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Flux n° 54 Octobre - Décembre 2003
Planification du réseau
de transport d’électricité
et maîtrise de la demande d’électricité :
vers une complémentarité des objectifs ?
Boris Bailly
Frédéric Rosenstein
e produit « électricité » n’est pas un produit comme les
autres : ce bien, pas (ou peu) stockable, nécessite pour être
transporté une adéquation en temps réel entre l’offre et la
demande ; cela impose un fonctionnement calé sur une courbe
de charge variable selon l’intensité des besoins. La pointe d’appel de puissance instantanée maximale (en hiver en métropole,
en été dans les DOM), c’est-à-dire l’instant où le réseau transporte le plus d’électricité, dimensionne ainsi les infrastructures
de production, de transport et de distribution.
L
Par ailleurs, l’électricité, contrairement aux autres énergies
doit être présente partout sur le territoire national (« droit à
l’électricité »), pour des raisons économiques, sociales et
d’aménagement du territoire. Elle est de plus incontournable
dans la plupart des équipements et services qui deviennent, en
quelque sorte, dépendants de leur alimentation électrique, en
particulier du fait du développement des équipements électroniques embarqués (automatismes, programmateurs d’équipements électroménagers…) et de la présence dans les équipe-
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Dossier
ments énergétiques non électriques (chaudières par exemple)
d’auxiliaires électriques indispensables à leur fonctionnement.
Comme cela a pu être observé lors des événements climatiques
de 1999, lorsque la desserte électrique est interrompue, l’ensemble du système de production économique ainsi que les services rendus aux populations sont directement et profondément
pénalisés.
Les particularités technologiques de la filière électrique,
marquées par des exigences de coordination forte entre les différents maillons que sont la production, le transport et la distribution se sont traduites par une organisation industrielle fondée
sur l’intégration verticale et le monopole. Ce phénomène a été
particulièrement développé en France du fait d’une architecture administrative et politique fortement centralisée. Cette situation de monopole a incité la puissance publique à soumettre
l’entreprise nationale EDF à des objectifs de politique énergétique, industrielle, macro-économique ou encore d’aménagement du territoire. Un des principaux résultats des politiques
Point de vue d’acteurs
mises en œuvre par EDF a été à travers le développement de la
filière nucléaire de doubler l’indépendance énergétique de la
France entre le premier choc pétrolier et 2000.
Aujourd’hui, à ces impératifs d’indépendance énergétique,
toujours poursuivis (pour des raisons bien compréhensibles de
sécurité d’approvisionnement), s’ajoutent de nouveaux objectifs politiques :
- lutte contre le changement climatique ;
- ouverture des marchés de l’énergie ;
- renforcement de la politique d’aménagement du territoire
et décentralisation.
Ces éléments de contexte font connaître aujourd’hui au
paysage énergétique une forte évolution, transférant à la partie
demande du système électrique un rôle nouveau que nous analyserons dans la première partie de cet article. Nous verrons
dans un second temps, comment ces transformations se traduisent sur le terrain.
LA
DEMANDE AU CŒUR DU SYSTÈME
Les trois éléments de contexte cités plus haut vont engendrer
des mutations profondes dans l’organisation du système électrique : l’aspect demande va devenir une variable de premier
plan pour la gestion du réseau qu’il faudra prévoir, planifier, et
de plus en plus, maîtriser. Le réseau de transport d’électricité,
maillon central de la chaîne, va quant à lui trouver son rôle renforcé, à la fois comme contrainte physique et comme source
statistique de données.
Lutte contre le changement climatique et
maîtrise de la demande d’électricité
La lutte contre l’effet de serre, reconnue comme priorité nationale (1), constitue aujourd’hui un des axes majeurs de la politique énergétique (environ 70 % des émissions de gaz à effet de
serre sont dues au CO2, 90 % du CO2 provenant de la combustion de l’énergie). L’élaboration, par la Mission
Interministérielle de l’Effet de Serre (MIES), du « Plan Climat
2003 » témoigne de cet engagement (2).
