Après les études réalisées par Négawatt, puis RTE, l’ADEME a modélisé ce que pourraient être les mix électriques durant la période 2020-2060. Mais la publication de ce rapport a été retardée pour ne pas précéder le discours sur la relance du nucléaire de Jupiter Macron le 10 février 2022 à Belfort. Voir l’article de Médiapart : « Nucléaire : le gouvernement a repoussé la diffusion d’un rapport officiel contredisant Emmanuel Macron ». Nucléaire : le gouvernement a repoussé la diffusion d’un rapport of… | Mediapart.
En effet on peut lire dans l’étude de l’ADEME qu’il n’y a aucune nécessité de construire de nouveaux réacteurs EPR. L’éolien en mer flottant serait une alternative économique crédible à de nouvelles centrales nucléaires.
Dans les 4 scénarios de l’ADEME, l’électricité est, dans tous les cas, le vecteur énergétique principal en 2050 (entre 42 et 56 % suivant les scénarios, en énergie finale).
Les quatre scénarios (de S1 à S4) explorent les aspects sociétaux, énergétiques, climatiques des grands sous-systèmes nécessaires pour atteindre la neutralité carbone en 2050 : bioéconomie–alimentation–agriculture-forêt-sols ; aménagement du territoire-bâtiments-mobilité ; industrie-matériaux-économie circulaire ; systèmes énergétiques décarbonés.
Chaque scénario est nourri par un récit, assumant la représentation du monde et les dimensions sociétales et politiques.
Ces 4 scénarios se distinguent par :
- l’appel plus ou moins fort aux leviers de la sobriété (S1-S2) et / ou de l’innovation par les technologies – efficacité (S2-S3) et décarbonation (S3-S4).
- le spectre allant d’une gouvernance locale (S1) à de la planification nationale plus ou moins ciblée (S4-S3).
- des impacts environnementaux plus ou moins maîtrisés (S1 à S4).
Voici le résumé de ce travail, fait par l’ADEME :
« Le présent document est le rapport détaillé de l’étude « Modélisations et optimisations des mix électriques français et européens sur la période 2020-2060 » et s’inscrit dans les travaux de prospective « Transition(s) 2050 » de l’ADEME. Ce rapport d’analyse accompagne le feuilleton « Transition(s) 2050 : Mix électrique / Quelles alternatives et quels points communs ? » contenant les grandes conclusions de l’ADEME sur ce sujet et décrit plus en détails les systèmes électriques des scénarios.
Le rapport revient sur la structure du mix électrique et sa position dans le système européen, sur les dynamiques et synergies d’investissements au niveau régional étant donné la structure du mix existant et la localisation des potentiels EnR, sur le rôle et l’utilisation des flexibilités (en particulier flexibilité de la demande et électrolyse) dans ces mix fortement renouvelables, et enfin sur des compléments d’analyse économique des systèmes électriques envisagés. Les résultats présentés dans ce document s’appuient sur des modélisations horaires du système électrique sur la période considérée, pour plusieurs scénarios climatiques. L’ensemble des hypothèses technico-économiques et choix de modélisations sont présentés dans le cahier d’hypothèse publié simultanément. Pour compléter l’analyse, plusieurs trajectoires complémentaires à celles réalisées dans le cadre de Transition(s) 2050 ont été produites, notamment sur la répartition régionale des EnR et sur la structure du mix électrique du scénario S3.
Plusieurs résultats clés ressortent de ces analyses :
- Si le bilan exportateur net est presque nul en 2050 pour l’ensemble des scénarios, les échanges avec les pays voisins s’intensifient d’ici 2050 pour optimiser l’emploi des capacités EnR de part et d’autre de la frontière.
- Sous l’impulsion du développement des EnR, la répartition régionale de la production d’électricité est plus décentralisée en 2050 qu’en 2020 dans tous les scénarios. Le développement du réseau interrégional est nécessaire dans tous les scénarios, et il doit être pensé conjointement au développement des EnR.
- Une installation régionale des capacités EnR fondée uniquement sur les meilleurs LCOE conduit à augmenter significativement les besoins de réseau (+17% pour S1 en 2050, + 8% pour S3EnR Offshore) et les besoins de flexibilité pour absorber localement les productions EnR (+ 4 GW de batteries pour S1 en 2050, + 8 GW pour S3EnR Offshore). A l’inverse, l’optimisation économique prenant en compte tout le système incluant le réseau, conduit à une répartition des capacités sur le territoire minimisant les coûts pour la collectivité.
- L‘installation des moyens de flexibilités (batteries, électrolyseurs flexibles, centrales à gaz) dans certaines régions prioritaires, à déterminer conjointement aux déploiements EnR, permet à la fois de contribuer à l’équilibre offre-demande national et d’intégrer les EnR à l’échelle régionale, en limitant le besoin de renforcement du réseau.
- Le bon fonctionnement des systèmes modélisés repose sur la mobilisation de toutes les flexibilités disponibles. Les flexibilités de la demande (en particulier charge intelligente des VE et électrolyse) apparaissent comme un élément indispensable pour la bonne intégration de la production PV.
- Les électrolyseurs exploitent les potentiels renouvelables sans peser sur les périodes critiques. Les électrolyseurs flexibles produisent avec des taux de charge de 25 à 30% en 2050 dans l’ensemble des scénarios.
- Le prix de marché de l’électricité augmente dans tous les scénarios d’ici 2050, lié à l’augmentation prévue des prix du gaz et du carbone, et s’approche du coût complet de l’électricité, le système étant moins surcapacitaire qu’en 2020. Cette augmentation des prix, décorrélée des coûts de production, suggère une évolution substantielle de la répartition du surplus collectif entre producteurs et consommateurs.
Mots-clefs : développement durable, écologie, Energie, nucléaire
