REDUCTION DE LA DEPENDANCE ENERGETIQUE DE LA BRETAGNE

REDUCTION DE LA DEPENDANCE ENERGETIQUE DE LA BRETAGNE 40

9.2 REDUCTION DE LA DEPENDANCE ENERGETIQUE DE LA BRETAGNE Joseph Le Mer, Président, reprend la parole. Le sujet, lui aussi stratégique, a été initié publiquement par Investir en Finistère dès 2009. Les activités économiques de notre département doivent se mettre à l abri de tout aléa d approvisionnement électrique qui pourrait aller jusqu à un black-out. C est pour cela qu il est aujourd hui tout simplement nécessaire d installer une unité de production d électricité ici, à la pointe bretonne. Cette nécessité n enlève rien, au contraire, à celle de maîtrise et d économie de la consommation d énergie comme à la nécessité de développer les énergies renouvelables. Il n y a pas d antagonisme ; il y a une vérité de nécessité de complémentarité. En effet, le solaire, l éolien et les énergies hydroliennes, vont nécessiter pendant encore de nombreuses années des développements. Beaucoup de bureaux d études, de chercheurs et d inventeurs y travaillent mais il est clair que toutes les énergies douces et les énergies renouvelables ne suffiront jamais pour la simple raison que nous ne maîtrisons pas la météo. Toutes ces énergies ont besoin d une base stable, où, s il n y a ni vent, ni soleil, si c est marée basse, ce n est pas grave : on tourne un bouton et on va disposer d une capacité de production si on accepte ce besoin indispensable. Comment inciter un entrepreneur à s installer dans notre département si nous ne pouvons pas lui assurer une production d électricité stable? Je passerai la parole à Olivier Choffrut, notre consultant sur ce thème après que Françoise Lelann vous ait rappelé les principales dates et actions menées par l association sur ce thème pendant l année écoulée. Françoise Lelann présente un tableau récapitulatif de l action du groupe de travail «Energie». GROUPE DE TRAVAIL ENERGIE Dates Thèmes 9 juillet 2010 Rendez-vous avec le Préfet du Finistère 27 septembre 2010 Rendez-vous avec le Président du Conseil Général du Finistère 14 décembre 2010 Signature du Pacte Electrique Breton 17 janvier 2011 Inauguration du Poste de transformation de Calan / annonce de l appel d offre d une centrale à cycle combiné au gaz 21 mars 2011 BMO : plan énergie climat 8 avril 2011 Pacte Electrique Breton Groupe de travail «sécurisation de l approvisionnement électrique» 19 avril 2011 Conférence Bretonne de l énergie Séance plénière 17 Juin 2011 Rendez-vous RTE Réunion Préfet du Finistère lancement de l appel d offre d une centrale à cycle combiné au gaz Un rappel de quelques dates phares et qui montrent l importance qu Investir en Finistère a eue dans ce domaine pour mobiliser l ensemble des acteurs et faire en sorte que la nécessité d une centrale à cycle combinée au gaz devienne évidente pour tous. 42

PLANNING APPEL D OFFRE CCCG Investir en Finistère àl initiative sur la préconisation d implantation d une centrale à cycle combiné au gaz. 23 Juin 2009 : Lors de son AG, Investir en Finistère préconise l implantation d une centrale à cycle combinégaz, complétant les mesures de maîtrise de la demande en électricitéet de développement des énergies renouvelables, en particulier marines. Objectif : 30% de production endogène bretonne Mars 2010 : Dîners-débat organisés par Investir en Finistère avec les têtes de liste principales aux élections régionales. 29 juin 2010 : Lors de son AG, Investir en Finistère confirme la nécessité de cet équipement. 6 juillet 2010 : La nécessité d une centrale thermique est évoquée lors de la 2 ème Conférence de l Energie. 24 septembre 2010 : Présentation du «Pacte Electrique Breton». Confirmation du projet d implantation d une centrale thermique de 450 MW. Décembre 2010 : «Signature du Pacte Electrique Breton». 17 Janvier 2011 : Confirmation par E. Besson, lors de l inauguration du poste de transformation de Calan, d un prochain appel d offre pour la CCCG. 27 juin 2011 : Lancement de l appel d offre. 