La part de la maîtrise de la demande d’électricité (MDE)
dans l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre
représenterait environ 2,2 MteCO2, sur un total de 58,7
MteCO2 (3). La prise en compte de ces efforts de MDE dans les
prospectives de consommation est éminemment stratégique
pour la planification du réseau de transport, puisque sa dimen-
sion dépend de la quantité d’électricité transitée, donc consommée.
S’agissant de la production décentralisée d’électricité (cogénération, cycle combiné au gaz, éolien), les objectifs s’élèvent
à 7,4 MteCO2. Il s’agit là d’électricité « injectée » dans le
réseau, dont les contraintes physiques doivent être connues afin
de planifier au mieux le développement de ces sources de production.
Ouverture du marché de l’électricité
Le processus de libéralisation du marché de l’électricité a
démarré en France par l’adoption de la loi n° 2000-108 du 10
février 2000 relative à la modernisation et au développement
du service public de l’électricité, transposition française de la
directive européenne de 1996. Depuis cette date, l’organisation
du paysage électrique français a profondément évolué ; le secteur a vu apparaître de nouveaux acteurs et de nouvelles activités : d’une situation où l’opérateur historique avait le monopole sur chacun des éléments (production, transport, distribution,
commercialisation) de la chaîne de valeurs, on est passé à une
situation, où d’une part, les activités de production et de commercialisation sont ouvertes à la concurrence (seuls les clients
ayant une consommation supérieure à 7 GWh/an peuvent choisir librement leur fournisseur, mais cette limite devrait disparaître d’ici 2007) et d’autre part, le transport est dissocié des
autres activités et est reconnu comme étant en monopole naturel.
RTE, entité indépendante de EDF sur le plan de la gestion et
du management, gestionnaire du réseau public de transport
d’électricité, est ainsi en charge : de l’entretien, de l’exploitation
et du développement du réseau ; de la sûreté de l’équilibre
offre-demande, de la sûreté de fonctionnement du système
électrique et de l’organisation de l’accès au réseau public de
transport pour tous ses utilisateurs.
L’activité de distribution reste dans le giron de EDF pour
l’instant mais devrait tout comme l’activité de transport devenir
indépendante des activités concurrentielles, ceci afin d’être en
conformité avec la prochaine directive relative à l’achèvement
de la libéralisation des marchés intérieurs de l’électricité et du
gaz naturel.
La régulation des marchés de l’électricité et du gaz est assurée par la CRE (Commission de Régulation de l’Énergie), autorité administrative indépendante.
Dossier
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Flux n° 54 Octobre - Décembre 2003
On notera également l’apparition de nouvelles activités
favorisée notamment par le développement des NTIC
(Nouvelles Technologies de l’Information et des
Communications) : trading, bourse électronique, responsable
d’équilibre… On observe aussi une évolution des grands opérateurs qui, soumis à une forte concurrence sur le prix du kWh,
cherchent à devenir multi-énergies et à proposer plus des services que le simple produit kWh.
On quitte donc un schéma où le gestionnaire du réseau du
transport, intégré dans l’ensemble du système productiondemande, n’est qu’un « passeur », dont le rôle est d’assurer le
transport d’un bien qu’on cherche à vendre en quantité.
Aujourd’hui, RTE se trouve dans une position où la réduction
ou la maîtrise des consommations d’électricité ne constitue pas
forcément une perte financière dans la mesure où celle-ci peut
venir « soulager » le système en générant des économies d’investissements dans de nouvelles capacités ou en accompagnant
des programmes d’investissement longs à mettre en œuvre dans
des zones en déficit d’approvisionnement.
