Électricité : sept trajectoires étudiées par l’Ademe jusqu’à 2060

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Comment pourrait évoluer le mix de production d’électricité français, en respectant a minima l’objectif de 50 % de nucléaire et en cherchant l’optimum économique ? C’est à cette question que la dernière étude de l’Ademe répond en construisant sept trajectoires par pas de 5 ans, de 2020 jusqu’à 2060.

L’éclairage stratégique apporté par l’étude est réel car, grâce au modèle Crystal Super Grid développé par Artelys, le coût complet du système électrique d’Europe de l’Ouest est minimisé dans chaque cas, tout en vérifiant l’équilibre offre-demande au pas horaire.

Six variantes autour de la référence

Les sept trajectoires s’appuient sur une série d’hypothèses majoritairement communes avec un scénario de référence REF qui est assez conservateur. Seuls un ou deux paramètres sont modifiés pour chaque scénario afin de voir la variabilité avec la référence. On a ainsi :

  • le scénario EPR qui prévoit la construction de 15 EPR d’ici 2055 ;
  • le scénario PNA (prolongement du nucléaire aisé) où toutes les centrales nucléaires sont prolongées à un coût maîtrisé du grand carénage (42 €/MWh) ;
  • le scénario S50 où toutes les centrales nucléaires sont automatiquement arrêtées à leurs 50 ans ;
  • le scénario GAZ se basant sur un déploiement plus fort du power-to-gas permettant d’arriver à taux de 75 % d’EnR&R dans le gaz en en 2050 ;
  • le scénario FAR (faible acceptabilité des renouvelables) qui prévoit un moindre développement du solaire PV et surtout de l’éolien terrestre, en partie compensé par de l’éolien en mer (15 GW posé et 3 GW flottant) ;
  • le scénario EEE (efficacité énergétique élevée) où la demande d’électricité diminue à 391 TWh en 2030 puis reste constante.
L’option « économies d’énergie » est la moins chère

Premier enseignement de l’étude, l’optimum économique est toujours trouvé grâce à un fort taux d’énergies renouvelables électriques, à hauteur de 85 % en moyenne en 2050 et plus de 95 % en 2060.

Concernant le nucléaire existant, la trajectoire de référence, avec un prolongement partiel des vieux réacteurs, conduit à un impact économique nul voire légèrement positif sur la période 2025-2044, par rapport au scénario PNA. Après 2045, l’effet s’inverse et le coût des fermetures dans REF devient plus important que les gains. Quant au scénario S50, il est toujours plus coûteux que le scénario REF.

Source : Ademe

 

Dans les six scénarios hors EPR, le parc nucléaire est donc progressivement réduit à zéro par intérêt économique pour la collectivité. Dans tous les scénarios, l’équilibre offre-demande au pas horaire est toujours assuré, grâce aux flexibilités existantes (hydroélectricité, effacements, pilotage de l’eau chaude sanitaire) et futures (véhicules électriques , hydrogène, batteries stationnaires) et aux interconnexions.

Dans le scénario REF, le coût complet de l’électricité facturée aux consommateurs (y compris la CSPE finançant les EnR) est en moyenne de 96 €/MWh, contre 100 €/MWh actuellement.

Enfin, des sept trajectoires, c’est le scénario EEE qui permet la plus faible facture globale. De plus grandes économies d’énergie permettent en effet de réduire les investissements dans les EnR (-10 %) et augmentent la quantité d’électricité exportée (+47 %).

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