Électricité renouvelable : des avantages économiques

Selon une étude de l’Ademe, le déploiement des énergies renouvelables dans le mix électrique français à hauteur de 85 % en 2050 et 95 % en 2060 serait la solution la plus pertinente économiquement.

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ADEME étude mix electrique
© Ademe

Alors que le gouvernement a mis en consultation la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), l’Ademe a publié le 10 décembre 2018 une étude prospective évaluant le coût économique de 7 « trajectoires » d’évolution du mix électrique français sur la période 2020-2060.

Description des trajectoires étudiées

Hypothèses Trajectoire de référence Efficacité énergétique élevée EPR en série Faible acceptabilité des EnR terrestres Prolongement nucléaire aisé Gaz de synthèse Fermeture des centrales nucléaires à 50 ans
Coût EPR 85 euros/MWh 85 euros/MWh 85 euros/MWh les 3 premières EPR puis 70 euros/MWh 85 euros/MWh 85 euros/MWh 85 euros/MWh 85 euros/MWh
Part du nucléaire existant prolongeable à 42 euros/MWh 70 %(a) 70 %(a) 70 %(a) 70 %(a) 100 % 70 %(a) 70 % pour 10 ans, 0 % prolongeable 20 ans
Taux Nucléaire et/ou EPR Libre Libre 15 EPR en 2055 Libre Libre Libre Libre
Déploiement des ENR (b) Avec contrainte de rythme Avec contrainte de rythme Avec contrainte de rythme Éolien offshore : 15 GW posé, 3 GW flottant (c) Avec contrainte de rythme Avec contrainte de rythme Avec contrainte de rythme
Acceptabilité EnR Référence Référence Référence Surcoût de 25 % pour les EnR terrestres Référence Référence Référence
Augmentation capacité fossile Interdite Interdite Interdite Interdite Interdite Interdite Autorisée

 

Niveau maximal d’interconnexions Rythme médian Rythme médian Rythme médian Rythme médian Rythme médian Rythme médian Rythme médian
Demande en France (hors P2X) Demande élevée (d) Visions Ademe Demande élevée (d) Demande élevée (d) Demande élevée (d) Demande élevée (d) Demande élevée (d)
Power-to-gas Standard Standard Standard Standard Standard Scénario 75 % EnR&R gaz en 2050 Standard
Scénario européen Scénario ECF (e) Scénario ECF (e) Scénario ECF (e) Scénario ECF (e) Scénario ECF (e) Scénario ECF (e) Scénario ECF (e)
Capacités STEP à l’étranger (f) TYNDP GCA (haut) TYNDP GCA (haut) TYNDP GCA (haut) TYNDP GCA (haut) TYNDP GCA (haut) TYNDP ST (bas) TYNDP GCA (haut)

Source : Ademe

  • (a) Lors de leur 4e et 5e visite décennale, 70 % des centrales peuvent être prolongées à 42 euros/MWh, les 30 % restant n’étant pas prolongées pour des raisons de surcoûts liés à des contraintes supplémentaires, de sûreté par exemple.
  • (b) Avec contrainte : 2 GW/an max pour les éoliennes terrestres, 2 GW/an max pour les éoliennes marines et flottantes, 3 GW/an max pour le photovoltaïque (sol et grandes toitures).
  • (c) Capacité minimale imposée au modèle. Ces capacités minimales sont installées progressivement à partir de 2025.
  • (d) Demande basée sur le scénario RTE Haut, prolongé.
  • (e) Scénario ECF : 65 % EnR en 2030 – 85 % EnR en 2050 ; Scénario TYNDP Sustainable Transition : 54 % EnR en 2030 – 74 % EnR en 2050.
  • (f) GCA = Global Climate Action (52 GW STEP hors France, sur le périmètre d’étude). ST = Sustainable Transition (42 GW).

Pour cela, l’agence a utilisé un outil informatique capable d’optimiser, par pas de cinq ans, les coûts de production de l’électricité en Europe de l’Ouest, tout en respectant l’équilibre offre-demande au pas horaire. Elle a alimenté cet outil avec les résultats de plusieurs études et publications.

Le développement des EnR intéressant économiquement

Bilan : « Les trajectoires les plus économiques poursuivent la décarbonation de notre mix énergétique et celui de nos voisins européens au travers de l’export d’électricité, en s’appuyant sur un développement fort des énergies renouvelables et une prolongation mesurée du parc nucléaire pour modérer le coût de cette transition », affirme Arnaud Leroy, président du conseil d’administration de l’Ademe, dans la synthèse de l’étude.

En effet, pour des niveaux de demande en électricité compris entre 430 et 600 TWh, l’optimisation des coûts de production et la réduction des coûts pour le consommateur impliquerait une part d’énergies renouvelables de 85 % en 2050 et 95 % en 2060 dans l’ensemble des trajectoires, « hormis dans les scénarios avec déploiement volontariste d’EPR », précise l’Ademe.

Cette augmentation de la part des EnR dans le mix électrique entraînerait une baisse du coût total de l’électricité de près de 100 euros par mégawattheure actuellement à 90 euros. En outre, le développement des EnR sans système de soutien serait possible à partir de 2030 pour le photovoltaïque au sol et 2035 pour l’éolien terrestre.

Principaux indicateurs de résultats par trajectoire

Trajectoire Coût complet en moyenne sur la trajectoire (en euros/MWh) Pourcentage d’EnR en 2050 Exports nets en 2035 (en TWh) Coût de la trajectoire (en milliards d’euros) Bilan net des émissions en 2050 (en MtCO2)
Efficacité énergétique élevée 104 88 % 109 1 181 – 7,7
Référence 96 87 % 78 1 277 – 3,3
Faible acceptabilité des EnR terrestres 99 87 % 60 1 311 – 3,2
Prolongement nucléaire aisé 95 81 % 116 1 274 – 3,3
EPR en série 100 73 % 78 1 315 – 9
Gaz de synthèse 96 90 % 85 1 281 – 12
Fermeture automatique des centrales nucléaires à 50 ans 97 85 % 41 1 298 + 1,8

Source : Ademe

Le nucléaire utile à court terme, néfaste à long terme

Inversement, le développement d’une filière nucléaire de nouvelle génération (EPR) « ne serait pas compétitif pour le système électrique français d’un point de vue économique, estime l’Ademe. La construction et le démarrage d’un seul EPR en 2030 nécessiterait 4 à 6 milliards d’euros de soutien public en raison de ses coûts trop élevés. À plus long terme, le surcoût de développement d’une filière industrielle EPR (24 GW en 2060) serait au minimum de 39 milliards d’euros pour la nation. »

En revanche, « à plus court terme le prolongement d’une partie du parc nucléaire historique, avec l’atteinte de l’objectif de 50 % de nucléaire entre 2030 et 2035, permettrait une transition efficiente d’un point de vue économique et climatique », a nuancé l’agence. Une précision qui va dans le sens de la proposition du gouvernement pour la PPE qui a reculé le délai pour atteindre cet objectif de 2025 à 2035.

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