Politique d’aménagement du territoire
et décentralisation
Les deux derniers gouvernements ont très clairement renforcé,
chacun à leur manière, leur politique d’aménagement du territoire. Le premier (gouvernement Jospin 1997-2002) par un arsenal législatif dense et un rattachement clair entre cette politique
et les objectifs environnementaux (création du Ministère de
l’Aménagement du Territoire et de l’Environnement), le second
(gouvernement Raffarin) par une volonté d’associer les collectivités aux grandes décisions d’aménagement et par la préparation d’une loi relative à la décentralisation.
Le cadre législatif de refonte de la politique d’aménagement du territoire dessiné par le gouvernement Jospin était très
clairement orienté vers le développement durable : loi n° 99533 du 25 juin 1999 d’orientation pour l’aménagement et le
développement durable du territoire (LOADDT dite « loi
Voynet »), loi n° 99-586 du 12 juillet 1999 relative au renforcement et à la simplification de la coopération intercommunale (ou « loi Chevènement ») et loi n° 2000-1208 du 13
décembre 2000 relative à la solidarité et au renouvellement
urbains (SRU, ou « loi Gayssot-Besson »). Ces textes de loi
introduisent de nouveaux modes de coopération entre l’État et
les territoires (4) d’une part, entre les territoires eux-mêmes
d’autre part.
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Dossier
S’agissant de la gestion de l’énergie, les collectivités locales
sont rappelées dans les textes :
- d’une part à leur rôle d’autorité concédante, ayant capacité de gérer de manière coordonnée l’arrivée des énergies
sur leur territoire,
- d’autre part à leur capacité d’orienter la demande d’énergie, en particulier dans le domaine des transports.
Enfin, le décret relatif au Schéma de services collectifs de
l’énergie (SSCE, cf. encadré), promulgué en avril 2002, accompagne et entraîne ce mouvement de décentralisation des politiques énergétiques. Institué par l’article 22 de la loi Voynet, ce
document définit notamment les objectifs, à l’horizon des vingt
années à venir, en matière d’exploitation des ressources locales
d’énergies renouvelables, d’action de maîtrise de l’énergie, de
perspectives d’évolution des réseaux de transport d’énergie.
Le SSCE constitue un instrument de suivi et de mise en
cohérence des actions à mettre en œuvre dans un objectif de
réduction des émissions de gaz à effet de serre, notamment en
sollicitant l’appui du niveau territorial. En particulier pour la
Région, mais plus généralement pour l’ensemble des territoires,
le SSCE fournit des outils nécessaires à l’élaboration d’une politique énergétique locale, en recherchant une pertinence entre
chacun des niveaux d’actions. Ce document, préparé par l’État
en concertation avec les vingt-six régions de programme, renforce le rôle que peuvent jouer les Conférences régionales
d’aménagement et de développement du territoire dans la planification énergétique (5), et invite à la création d’observatoires
régionaux de l’énergie.
Le schéma relève d’ailleurs que « pour la mise en œuvre
des choix stratégiques de la politique d’aménagement et de
développement durable du territoire à laquelle concourt le
schéma de services collectifs de l’énergie, il est évidemment
indispensable de s’appuyer sur les acteurs locaux dans l’élaboration d’une “politique énergétique régionale “. Le niveau
régional paraît en effet, à ce stade, le niveau le plus pertinent
pour définir, décider, développer et évaluer les actions d’économie d’énergie, valoriser les EnR et développer ou maintenir
des infrastructures de stockage et de transport d’énergie ».
Lutte contre le changement climatique, ouverture des marchés à la concurrence, aménagement du territoire : qu’ils
soient mondiaux, européens ou nationaux, les objectifs de ces
politiques appellent tous à une planification coordonnée des
Point de vue d’acteurs
Le Schéma de services collectifs de l’énergie
Le rôle de la région
Le schéma de services collectifs de l’énergie invite chaque Conférence régionale à l’aménagement et au développement du territoire (CRADT) à rattacher à son fonctionnement une commission régionale de suivi du SSCE.
