PPE : quelles infrastructures pour le mix électrique de demain ?

Objectifs de la PPE : quelles infrastructures pour le mix électrique de demain ?

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Au moment où s’élabore la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE) à l’horizon 2028, l’Association Française des Économistes de l’Énergie prépare sa conférence annuelle sur le thème : « Décider aujourd’hui des infrastructures énergétiques nécessaires pour demain ». Peu de temps après la publication des scénarios prévisionnels de RTE pour 2035, comment les différentes filières anticipent-elles l’évolution du mix électrique ?

Transition Énergétique : où en est le mix électrique ?

Au lendemain de la COP23, où en sommes-nous des objectifs fixés par la première Programmation Pluriannuelle de l’Énergie, le 27 octobre 2016 ? Selon le panorama des EnR de RTE pour le troisième trimestre 2017, « les objectifs nationaux [pour 2018] ont été atteints à 92% – 120% en prenant en compte les projets en développement ». Aujourd’hui, la France dispose en puissance installée de 1,9 GW avec les bioénergies, de 7,2 GW avec l’énergie solaire, de 12,8 GW avec les éoliennes [terrestres] et de 25,5 GW grâce à l’hydroélectricité.

Pour mémoire, dans son hypothèse la plus ambitieuse, la première PPE fixait pour objectifs en 2023 : 1,3 GW pour les bioénergies, 20,2 GW pour le solaire, 26 GW pour l’éolien, 3 GW pour l’éolien flottant, 100 MW pour les énergies marines et 26,05 GW pour l’hydroélectricité. Dans son Bilan prévisionnel de début novembre 2017, RTE a présenté 4 scénarios pour l’évolution du mix électrique en 2035. Parmi eux, le scénario Ampère prévoyant 46% de nucléaire, 4% de thermique et 50% d’ENR [52 GW pour l’éolien terrestre ; 15 GW pour l’éolien en mer ; 48 GW pour le solaire ; 26 GW pour l’hydroélectricité] « est conforme au scénario du SER présenté dans le cadre de la révision de la PPE », indique le groupement des professionnels des énergies renouvelables.

Détaillées dans Enerpress, les propositions du Syndicat des énergies renouvelables (SER) se déclinent avec 2 dates intermédiaires, conformément au calendrier de la PPE : 2023 et 2028. La trajectoire qui permettrait de dépasser en 2030 « de 10% les objectifs définis dans la loi de transition énergétique pour la croissance verte », table sur 25 puis 35 GW pour l’éolien terrestre, 3 puis 12 à 14 GW pour l’éolien en mer, 1 GW pour les énergies marines en 2028, 21 puis 42 GW pour le solaire, et 6,5 puis 27,2 GW pour l’hydroélectricité. A l’horizon 2030, ces prévisions sont relativement similaires au scénario Ampère de RTE : 40 GW pour l’éolien terrestre, 18 GW pour l’éolien en mer, 3 GW pour les énergies marines, 52 GW pour le solaire, 27 GW pour l’hydroélectricité et 2,7 GW pour les bioénergies.

Toutefois, les scénarios Volt et Hertz se montrent moins ambitieux, ou peut-être plus réalistes, sur le rythme de développement des EnR, avec respectivement 40 et 45% d’EnR dans le mix électrique en 2035. De son côté, France Énergie Éolienne plaide pour 45% d’EnR au sein du mix électrique dès 2030. Les discussions sont donc lancées au moment où se constituent les groupes de travail pour la PPE, et où le commissaire européen, Miguel Arias Cañete, appelle à investir dans les infrastructures pour les énergies propres, lors de la publication du 3ème rapport sur l’état de l’Union de l’énergie.

Infrastructures énergétiques : comment les acteurs anticipent ?

Le 29 novembre 2017, l’Association des Économistes de l’Énergie organisait justement son colloque avec pour thème : « Décider aujourd’hui des infrastructures énergétiques nécessaires pour demain ». Au programme de cette réunion de travail, plusieurs experts parmi lesquels Jacques Percebois (CREDEN) et François Lévêque (École des Mines Paris), mais aussi de nombreux professionnels à l’instar de Jean-Louis Carenco (CRE) et François Brottes (RTE), ont analysé dans un premier temps l’évolution de la demande d’énergie, avant de s’intéresser au design de marché et aux investissements nécessaires. En effet, comme le souligne le président élu de l’International Association for Energy Economics, Christophe Bonnery : « les besoins en énergie restent importants et le passage à une économie économe en carbone nécessite de développer de nouvelles infrastructures, notamment au niveau du transport et de la distribution d’électricité ».

Car en plus d’importants coûts de stockage, les énergies renouvelables induisent des coûts d’intégration (« coûts systèmes » et « coûts aux bornes ») qui augmenteront à mesure du foisonnement des unités de production intermittentes sur le territoire , et bénéficient de larges subventions (tarifs d’achat garantis, mécanismes de rémunération sur les marchés avec prime, exonérations fiscales…). C’est pourquoi, lors d’un débat organisé par Enerpress, le sous-directeur chargé du système électrique et des énergies renouvelables à la DGEC, Olivier David, rappelait ainsi que « parler du prix des ENR n’a pas de sens si on ne prend pas les aides fiscales en compte ». Toutes ces problématiques technico-financières, ainsi que les simplifications juridico-administratives nécessaires au développement des EnR seront immanquablement à l’ordre du jour pour la préparation de la prochaine PPE. Au total, 19 ateliers thématiques ont déjà commencé à être organisés, celui sur les réseaux électriques a lieu le 1er décembre. Un groupe de travail permanent a par ailleurs été mise en place par Sébastien Lecornu pour réfléchir à ces problématiques dans la durée pour l’éolien, autour de France Energie Eolienne (FEE). De son côté, la filière solaire a initié une démarche similaire autour du syndicat Enerplan.

