Dans le cadre des débats sur la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE), l’ADEME a publié en décembre 2018 la synthèse de l’étude « Trajectoires d’évolution du mix électrique 2020-2060 » évaluant et comparant les coûts de différentes trajectoires d’évolution du système électrique métropolitain. Il ressortait que, dans le scénario le plus efficace en termes de coût pour la collectivité, les énergies renouvelables (EnR) représentent plus de 95% de la production d’électricité française en 2060, leur part étant de moins de 20% aujourd’hui.
Depuis ces résultats de décembre, l’ADEME a organisé une consultation des acteurs et publie aujourd’hui un rapport complémentaire avec des analyses techniques détaillées sur les prix, les exportations ainsi que les flexibilités. En complément, un document « foire aux questions » apporte des réponses au interrogations soulevées lors de la parution de la synthèse. L’Ademe met également à disposition, à des fins de recherche et de transparence, les données détaillées des chroniques horaires résultant de ses travaux.
Une évolution des besoins de flexibilités
L’étude finale de l’ADEME montre que, dans un mix électrique avec une part importante d’électricité renouvelable variable en 2050, les besoins en flexibilité journaliers et hebdomadaires augmentent très fortement: ces besoins résultent respectivement de la part croissante de photovoltaïque (dont la fluctuation est quotidienne) et d’éolien (dont les fluctuations s’étalent sur plusieurs jours). A contrario les besoins de flexibilité annuels sont identiques à la situation actuelle, car ces energies, en moyenne mensuelle, se complètent bien: la moindre production de photovoltaïque en hiver étant compensée par la production éolienne plus importante.
Le rôle prépondérant de véhicules électriques pour moduler ce besoin de flexibilité
Pour répondre à ces besoins de flexibilité croissant, l’ADEME souligne le rôle prépondérant des usages flexibles et de la charge intelligente des véhicules électriques. Aujourd’hui, près d’un point de recharge sur deux offre une puissance de recharge entre 20 et 45 kW et la recharge supérieure à 45 kW, dite « rapide », concerne 6% des prises accessibles en France. Ainsi, pour répondre à l’enjeu de recharge simultanée des véhicules par les citoyens, des hypothèses de flexibilité de recharge ont été retenues, notamment la possibilité d’instaurer un signal tarifaire heures pleines/heures creuses permettant de décaler la demande en électricité liée au véhicule électrique en dehors de l’horaire en soirée. Avec un nombre croissant de véhicule électrique, cette charge intelligente va devenir indispensable pour éviter de générer de très fortes pointes sur le système électrique, ce qui lui serait dommageable, quel que soit la part d’EnR considérée.
Un bénéfice limité de maintenir des capacités nucléaires dédiées à l’export
Les analyses réalisées par l’Ademe montrent que la prolongation du nucléaire historique permet de maintenir des niveaux d’exportation élevé, voire très élevés avant 2040. Économiquement, le mix français nucléaire et renouvelable, dont les coûts variables sont très faibles, est plus compétitif que les mix étrangers (comportant davantage d’énergie fossile) et justifie les investissements dans des interconnexions supplementaires pour exporter. Ces nouvelles analyses de l’Ademe montrent toutefois que l’intérêt économique de maintenir des capacités nucléaires dédiées à l’export dépend fortement de l’évolution des parcs électriques des pays européens voisins. Du point de vue économique et de l’impact CO2, l’export d’une grande quantité d’électricité décarbonée française bénéfice principalement aux pays voisins. Les retombées économiques pour la France restent très limitées.