Cette commission, coprésidée par l’État et la Région, constituera un puissant outil politique, chargé de la mise en
cohérence des orientations de long terme inscrites dans le schéma régional avec la programmation d’actions de
moyen terme, financées dans le cadre des Contrats de plan État-Régions. Cette commission devra en effet veiller
« à la bonne mise en œuvre des actions prévues dans (ce) cadre ». Elle est de plus « engagée à mettre en place des
mécanismes d’évaluation spécifiques des projets financés ».
Cette articulation entre deux univers temporels était déjà inscrite dans la loi n° 99-533 du 25 juin 1999, l’article 11 prévoyant que les schémas de services collectifs soient révisés « au plus tard un an avant l’échéance des
Contrats de Plan État-Régions » ; le SSCE rappelle cette exigence, indiquant que « cette révision sera l’occasion
pour les régions de présenter leurs programmes d’actions concernant le développement des énergies renouvelables
et l’utilisation rationnelle de l’énergie au niveau local ».
Pour remplir ses missions, la commission régionale de suivi du schéma de services collectifs de l’énergie pourra s’appuyer sur un réseau (« Observatoire régional de l’énergie ») ; l’analyse des vingt-six contributions au SSCE
montre d’ailleurs que près de la moitié des régions françaises exprime le besoin de se doter d’un tel outil (Alsace,
Aquitaine, Champagne-Ardenne, Languedoc-Roussillon, Picardie, Poitou-Charentes, Provence-Alpes-Côte d’Azur,
Rhône-Alpes, Guadeloupe, Guyane, Martinique, Réunion). Deux configurations sont alors possibles : les travaux
statistiques (en particulier élaboration d’un bilan énergétique) peuvent être sous-traités auprès d’un bureau
d’études, ou bien être réalisés « en interne », par une personne recrutée au niveau régional. Cette dernière option
permet un meilleur suivi des travaux sur le long terme, mais ne fait pas consensus, car elle induit des dépenses de
fonctionnement que l’on cherche généralement à contenir. On rappellera également que le Schéma de Services
Collectifs de l’Énergie confie à l’Observatoire de l’économie de l’énergie et des matières premières, instance interministérielle placée auprès de la DGEMP, la responsabilité de la coordination des réseaux locaux, notamment pour
maintenir la cohérence de l’ensemble des données statistiques entre les différentes régions et le niveau national.
réseaux de transport de l’énergie, et en lien plus étroit avec le
niveau territorial. Dans les faits, comment cela se concrétiset-il ?
LA
PLANIFICATION DES RÉSEAUX DE TRANSPORT
SUR LE TERRAIN : À LA CROISÉE DE
LOGIQUES CONTRADICTOIRES OU
COMPLÉMENTAIRES ?
On l’a vu, sur le papier, les éléments sont réunis pour faire de
la pierre « planification des réseaux » deux coups « gestion du
transport de l’électricité » et « maîtrise de la demande ». Nous
analyserons dans cette partie comment ce schéma théorique se
traduit sur le terrain à travers deux exemples : d’une part,
concrètement, les impératifs de gestion des réseaux sont-ils toujours compatibles avec les objectifs environnementaux ?
D’autre part, l’entrée en jeu des territoires dans le débat relatif
à la planification de l’énergie est-elle de nature à favoriser systématiquement les projets de maîtrise de la demande d’électricité ?
Prise en compte des potentiels MDE et PDE
(production décentralisée d’électricité) dans la
planification
Les prévisions de consommation électrique (énergie et puissance) pour justifier des renforcements de réseaux régionaux font
souvent l’objet de débats : en effet, il est parfois reproché au
gestionnaire du réseau de transport de n’intégrer les politiques
de Maîtrise de la Demande d’Électricité (MDE) qu’à la marge,
en particulier dans ses prévisions de croissance de la consommation électrique.