28 décembre 2011 : Clôture de l appel d offre. Olivier Choffrut, consultant du cabinet Zelya Energy, commente les résultats de l étude menée pour Investir en Finistère : Bonsoir à tous, Alors, quel est l intérêt de présenter à nouveau des scénarios deux ans plus tard? C est Investir en Finistère qui a lancé la problématique. Nous avions déjà révélé des scénarios, à l époque, il y a deux ans, mais pour le Finistère. Aujourd hui ils sont étendus à la Bretagne. Mais avant un petit retour sur les deux années qui viennent de passer dans le monde de l énergie pour que vous ayez tous les mêmes repères et que vous compreniez mieux ce qui va suivre. Il y a eu un moratoire sur le solaire photovoltaïque, dont vous savez les conséquences : cela a été très dur pour les petits comme pour les gros projets. C est donc difficile pour cette filière aujourd hui. Pour l hydraulique c est un peu la même chose. Il y a les poursuites de contrats qui permettent le financement sur la durée de ces installations, mais nous sommes dans un vide juridique aujourd hui. Pour ce qui concerne l éolien, il y a un classement ICPE (Installations Classées pour la Protection de l Environnement) qui est en cours, cela va concerner toutes les éoliennes d ici le 1 er juillet 2012 et des grosses incertitudes sur les recettes fiscales pour les collectivités, avec bien entendu des freinages locaux. Nous étions donc sur 3 sources d énergies renouvelables pourtant assez réputées, qui se retrouvent considérablement freinées. A cela se sont rajoutés deux nouveaux éléments dans le paysage énergétique : l appel d offres off-shore, qui concerne aussi la Bretagne, et l appel d offres pour la centrale à cycle combiné au gaz, qui lui concerne le Finistère. Un paysage contrasté donc, avec d un coté, des modes d énergies renouvelables aujourd hui peu soutenus et de l autre deux grosses filières assez connues, qui demandent, pour l une, l off-shore, à être lancée en France et pour l autre à mise en place en Finistère. 43

L appel d offres pour la centrale à cycle combiné au gaz a été lancé par le gouvernement, sous couvert du régulateur d énergie (CRE)) avec une tranche (nous parlions de deux tranches ici il y a deux ans) donc 450MW, ce qui représente environ le tiers d une grosse centrale nucléaire. Sa durée de fonctionnement est libre, mais en pratique, ce type de centrale fonctionne entre 3 000 et 6 000 heures par an (sur sur durée annuelle totale de 8760h). 2010/2011 : LES SCENARIOS SE PRECISENT Appel d offre sur la centrale àcycle combinéau gaz : 450 MW (405/495 MW) durée de fonctionnement libre rendement global : >54% disponibilité 100% date de mise en service : 2015 Appel d offre à venir sur la production éolienne offshore : 5 sites retenus en France, dont Saint Brieuc 3000 MW au total dont 500 MW pour Saint Brieuc Durée de fonctionnement moyenne : 3000h Date de mise en service : 2015 Un 2 ème appel d offre devrait intervenir avant avril 2012 Pour revenir à la consommation électrique bretonne, sans surprise, elle augmente plus fortement que la moyenne nationale. Elle est dominée par la consommation des ménages, ce qui explique pourquoi les mesures de réduction de la consommation concernent d abord ce secteur. Viennent ensuite l industrie et les services. La part des transports est résiduelle aujourd hui (le TGV n étant pas encore intégré). ANALYSE DE LA CONSOMMATION ELECTRIQUE BRETONNE 22 500 20 000 17 500 15 000 12 500 10 000 7 500 5 000 2 500 0 Evolution de la consommation par secteur (2002-2008) 2002 2004 2005 2006 2007 2008 transports agriculture services publics/éclairages industrie tertiaire résidentiel La consommation de tous les secteurs a augmenté entre 2002 et 2008 (de +17% à +32%) sauf celui des services et éclairages publics (-13%). Répartitionde la consommationpar secteur en 2008 27% 1% 3%1% 24% 44% Le résidentiel reste le principal secteur consommateur. Les mesures de maîtrise de la demande en électricité sont prioritairement à mener sur l habitat. 44

