7 ProsPective énergétique à long terme
7.4 vARiAnTES - SEnSiBiLiTéS à L’oFFRE ET à LA DEmAnDE
7.4.2 Les résultats
Pour faciliter l’inter-comparaison des variantes, la vision
“Référence” est rappelée dans la première colonne des tableaux à suivre.
7.4.2.1 variantes à 2020
Les parcs de production installés dans chacune de ces variantes et la puissance complémentaire nécessaire à l’équilibre offre-demande issue des simulations du système électrique ouest-européen sont constitués comme suit :
Puissances installées en 2020
gW
vision
“référence”
variante
“consom-mation haute”
variante
“mde renforcée”
variante
“nucléaire bas”
variante
“enr haut”
nucléaire 65.0 65.0 65.0 63.5 65.0
charbon 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9
ccg 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4
fioul et tac 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8
thermique décentralisé
non enr 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5
thermique décentralisé enr 1.3 1.3 1.3 1.3 3.4
hydraulique 25.2 25.2 25.2 25.2 28.2
éolien 17.0 17.0 17.0 17.0 25.0
Photovoltaïque 8.0 8.0 8.0 8.0 10.0
effacements 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0
Puissance complémentaire 2.0 5.8 / 3.4 /
Les bilans énergétiques issus des simulations de fonctionnement du système électrique ouest-européen sont présentés ci-après :
Bilans énergétiques 2020
tWh
vision
“référence”
variante
“consom -mation haute”
variante
“mde renforcée”
variante
“nucléaire bas”
variante
“enr haut”
consommation
nationale 523.1 540.0 507.2 523.1 523.1
Pompage 7.3 7.3 7.3 7.3 9.7
solde exportateur 64.7 51.8 76.7 57.9 88.7
dEmANdE 595.2 599.1 591.2 588.4 623.5
nucléaire 430.2 431.0 429.3 421.2 427.0
charbon 10.7 11.7 9.7 11.5 8.1
ccg 21.0 22.8 19.2 22.2 16.4
fioul, tac et
effacements 1.3 1.3 1.1 1.4 0.6
thermique
décentralisé non enr 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8
thermique
décentralisé enr 8.5 8.5 8.5 8.5 17.2
hydraulique* 69.4 69.4 69.4 69.4 73.9
éolien 35.8 35.8 35.8 35.8 58.1
Photovoltaïque 8.4 8.4 8.4 8.4 10.5
Puissance
complémentaire 0.1 0.4 / 0.2 /
OFFRE 595.2 599.1 591.2 588.4 623.5
ratio enr 21.3 % 20.6 % 21.9 % 21.3 % 28.1 %
estimation co2 émis
(mtco2)** 22.8 24.4 21.0 24.1 18.1
* : y compris turbinage des STEP
** : sans captage ni stockage du CO2 sur les équipements charbon, sans prise en compte des éventuelles émissions de CO2 générées par les moyens d’offre complémentaires
À 2020, dans la variante “Consommation haute”, le respect du critère d’adéquation nécessite l’ajout de 3,8 GW de puissance complémentaire par rapport à la vision
“Référence”. La réduction de la puissance nucléaire de la variante “Nucléaire bas” nécessite l’ajout d’une puissance estimé à 1,4 GW. La baisse importante de la consommation de la variante “MDE renforcée” ou le développement très important des énergies renouvelables de la variante “EnR haut” permettent le respect du critère d’adéquation sans puissance complémentaire.
Dans la variante “Nucléaire bas”, supposant arbitrairement un parc nucléaire inférieur de 1,5 GW par rapport au parc de la vision “Référence”, la baisse de 9 TWh de la
production nucléaire est compensée en grande partie par une réduction du solde exportateur.
À l’inverse, le surplus de production renouvelable d’environ 38 TWh exploré par la variante “EnR haut” est compensé par une hausse du solde exportateur de 24 TWh et par une baisse de 11 TWh de la production thermique.