Pour RTE, l’allongement des procédures et la remise en
cause de ses prévisions locales de croissance de la demande
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Flux n° 54 Octobre - Décembre 2003
entraînent une fragilisation croissante d’un certain nombre de
zones où le réseau est saturé. Outre les risques accrus pour la
clientèle (en termes de sécurité et de qualité de desserte), il y a
des possibilités réelles de pertes d’implantations industrielles ou
tertiaires de la zone concernée, la qualité de la desserte électrique étant l’un des critères retenus par de nombreuses entreprises en développement, dont la compétitivité dépend de plus
en plus de procédés à haute technologie. C’est donc le développement économique local et l’emploi qui peuvent être en
cause au travers de ces projets.
La circulaire du 9 septembre 2002 relative au développement des réseaux publics de transport et de distribution de
l’électricité précise certains points sur l’intégration de la MDE et
de la PDE (production décentralisée d’électricité) dans l’exercice de planification : après avoir statué de la nécessité d’une
concertation au niveau régional entre RTE, chargé de l’élaboration de la planification du développement du réseau public de
transport, et les différents acteurs régionaux concernés, la circulaire précise que RTE n’est pas compétent pour arbitrer entre
la solution de développement de réseau qu’il présente et des
solutions alternatives faisant appel à des actions de MDE et de
PDE. La MDE et la PDE ne sont prises en compte dans l’évaluation de la demande uniquement en tant qu’actions déjà
décidées par les autorités ou les opérateurs concernés et non
pas en tant qu’actions programmables dans l’exercice de planification.
Force est de constater qu’actuellement la MDE et la PDE en
tant qu’alternative ou accompagnement aux projets de développement d’infrastructures de transport d’électricité ne sont
pas encore inscrites dans les politiques publiques ; elles le sont
pourtant en ce qui concerne les réseaux de distribution. Ainsi le
projet de directive relative à l’achèvement de la libéralisation
des marchés intérieurs de l’électricité et du gaz naturel inscrit la
MDE et la PDE dans la planification des réseaux mais uniquement ceux de distribution et donne au gestionnaire de réseau de
distribution le rôle d’intégrer la MDE et la PDE dans ses schémas de planification : « Lors de la planification du développement du réseau de distribution, le gestionnaire du réseau de distribution envisage des mesures d’efficacité énergétique/gestion
de la demande et/ou une production distribuée qui permettent
d’éviter la modernisation ou le remplacement de capacités ».
De même, la loi n° 2000-108 du 10 février 2000, relative à
la modernisation et au développement du service public de
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Dossier
l’électricité (articles 11 et 17), laisse la possibilité aux collectivités locales, en tant qu’autorités concédantes des réseaux de
distribution d’électricité, de réaliser ou de faire réaliser par le
concessionnaire des actions de MDE et de PDE visant à éviter
ou retarder le renforcement des réseaux publics de distribution
relevant de leur compétence. En plus des bénéfices en termes
énergétique, environnemental et de développement de l’économie locale engendrés par des programmes de MDE et de
PDE, ce type de disposition introduite par la loi intéresse également, sur le plan financier, les collectivités locales situées dans
des zones de concession relevant du régime rural, pour lequel
contrairement au régime urbain les investissements relatifs aux
réseaux de distribution sont à la charge de l’autorité concédante. La réussite de l’expérience de Boutre-Carros qui est menée
actuellement dans le sud-est de la France pourrait convaincre
les pouvoirs publics de la faisabilité d’intégrer la MDE et la PDE
dans des solutions alternatives au développement ou renforcement des infrastructures de transport d’électricité.