Plus intéressantes : ce sont les projections. Pourquoi nous intéressons-nous aujourd hui à ces scénarios? Comme on en a parlé, une conférence de l énergie a préparé le pacte breton. Cette conférence de l énergie bretonne a abouti à des scénarios à l échelle régionale qui reposent sur un certain nombre d hypothèses qui ont été discutées, sur la consommation, sur les énergies renouvelables et, fait nouveau, sur une centrale à cycle combiné. Notre travail a donc été de réfléchir à comment prendre ses scénarios dans le contexte de l empreinte des énergies renouvelables qui ont été fragilisées et sont sans grandes perspectives audelà d une année, et quel poids, quel impact aura une centrale à cycle combiné dans le bilan global? C est pour cela que nous avons repris les projections faites par la Région et que nous nous sommes permis de réfléchir à des variantes, en scénario haut et en scénario bas. Vous avez ici les deux projections : HYPOTHESES DE CONSOMMATION ELECTRIQUE BRETONNE 2015 / 2020 / 2025 +3,6% +1,6% +0,3% +4,6% +1,6% +2,4% + 10,8% entre 2005 et 2010 Selon le scénario, l écart de consommation est de 1000 GWh (soit l équivalent de la production totale éolienne bretonne 2010). Or le scénario de la région et IEF haut est très ambitieux. Les deux projections (Région et IEF bas) sont ambitieuses car elles tablent sur seulement 1% d augmentation de la consommation à l horizon 2020. Cela nous paraît faible car l historique montre plutôt du 2,1 % d augmentation moyenne sur 2006-2010, qu a priori la population bretonne va augmenter (prévisions INSEE) et par ailleurs si l on développe des énergies renouvelables en grande capacité, c est bien pour couvrir cette progression. Si l on reprend les hypothèses de RTE, ce qui a été notre choix, on aboutit à une différence qui est assez négligeable. Négligeable, tout est relatif. C est quand même 1 000 GWh, soit l équivalent de la production éolienne bretonne, mais à peine 5% de la consommation totale. Les 2 scénarios tablent sur une forte maîtrise de la consommation, ce qui est la position adoptée par Investir en Finistère dès le départ, et de chaque acteur plus globalement aujourd hui. Il ne faut pas seulement agir pour produire, mais il faut aussi consommer mieux, en fonction des instruments de production dont on dispose. Le différence entre les 2 scénarios est donc assez faible et l enjeu n est probablement par sur l ampleur de la consommation. 45

Maintenant, les hypothèses en termes de production : HYPOTHESES DE PRODUCTION ELECTRIQUE BRETONNE 2015/ 2020 / 2025 Le cabinet Zelya Energy a réalisépour Investir en Finistère une analyse critique des objectifs fixés dans le cadre de la Conférence Bretonne de l Energie et proposéses propres scénarios. Type de production Energie éolienne terrestre Energie éolienne maritime Énergie hydraulique et marémotrice Énergie hydrolienne Région Hyp. basse Multiplication par 3 de la puissance (1800 MW en 2020) fonctionnement 2000h/an Région Hyp. haute Multiplication par 5 de la puissance (2500 MW en 2020) fonctionnement 2000h/an 500 MW en 2015 1000 MW en 2020 fonctionnement 2900h/an Développement anecdotique par rapport àaujourd hui (environ 280MW / 2000h/an) Développement limité(10 MW en 2020) fonctionnement 1000-3000h/an Commentaires IEF Développement probablement plus restreint (réglementation Grenelle II => classement ICPE / 5 turbines minimum, acceptabilité ) Même hypothèse pour 2015 revu àla baisse pour 2020 (objectif très ambitieux) Même hypothèse Même hypothèse IEF Hyp. basse 1000MW vers 2020 500 MW en 2015 et 2020 280MW / 2000h/an 1000h/an vers 2020 IEF Hyp. haute 1200MW vers 2020 500 MW en 2015 et 750 MW en 2020 3000h/an vers 2020 Concernant l éolien terrestre, les hypothèses du Pacte Breton nous semblent très ambitieuses. La filière est arrivée à une relative maturation ; les sites bien ventés étant déjà exploités et la réglementation se durcissant. Les sites potentiels sont de plus en plus difficiles à trouver et le développement de cette filière n a pas à notre sens de perspectives plus élevées que 1000 à 1200MW additionnels. Pour l éolien marin, la situation est différente puisque l on part de zéro. Nous avons pris en compte l appel d offre en cours (500MW), de même que la Région. Le problématique porte sur le 2 ème appel d offres : aura-t-il lieu et si oui, pour quelle puissance? 