7.4.2.2 variantes à 2030
Dans chacune des variantes, les parcs de production installés et la puissance complémentaire nécessaire à l’équilibre offre-demande issue des simulations du système électrique ouest-européen sont constitués comme suit :
Bilans énergétiques 2030
tWh
vision
“référence”
variante
“consom mation haute”
variante
“consom mation basse”
variante
“enr haut”
consommation nationale 554.3 593.1 490.7 554.3
Pompage 7.3 7.3 7.3 9.7
solde exportateur 65.9 36.6 112.4 95.9
dEmANdE 627.4 637.0 610.4 659.8
nucléaire 425.7 428.3 417.8 419.6
charbon 6.3 8.5 3.3 4.2
ccg 14.7 18.2 9.0 10.9
fioul, tac et effacements 0.6 0.8 0.3 0.4
thermique décentralisé
non enr 9.8 9.8 9.8 9.8
thermique décentralisé
enr 14.6 14.6 14.6 30.7
hydraulique* 69.4 69.4 69.4 73.9
éolien 67.4 67.4 67.4 84.2
Photovoltaïque 18.8 18.8 18.8 26.1
Puissance
complémentaire 0.1 1.2 / /
OFFRE 627.4 637.0 610.4 659.8
ratio enr 28.5 % 26.7 % 32.0 % 35.8 %
estimation co2 émis
(mtco2)** 15.7 19.3 10.6 12.2
* : y compris turbinage des STEP
** : sans captage ni stockage du CO2 sur les équipements charbon, sans prise en compte des éventuelles émissions de CO2 générées par les moyens d’offre complémentaires
Les bilans énergétiques français issus des simulations du fonctionnement du système électrique ouest-européen sont présentés ci-après :
Puissances installées en 2030
gW
vision
“référence”
variante
“consommation haute”
variante
“consommation basse”
variante
“enr haut”
nucléaire 65.0 65.0 65.0 65.0
charbon 2.9 2.9 2.9 2.9
ccg 6.4 6.4 6.4 6.4
fioul et tac 1.5 1.5 1.5 1.5
thermique décentralisé
non enr 4.5 4.5 4.5 4.5
thermique décentralisé
enr 2.6 2.6 2.6 6.3
hydraulique 25.2 25.2 25.2 28.2
éolien 32.0 32.0 32.0 40.0
Photovoltaïque 18.0 18.0 18.0 25.0
effacements 3.0 3.0 3.0 3.0
Puissance
complémentaire 4.3 12.8 / /
À 2030, le besoin de puissance nécessaire pour le respect du critère d’adéquation s’élève à 4.3 GW dans la vision
“Référence”, soit 2.3 GW de plus qu’en 2020. Ce besoin devient nul dans l’hypothèse d’une consommation moins importante (variante “Consommation basse”) ou d’un développement plus soutenu du parc de production (variante “EnR haut”). Cependant, ce critère étant calculé de façon interconnectée, la puissance complémentaire ici annoncée n’est pas liée au seul équilibre de l’offre et de la demande française, mais plutôt à l’évolution de l’équilibre offre-demande dans l’ensemble de l’Europe.
Ainsi, l’hypo thèse d’un développement moins important du parc de production étranger ou d’une augmentation plus forte de la consommation dans le reste de l’Europe conduirait à un besoin de puissance supérieur à celui-ci, et inversement. Les hypothèses ouest-européennes font l’objet d’une mise à jour chaque année par ENTSO-E.
Nous constatons une très forte amplitude du solde exportateur selon les variantes étudiées, passant de 37 TWh dans la variante “Consommation haute” à plus de 112 TWh pour la variante “Consommation basse”. Cependant, il est à noter que, comme en 2020, la sensibilité de ce solde à la nature de la puissance complémentaire qui serait mise en service (production fatale, de base ou de semi-base, production de pointe ou effacement de consommation), en particulier dans
la variante “Consommation haute”, pourrait largement influer sur ces valeurs.
Le surplus de consommation nationale de 39 TWh relatif à la variante “Consommation haute” est compensé aux trois quarts par une réduction des exportations, le quart restant l’étant par une hausse de la production thermique française. À l’inverse, la variante “EnR haut”
explore l’hypothèse d’un plus fort développement de la production renouvelable (supérieure de près de 45 TWh à la vision “Référence”), associé au maintien du parc nucléaire de référence. Cette hypothèse a pour principale conséquence une nette augmentation du solde exportateur, de 30 TWh par rapport à la vision
“Référence”, ainsi qu’une réduction de l’appel des groupes thermiques français de 12 TWh et une absence de besoin de puissance complémentaire.
Rappelons par ailleurs que même dans ces variantes de solde annuel des échanges très élevé, des situations d’importations massives peuvent avoir lieu, en particulier lors de vagues de froid accompagnées d’absence de vent.
