles combinés 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 fioul, conjugués à de nouvelles mises sous cocon de cycles combinés au gaz. À l hiver 217-218, quatre groupes fioul sont supposés arrêtés, ce qui entraîne un léger déficit 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 fioul permet de dégager des marges significatives. La situation s'améliore dès l hiver 218-219 avec la mise en service d un second cycle combiné au gaz, puis à l hiver 219-22 avec la mise en service de l EPR de Flamanville, ainsi que le raccordement des nouveaux parcs éoliens terrestres et maritimes. Sous l hypothèse de l arrêt de Fessenheim à la mise en service de l EPR de Flamanville, les marges restent significatives 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 significativement sur les hivers suivants. Elles sont sur l'ensemble de l'horizon 215-22 supérieures à 1 2 MW. Marge ou déficit de capacité à moyen terme Hypothèse de l arrêt de Fessenheim en 216 Scénario de consommation «Référence» Marge ou déficit de capacité à moyen terme Hypothèse de l arrêt de Fessenheim à la mise en service de l'epr Scénario de consommation «Référence» 6 7 5 4 4 8 6 5 4 8 MW 3 2 1-1 1 2 1 7 3-2 MW 4 3 2 1 3 2 1 8 1 3 1 2 215-216 216-217 217-218 218-219 219-22 Hiver 215-216 216-217 217-218 218-219 219-22 Hiver Marge/déficit Scénario de consommation Référence Hypothèse d arrêt de Fessenheim en 216 Marge - Variante Maintien des cycles combinés au gaz Marge - Variante Maintien des cycles combinés au gaz et des groupes fioul Marge/déficit 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 fioul BILAN PRÉVISIONNEL de l équilibre offre-demande d électricité en France I ÉDITION 215 11

SYNTHÈSE Elles sont plus élevées dans les variantes étudiées avec la présence des centrales au gaz ou fioul. Le Bilan prévisionnel 215 fait apparaître une amélioration de la sécurité d approvisionnement par rapport au Bilan prévisionnel 214. Cette amélioration résulte de l activation des leviers possibles identifiés par RTE en 214 : maintien a minima jusqu en 217 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 particulier les producteurs et opérateurs d effacements à maximiser leurs capacités disponibles et joue un rôle dans le maintien de moyens d'extrême pointe. Les interconnexions contribuent fortement à la sécurisation 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 1 GW en situation de pointe au cours des prochaines années. Le développement des interconnexions mais également 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 contribution. 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. 12

5. Le développement des énergies renouvelables et besoins de flexibilité La progression continue des énergies photovoltaïques et éoliennes en France et en Europe modifiera 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 accommoder de la variabilité croissante de la consommation résiduelle, définie comme la consommation brute diminuée des productions fatales. Plus la consommation résiduelle est variable, plus les productions pilotables devront être flexibles pour suivre les évolutions de la consommation résiduelle et garantir l équilibre offre demande à tout instant. Le Bilan prévisionnel 215 esquisse un premier éclairage sur ces questions et fournit une première estimation des besoins de flexibilité journaliers et hebdomadaires à l horizon 23, en s appuyant sur les deux scénarios long terme du Bilan prévisionnel 214 les plus ambitieux en matière d'énergies renouvelables («Diversification» et «Nouveau mix»). La consommation résiduelle se réduit globalement à 23 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 renouvelables, la consommation résiduelle est plus faible qu actuellement. En particulier, les productions renouvelables Monotones de consommation résiduelle en France pour différents scénarios Consommation résiduelle (GW) 12 1 8 6 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 Heures de l'année Actuellement Scénario Diversification 23 Scénario Nouveau mix 23 font baisser significativement les minima de consommation résiduelle tandis qu elles atténuent dans une moindre mesure les valeurs maximales. Les productions éolienne et photovoltaïque impactent différemment la variabilité de la consommation résiduelle et les besoins en flexibilité. Avec une production centrée essentiellement entre 1 h et 16 h, la production photovoltaïque permet de diminuer la consommation résiduelle en journée. Cet effet est particulièrement marqué en été, alors que la consommation est peu élevée et que la production photovoltaïque est importante. La pointe de 19 h est en revanche peu affectée, ce qui Scénario D «Nouveau mix» 23 Démographie 23 Réseau d interconnexion Énergies renouvelables Part du nucléaire haute modérée basse Croissance économique Prix CO 2 et combustibles Efficacité énergétique OFFRE Nucléaire Thermique base/semi-base Pointe Hydraulique y compris turbinage des STEP Autres énergies renouvelables DEMANDE Consommation Pompage Solde exportateur 26 % 13 % % 2 % 5 % 516 TWh 93 % 49 % Transports électriques BILAN PRÉVISIONNEL de l équilibre offre-demande d électricité en France I ÉDITION 215 13

SYNTHÈSE Variabilité journalière de la consommation résiduelle : indicateur en énergie (gauche) et en puissance (droite) 8 3 GWh/jour 7 6 5 4 3 2 +14% +17% GW 25 2 15 1 +2 % +2 % 1 5 Actuellement Scénario Diversification Scénario Nouveau mix Actuellement Scénario Diversification Scénario Nouveau mix Variabilité hebdomadaire de la consommation résiduelle : indicateur en énergie 7 conduit à creuser l écart entre le «creux de l après-midi» et la pointe du soir. Ainsi dans les scénarios «Nouveau mix» et «Diversification», la variabilité journalière de la consommation résiduelle apparaît plus importante qu aujourd hui. GWh/semaine 6 5 4 3 2 +37% +54% 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 consommation résiduelle et dans une proportion plus importante que l augmentation observée au pas journalier. 1 Actuellement Scénario Diversification Scénario Nouveau mix 14

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