5 zones ont été sélectionnées, avec précaution dans le cadre du 1 er appel d offre. En trouvera-t-on d autres? Nous sommes partis du principe que cela ne serait pas le cas, dans notre hypothèse basse et qu on développerait encore 50% de puissance additionnelle par rapport au 1 er appel d offre (soit 250MW) dans notre hypothèse haute. Sur les énergies hydrauliques et marémotrices, les scénarios d Investir en Finistère et de la Région sont identiques ; à savoir un statu quo par rapport à ce qui existe aujourd hui. Il ne semble pas y avoir de perspectives de développement importantes même si des débats existent entre des syndicats professionnels et la DREAL. Des estimations de 80 à 100 MW de capacités additionnelles potentielles sont parfois évoquées mais les études n ont pas été publiées et ne sont donc pas expertisées. Pour l énergie hydrolienne, c est difficile d établir une prospective. La filière n est pas encore au stade industriel. Il existe des prototypes. Il y a pas mal de projets, de sociétés qui sont engagées dans la recherche et le développement. On pourrait croire qu en 2020 on pourrait avoir des perspectives assez intéressantes. On va rester sur les hypothèses de la Région soit un développement relativement faible car les enjeux sont à peu près les mêmes que sur l éolien offshore (conflits d usage en mer). 46

HYPOTHESES DE PRODUCTION ELECTRIQUE BRETONNE 2015 / 2020 / 2025 Type de production Energie thermique (cycle simple) Energie thermique à cycle combiné Région Hyp. basse Région Hyp. haute Pas d hypothèse => conservation de la moyenne observée entre 2002 et 2009 Capacité405 MW (2015) fonctionnement 2000h/an Co-génération Global : 154 MW (2020) 5000h/an dont Biomasse / méthanisation : 50 MW (2020) 8000h/an Capacité495 MW (2015) fonctionnement 6000h/an Global : 224 MW (2020) 5240h/an dont Biomasse / méthanisation : 120 MW 6666h/an Photovoltaïque 150MW (2015) / 400 MW (2020) 1000h/an Commentaires IEF Les TAC de Dirinon et Brennilis devraient disparaître avant 2020. Mise en service 2015 peu probable (procédures administratives ICPE, travaux de raccordement réseaux gaz /électrique ) Objectif un peu ambitieux (complexitédémarches administratives (ICPE), conflits d usage ) Ressource faible + Moratoire de l Etat + conflits d usage + délais de raccordement => hypothèses très optimistes IEF Hyp. basse Arrêt de 50% de la puissance existante dès 2016 405 MW 3000h/an en 2020 / 4000h/an en 2025 Biomasse / méthanisation : 40 MW (2020) 8000h/an 50MW (2015-2020) IEF Hyp. haute Arrêt de 100% de la puissance existante dès 2016 495 MW 5000h/an en 2020 / 6000h/an en 2025 Biomasse / méthanisation : 80 MW (2020) 8000h/an 100MW (2015) puis 150 MW (2020) On a réinséré des hypothèses sur les centrales thermiques «classiques» de Brennilis et Dirinon (non considérées dans le Pacte Electrique Breton). La clef est de savoir dans quelle mesure elles seraient maintenues après 2015. Lorsqu on fait la synthèse des éléments connus, rien n est clair. Ce qui pourrait émerger serait que la nouvelle centrale à cycle combiné au gaz se substituerait aux centrales thermiques classiques. Dans le scénario haut, les centrales thermiques classiques ne fonctionneraient plus, remplacées par la CCCG ; dans le scénario bas, elles continueraient à fonctionner en support, à hauteur de 50%. Pour la centrale à cycle combiné au gaz, nous