Même à ces niveaux d’exportation, les interconnections conservent leur rôle fondamental pour la sécurité d’approvisionnement, en permettant le recours à des importations en période de forte tension sur l’équilibre offre-demande français.
analyse d’une capacité nucléaire à la baisse en 2030
À l’horizon 2030, une variante “Nucléaire bas” explore les conséquences sur l’équilibre offre-demande d’une évolution significative du mix énergétique français à long terme construite autour d’une érosion significative du parc nucléaire français. Compte tenu de l’importance des évolutions envisagées, et dans l’objectif de respecter une cohérence du système électrique, cette analyse retient simultanément plusieurs hypothèses en écarts à la vision “Référence” :
• Une puissance nucléaire installée d’environ 40 GW, soit une réduction de 25 GW par rapport à l’offre
“Référence” 2030 ;
• L’évolution de la consommation est celle du scénario
“MDE renforcée”, retenant une moindre croissance en raison d’une forte maîtrise de l’énergie, et cela malgré un développement très soutenu d’usages tels que les véhicules électriques et les pompes à chaleur ;
• Le parc de production renouvelable est considéré renforcé, conformément au scénario “EnR haut”
décrit précédemment dans ce chapitre ;
• Les capacités d’interconnexion sont également renforcées par rapport au scénario “Référence”, en cohérence avec les projets actuellement explorés par les différents acteurs du marché.
gW offre “référence”
2030 offre “nucléaire bas”
2030
nucléaire 65.0 40.0
charbon 2.9 2.9
ccg 6.4 6.4
fioul et tac 1.5 1.5
thermique décentralisé non enr 4.5 4.5
thermique décentralisé enr 2.6 6.3
hydraulique 25.2 28.2
éolien 32.0 40.0
Photovoltaïque 18.0 25.0
effacements 3.0 3.0
Puissance complémentaire* 4.3 10.0
* nécessaire au respect du critère d’adéquation en france, aux horizons long terme Puissances installées en france
tWh vision “référence”
2030 vision “nucléaire bas”
2030
consommation nationale 554.3 530.2
Pompage 7.3 9.7
solde exportateur 65.9 1.4
dEmANdE 627.4 541.3
nucléaire 425.7 283.0
charbon 6.3 11.5
ccg 14.7 20.5
fioul, tac et effacements 0.6 0.9
thermique décentralisé non enr 9.8 9.8
thermique décentralisé enr 14.6 30.7
hydraulique* 69.4 73.9
éolien 67.4 84.2
Photovoltaïque 18.8 26.1
Puissance complémentaire 0.1 0.7
OFFRE 627.4 541.3
ratio enr 28.5 % 37.8 %
estimation co2 émis par le secteur
électrique français (mtco2)** 15.7 23.1
* : y compris turbinage des STEP
** : sans captage ni stockage du CO2 sur les équipements charbon, sans prise en compte des éventuelles émissions de CO2 générées par les moyens d’offre complémentaires
Bilans énergétiques
L’hypothèse de décroissance du nucléaire, dans l’objectif de respecter une cohérence d’ensemble, est associée à :
• Une maîtrise de la demande d’énergie renfor-cée visant à atteindre une moindre croissance de la consommation, dans un contexte de développement pourtant très soutenu d’usages tels que le véhicule électrique et les pompes à chaleur ;
• Un développement renforcé du parc de production renouvelable, avec des objectifs de 40 GW d’éolien et 25 GW de photovoltaïque à l’horizon 2030. La proportion d’énergies renouvelables s’approcherait ainsi de 38 %, en raison du très fort développement de ces énergies mais également du scénario de consommation choisi ;
• Un renforcement significatif des capacités d’échan-ges transfrontaliers, avec la création de nouvelles
lignes d’interconnexion amenant au doublement de la capacité actuelle ;
• Une puissance de 10 GW de nouvelle production de pointe ou d’effacement de consommation nécessaire pour maintenir un niveau adéquat d’équilibre entre l’offre et la demande.
Cette évaluation ne prend pas en compte les problèmes nationaux ou régionaux de congestions, de sûreté et de stabilité du système électrique qui seraient posés par une évolution structurelle aussi importante du parc de production. En particulier, la question de la localisation des déclassements et le calendrier de mise en service des nouveaux moyens de production aura notamment une importance majeure sur l’évolution de la structure du réseau de transport.