Boutre-Carros : un exemple de programme MDE utilisé pour la
sécurisation électrique d’une zone géographique étendue
L’est de la région PACA (Alpes-Maritimes et Var) présente la particularité, avec la Bretagne, d’être alimenté par un réseau
400 kV non bouclé, par lequel transite une grande partie de
l’électricité consommée (90 % pour l’est PACA). Cette situation
se caractérise par un risque de délestage d’une partie des
consommateurs suite à une défaillance accidentelle d’un
ouvrage du réseau de transport. Face à ce risque qui s’accentue
avec la progression des consommations de la zone considérée,
EDF proposa dès 1990, afin de boucler ce réseau, la construction d’une nouvelle ligne 400 kV à deux circuits entre Boutre
(près de Manosque) et Carros (près de Nice) ; cette ligne devant
traverser entre autres les gorges du Verdon.
Élus, habitants des Alpes de Haute-Provence et associations
de défense de l’environnement se sont fortement mobilisés
contre la réalisation de ce projet, remettant en particulier en
cause les hypothèses de croissance de consommation d’électricité de la zone concernée avancées par EDF.
Suite à la demande des associations et conformément à la
loi Barnier du 2 février 1995, les ministères de l’Industrie et de
l’Environnement décidèrent fin 1997 de saisir la CNDP
(Commission Nationale du Débat Public) en vue d’organiser et
d’animer un débat public sur le projet d’EDF. Lors du débat qui
s’est tenu au printemps 1998, une expertise complémentaire fut
Point de vue d’acteurs
menée par des experts indépendants à la demande des élus et
associations. Cette expertise confirma la fragilité de la zone diagnostiquée par EDF tout en indiquant qu’une politique ambitieuse de mise en œuvre d’actions de MDE et de PDE améliorerait sensiblement la sécurité de la zone considérée.
Matignon par sa décision officielle en date du 5 juillet 2000
tranche le débat et propose une solution de compromis, en
s’appuyant sur les conclusions de la CNDP : la nécessité d’un
renforcement électrique du réseau est réaffirmée entre Boutre et
Carros avec la mise en place sur la partie est de la région d’un
programme ambitieux de MDE permettant de ralentir la croissance des futurs besoins en énergie. Le principe d’une ligne à
deux circuits 400 kV est abandonné. Il est décidé de la création
d’une ligne à un seul circuit 400 kV, solution de transit énergétique limité, mais qui permet, via le programme MDE associé,
de répondre pleinement et de manière plus durable aux besoins
énergétiques de l’est de la région PACA.
La desserte de l’est de la région PACA fera ainsi l’objet d’un
programme visant à la fois l’efficacité énergétique et la gestion
optimale de la charge pour la réduire dans une proportion
encore jamais atteinte en Europe (près de 120 MW en été et
30 MW en hiver), qui servira probablement de modèle aux
futures opérations de ce genre. Ce programme, d’au moins cinq
ans, implique de nombreux acteurs. Il nécessite aussi un certain
développement des systèmes de PDE (cogénération et renouvelables). Il est conjointement mis en œuvre et financé par EDF,
l’ADEME et la région PACA. RTE participe aussi au projet, pour
la quantification des économies nécessaires au niveau de la
demande.
Aujourd’hui deux problèmes se posent : le gestionnaire de
transport qui bénéficie directement du programme ne peut pas,
selon la loi du 10 février 2000, apporter de soutien financier au
programme de MDE ; d’autre part, les agents économiques
ayant engagé des efforts de MDE ne peuvent pas bénéficier de
tarifs de transport plus favorables que ceux qui n’ont fait aucun
effort particulier de MDE.
Ainsi deux questions sont soulevées :
- La MDE peut-elle être considérée comme un service
public de l’électricité lorsqu’elle permet d’éviter des infrastructures de transport très haute tension ?
- Si oui, comment peut-on faire évoluer la tarification du
transport et de la distribution de l’électricité afin de rechercher un équilibre économique vertueux entre renforcement
et évitement de réseaux et donner un signal incitatif, le cas
échéant géographique, aux agents économiques pour favoriser la MDE ?