avons repris les conditions de l appel d offre (450 MW / -10% / +15%). La durée de fonctionnement étant libre, nous avons pris une hypothèse basse qui est basée sur la durée moyenne observée sur ce mode de production (semi-base) ; et une hypothèse haute qui est de 5000-6000h/an, en tenant compte que les prévisionnistes prévoient des demandes plus fortes et plus volatiles et donc des besoins plus étalés dans le temps et un fonctionnement quasiment de base. Cette durée de fonctionnement n est pas encore observée aujourd hui mais possible techniquement. Pour la cogénération, ce n est pas facile à scénariser pour la simple raison que si la filière est soutenue aujourd hui, c est pour la simple production de chaleur et peu pour la production d électricité même si les installations peuvent le faire. On a pris des hypothèses comparables mais avec un fonctionnement en base. Concernant le photovoltaïque, on a restreint beaucoup les projections (400MW), plus importantes que l appel d offre national attendu, qui nécessiteraient de grandes surfaces. Vous connaissez les impacts du moratoire, vous connaissez les impacts d usage au niveau agricole, les délais de raccordement et le soutien de l Etat qui n existe plus vraiment à l horizon de plus d un an. On a quand même supposé 100MW, ce qui est beaucoup, en 2015, dans le scénario haut et 150MW en 2020. Pour vous donner un ordre de grandeur, ce n est même pas ce qu a la PACA, qui est une région pourtant ensoleillée. Cela permet de soulever le dernier point, qui est que d avoir des objectifs aussi élevés avec un ensoleillement qui n est que de 1000h par an (contre 1500h pour les régions les plus favorables) ; c est supposer qu un système de soutien incitatif public serait mis en place. Voilà ce que donnent les scénarios. Pour certains, il faut juste vous rappeler qu au niveau de la consommation, seul notre scénario haut prend en compte des hypothèses plus fortes sur l augmentation de la consommation que celles de la Région. 47

C est donc à chaque fois le dernier grand histogramme qui marque une consommation plus élevée. La centrale à cycle combiné est en jaune. Dans certains cas sa contribution est réduite (scénarios bas de la Région). Ce qui ne veut pas dire qu elle n existe pas mais que les autres moyens de productions pris dans les hypothèses prennent une part plus importante dans la couverture des besoins. CONTRIBUTION DES DIVERS MODES DE PRODUCTION SELON LES DIFFERENTES HYPOTHESES 2015 / 2020 / 2025 Part (en %) des productions électriques exogènes / endogènes bretonnes Importations (en %) 91,2% 75,4% 80,6% 64,3% 67,1% 59,5% 76,1% 43,2% 65,0% 74,3% 66,4% Contribution CCCG (en %) 3,6% 0% 13,2% 11,0% 3,4% 5,0% 12,6% 10,5% 6,3% 11,9% mix énergétique adapté pour couvrir les déficits et les pics, permettant de diminuer la dépendance électrique entre 17 et 24% en 16 ans. La CCCG contribue àce résultat àhauteur de 10/12% pour la Bretagne (Finistère : 40/45%). Plus important encore que la couverture des besoins annuels, c est d abord la couverture des pics de consommation qui importe. Dans ce cas l optique est différente, on va regarder la puissance qui est appelée chaque jour, chaque heure, chaque minute. La question est donc de couvrir la demande qui est cumulée et qui est énorme par rapport à l heure précédente ou au jour précédent. En attendant qu il existe des moyens de stockage de l électricité produite par des énergies du type soleil ou vent, il faut pour «couvrir la pointe», le pic de consommation, un moyen de production que l on puisse appeler facilement et qui pourra monter en puissance rapidement. En dehors des moyens de production de base (cogénération) et de pointe (centrales de Brennilis et Dirinon), les seules autres solutions fiables sont l éolien offshore (même s il est intermittent à l origine) et bien sûr la centrale à cycle combiné au gaz. Nous avons donc intégré ces divers moyens dans l analyse de couverture de la pointe que nous avons réalisée. 48