Les régions dopées par l’Europe
Au niveau national, on constate une prise en compte de plus en
plus fréquente des solutions alternatives à l’extension du réseau
dans les projets de planification. Simultanément à ce changement, les territoires en général, et plus particulièrement les
régions, manifestent une volonté d’intervenir dans les choix
énergétiques.
Cette présence croissante sur un sujet (l’énergie) jusque-là
réservé à l’État, répond à la nécessité de planifier localement le
développement des énergies renouvelables. En effet, la directive européenne sur les énergies renouvelables (6) prévoit, pour
la France, de faire passer la part de l’électricité d’origine renouvelable dans la consommation intérieure brute d’électricité de
15 % en 1997 à 21 % en 2010. Les moyens de production nouveaux à construire pour atteindre cet objectif sont essentiellement éoliens et représenteraient entre 10 et 12 GW (soit l’installation d’environ 10 000 machines). Les autres potentiels de
croissance identifiés se porteraient en quantité plus limitée sur
la biomasse et la micro-hydraulique, la production d’origine
photovoltaïque restant marginale sur le raccordé au réseau.
Compte tenu de la publication d’un tarif d’achat de l’électricité d’origine éolienne, de nombreux projets sont à l’étude et
les gestionnaires de réseau de transport (RTE) et de distribution
(ARD : Accès au Réseau de Distribution) ont été confrontés à un
afflux de demandes.
L’entrée en vigueur du principe du « shallow cost » (7) se
traduit par l’intégration pour le gestionnaire de réseau des coûts
de maintenance, de sécurisation, de développement et de renforcement des réseaux publics, y compris lorsque ces renforcements sont liés au raccordement de nouveaux utilisateurs.
Or, les volumes de renforcement sont importants : ils
concernent le réseau de répartition 63 et 90 kV, mais aussi le
réseau de grand transport 225 et 400 kV pour lequel le délai de
réalisation des ouvrages est de sept à huit ans compte tenu des
procédures administratives à respecter.
En conséquence, le RTE doit disposer d’un schéma directeur d’implantation des fermes éoliennes qui lui permette à la
fois d’anticiper la réalisation des ouvrages de transport et d’op-
Dossier
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Flux n° 54 Octobre - Décembre 2003
timiser ce développement pour limiter la longueur de réseau à
construire. Ce travail peut être réalisé au niveau local, ce que
rappelle le législateur : « afin de promouvoir un développement
harmonieux de l’énergie éolienne, les régions peuvent mettre
en place un schéma régional éolien (…). Ce schéma indique les
secteurs géographiques qui paraissent les mieux adaptés à l’implantation d’installations produisant de l’électricité en utilisant
l’énergie mécanique du vent. Les services de l’état peuvent
concourir à l’élaboration de ce schéma à la demande du
conseil régional ». (article 59 de la loi n° 2003-8 du 3 janvier
2003 relative aux marchés du gaz et de l’électricité et au service public de l’énergie).
Certaines délégations régionales de l’ADEME participent
déjà, depuis plusieurs années, à la programmation des investissements de production décentralisée, en concertation avec les
acteurs du monde énergétique. Outre des études destinées à
affiner les gisements éoliens déjà identifiés, la concertation doit
aboutir au calcul d’une puissance qu’il serait souhaitable d’installer. Il faut signaler que le potentiel de production éolien n’est
pas réparti équitablement sur le territoire français, faisant porter
une pression sur certaines régions (en particulier la Bretagne et
le Languedoc-Roussillon, où des tests d’identification des gisements ont été réalisés récemment).
Au niveau local, les questions qui se posent aujourd’hui
sont principalement d’ordre géographique et technique : faudrait-il concentrer ou disperser les projets ? Quel niveau de
puissance peut-on installer dans les différents départements ?
Les exercices menés conjointement par le RTE et l’ADEME permettent d’entrevoir différentes solutions possibles.
La combinatoire des objectifs de production d’électricité
SER et des potentiels de MDE valorisables est donc en fait clairement complémentaire, chacune des politiques facilitant le
développement de l’autre.
Le débat s’étoffe donc aujourd’hui, tant sur les thèmes traités (indépendance et sécurité énergétique, ouverture des marchés, développement durable), que sur les niveaux où il est mis
en place, la région s’imposant comme le lieu le plus pertinent
où mener les politiques d’efficacité énergétique (développement des renouvelables, maîtrise des consommations). Il pourrait être d’ailleurs envisagé, à moyen terme, un travail de ventilation des objectifs EnR et MDE par région, renforçant l’implication de chacune d’entre elles en matière de politique énergétique, à travers leur capacité de planification.
Une fois de plus, le réseau de transport d’électricité serait
situé à l’interface des niveaux national et régional. Ce dernier
ne se conçoit plus aujourd’hui comme une donnée dans la gestion de l’énergie ; il devient, par la force des choses, une
variable d’ajustement, particulière certes, mais participant à
l’aménagement du territoire au même titre que d’autres politiques. Ce réseau, en permettant le transit d’un bien ayant un
caractère de service public, devient service lui-même et devra
respecter les impératifs de transparence, de continuité qui lui
sont associés. Il s’agit d’un défi que l’État et RTE devront relever
pour les années à venir.
Réflexion sur une intégration au niveau régional des politiques
de promotion des EnR et de la MDE
La Directive E-SER, il faut le rappeler ici, fait porter un objectif
en pourcentage sur la consommation brute d’électricité. Selon
que cette consommation rejoindra le niveau du scénario tendanciel (DGEMP) fixé à 580 TWh ou intègrera la valorisation
des potentiels de MDE, identifiés à 30 TWh dans les différents
exercices de prévision, le niveau supplémentaire de production
d’électricité SER devra s’établir, toutes choses égales par
ailleurs, respectivement à 35 TWh dans le scénario tendanciel
et 33 TWh dans le scénario MDE.
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Dossier
Boris Bailly
ADEME - Service Économie
27, rue Louis Vicat 75015 Paris
Téléphone : 01 47 65 23 35 - Fax : 01 40 95 74 53
Email : [email protected]
Frédéric Rosenstein
ADEME
Département Maîtrise de la Demande d’Electricité
27, rue Louis Vicat 75015 Paris
Email : [email protected]
Point de vue d’acteurs
NOTES
(1) En témoignent une production législative (loi 2001-153
du 19 Février 2001 tendant à conférer à la lutte contre l’effet de
serre et à la prévention des risques liés au réchauffement climatique la qualité de priorité nationale et portant création d’un
Observatoire national sur les effets du réchauffement climatique
en France métropolitaine et dans les départements et territoires
d’Outre-mer) et programmatique (Plan National de Lutte contre
le Changement Climatique, Plan Climat 2003…) considérable.
(2) Cette politique s’inscrit dans le cadre des objectifs fixés
par le Protocole de Kyoto (1997).
(3) Source : Programme National de Lutte contre le
Changement Climatique, 2000.
(4) On utilisera ici le terme générique de « territoires » pour
collectivités locales, agglomérations, pays, PNR…
(5) Les CRADT sont également citées dans la loi du 10
février 2000 (articles 3 et 14) : en effet, le schéma de développement du réseau de transport d’électricité indique que la
CRADT sera consultée sur la planification des réseaux publics
de transport et de distribution d’électricité d’intérêt régional et
le développement de la production décentralisée d’électricité.
(6) Directive 2001/77/CE du 27 septembre 2001 relative à la
promotion de l’électricité produite à partir de sources d’énergie
renouvelables sur le marché intérieur de l’électricité.
(7) Principe selon lequel les utilisateurs demandant un raccordement ne doivent supporter que le coût de ce raccordement, les frais de renforcement éventuels des réseaux restant à
la charge des gestionnaires concernés.
Dossier
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