CONTRIBUTION DE LA CCCG POUR LA POINTE Pacte Breton hyp. basse Pacte Breton hyp. haute Taux de couverture 2015 Taux de couverture 2020 7,5% 9,6% 8,2% 10,8% IEF hy. basse 5,6% 6,0% IEF hyp. haute 8,2% 6,7% Le taux de couverture par la production endogène des pointes de consommation en 2010 était de 4,1%. La CCCG contribuera donc à augmenter sensiblement cette couverture et àneutraliser le risque de black-out. Il s agit ici de couverture des pics pour la Bretagne. Si l on regarde au niveau du Finistère, on passerait avec l implantation de la centrale à cycle combiné à une couverture de l ordre de 30 à 40%. Et on ne parle ici que d une seule tranche de 450MW pour la centrale. Dans le cas d une deuxième tranche, vous doublez le pourcentage. Autre point qu il ne faut pas oublier, c est que l implantation d une telle centrale dans le Finistère va alléger les sollicitations du réseau sur les autres départements bretons. Pour finir, je vais vous dresser le bilan de ce que l on peut dire aujourd hui. Une centrale à cycle combiné, ce n est pas la panacée, tout le monde en convient. Mais dans la situation dans laquelle se situe la Bretagne et le Finistère en particulier, cela reste le seul moyen de couvrir la pointe. Cela n empêche pas le développement des énergies renouvelables, d ailleurs toutes nos hypothèses sont fondées sur leur développement également pour couvrir une partie éventuellement de la pointe et du bilan. Donc là n est pas la question, ce sont des moyens complémentaires et il ne faut pas oublier l intérêt spécifique d une centrale à cycle combiné qui est d apporter une capacité de pointe dans le cas d une demande de pointe. Ce type de centrale est un outil de production à partir d énergie fossile. Aujourd hui ce n est pas très différent d une centrale thermique de type Dirinon, sinon qu elle est nettement plus efficace, beaucoup plus puissante, qu elle produit beaucoup plus et qu elle pollue deux fois moins. Il en existait 9 en France fin 2010 (11 accords de raccordement enregistrés). Elles permettent de ne pas importer d énergie au niveau français et de couvrir nos besoins. Aujourd hui, concernant l appel d offres pour la centrale à cycle combiné, l enjeu sera de tenir les délais. L horizon 2015 est très court, notamment en ce qui concerne les 100 km de raccordement au gazoduc. Un opérateur a réussi à construire une centrale en 2 ans, mais cela a nécessité un bon choix de site, une bonne coopération des techniciens de réseaux ce qui n est pas toujours le cas, une bonne implication des administrations régionale et départementale, une implication forte des élus et un soutien de la population, même s il n est pas à 100%. Dans notre cas le problème sera donc la tenue des délais et notamment le raccordement de 100km de gazoduc. 49

Joseph Le Mer remercie Olivier Choffrut de son intervention et propose aux participants de poser leurs questions sur le thème abordé. Hervé Moulinier, Directeur de THALES Brest, Président du Pôle Mer Bretagne : j ai un commentaire sur l hydrolien, il s agit d une énergie non intermittente ; tous ceux qui naviguent savent que l onde des marées se propage, et donc on injecte en permanence sur le réseau. Le facteur de charge de toutes les études qui ont été faites est plutôt de l ordre de 40%. Par ailleurs les 10MW prévues sont un peu timides par rapport à ce qui est en cours de développement pour 2020. Cela étant, je ne conteste pas le fait que, pour effacer la pointe et d autant plus que c est une énergie de semi base et pas de pointe, il n y a pas d autre solution que d avoir une centrale à cycle combiné à la pointe de la Bretagne. De ce fait, on ne peut pas essayer d attirer des entreprises dans le Finistère, s appeler Investir en Finistère et rejeter les énergies marines. Joseph Le Mer : plus l hydrolien saura produire et moins les centrales d appoint fonctionneront. 50