En ce qui concerne l’avenir des infrastructures thermiques, plusieurs ateliers thématiques ont déjà abordé le sujet, tandis que les enjeux autour de la sécurité d’approvisionnement ont notamment été examinés au moment de la loi hydrocarbures, votée cet automne. Qui plus est, l’association Coénove qui cherche à promouvoir « la complémentarité des énergies et le rôle clé du gaz » n’a pas manquer de faire le point sur la vingtaine de centrales à gaz encore en exploitation en France lors des 18ème rencontres de l’énergie, qui ont aussi eu lieu le 29 novembre. Ce rassemblement qui s’est tenu en présence du Ministre Nicolas Hulot, a été présidé entre autres par Julien Aubert, récemment nommé titulaire du Conseil supérieur de l’énergie, avec Bérangère Couillard et Anthony Cellier.

Enfin, alors que la réduction de la part de l’énergie nucléaire reste un objectif du gouvernement, la fermeture des centrales nucléaires fera l’objet d’une mission d’information parlementaire. Celle-ci sera ouverte d’ici la fin de l’année, à la demande de la présidente de la commission du développement durable de l’Assemblée Nationale, Barbara Pompili. De son côté, le ministère de la transition écologique et solidaire continue de préparer les contrats de transition des territoires. Tandis qu’entre 15 et 20 contrats vont être présentés dès 2018, le cas de la centrale de Fessenheim pourrait être précisé à cette occasion puisque le secrétaire d’Etat, Sebastien Lecornu, a confirmé sa fermeture au plus tard en 2019.

Rédigé par : La Rédaction

La Rédaction
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COMMENTAIRES

  • L’Union européenne elle, comme beaucoup d’autres en Asie, Australie, Amérique latine etc, doit réviser ses objectifs à la hausse face à la baisse des prix des renouvelables et du stockage :

    Les prix des batteries et de l’électricité propre ont chuté si brutalement que même les projections imaginant un système à 85-90 % de renouvelables pour 2035 semblent aujourd’hui « ridiculement conservatrices ».

    La baisse des prix devrait se poursuivre, le solaire pourrait valoir moins d’un centime d’euro par kilowatt heure dans un avenir proche, après une vente à 1,66 centime d’euro le kilowatt heure enregistrée la semaine dernière au Mexique.

    La chute des prix des batteries a aussi dépassé les attentes avec un prix du stockage par kilowatt en baisse de 70 % entre 2010 et 2016. Et cela continuera.

    « La dynamique est presque hors de contrôle », indique Auke Lont, PDG de Statnett, le gestionnaire du réseau norvégien. C’est une vraie tempête sur les marchés économiques mondiaux en ce qui concerne l’énergie propre.

    « C’est tout simplement incroyable, chaque semaine il se passe quelque chose quelque part dans le monde », continue-t-il, citant une vente aux enchères en Allemagne, où 1 gigawatt d’éolien terrestre a été vendu à 38 euros le mégawatt heure la semaine dernière.

    Les nouvelles estimations de la Commission sur les transitions énergétiques devraient donner du poids aux propositions actuellement débattues au niveau de l’UE. Le 28 novembre, les eurodéputés ont en effet soutenu un objectif de 35 % d’énergies renouvelables d’ici 2030, une amélioration par rapport aux 27 % proposés il y a un an par la Commission européenne.

    Même les fonctionnaires admettent aujourd’hui que les prévisions européennes sont trop basses. Maroš Šefčovič, le commissaire chargé de l’Union de l’énergie, a indiqué la semaine dernière que l’exécutif européen devait adapter ses estimations, afin de prendre en compte la chute rapide des coûts associés aux renouvelables.

    « Nous avons à présent de nouveaux arguments pour revoir nos objectifs », a-t-il déclaré, assurant que la Commission encouragerait les négociations.

    Cependant, ce nouvel objectif de 35 % fait encore (très) pâle figure face à l’analyse de la Commission sur les transitions énergétiques. Les projections utilisées pour le définir se fondent en effet sur la supposition que seuls le gaz et les batteries au lithium permettraient de compléter les renouvelables intermittentes. Or, les technologies liées à la gestion de la demande se sont diversifiées de manière inattendue, ce qui pourrait encore pousser les prix vers le bas rapidement.

    La production « d’hydrogène propre » à partir d’électricité renouvelable pourrait bientôt devenir économiquement faisable. L’hypothèse phare de la Commission sur les transitions énergétiques, c’est « qu’une partie de la solution à ces secteurs difficiles à électrifier serait en fait plus d’électrification, soit directement soit via de l’hydrogène propre ».

    http://www.euractiv.fr/section/energie/news/near-total-renewable-energy-system-within-reach-lord-adair-turner/

    .

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    • Vous ne faites pas allusion à tous les frais de réseau qui augmentent considérablement le prix du KWh électrique pour le consommateur. C’est étrange !

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  • Dans votre article vous dites bien que RTE a présenté 4 scénarios, mais vous ne donnez des informations que sur les trois scénarios qui gardent le plus d’électricité nucléaire. Personnellement, j’ai lu en détail la synthèse des rapports de RTE (non encore publiés) et je pense que le scénario Watt, celui que vous ignorez, est le plus réaliste. Il nécessite un très fort développement des énergies renouvelables dès maintenant (ce qui devrait être possible pour un pays qui pendant 10 ans a mis en service 4 réacteurs nucléaires par an) et la construction de quelques centrales thermiques au gaz. Certes, il va conduire vers 2025 à une légère augmentation des émissions de CO2, mais en 2035, avec ce scénario, la transition énergétique et la sortie du nucléaire sont faites à 88 %. Ce n’est pas le cas avec les 3 autres scénarios qui en 2035 conservent beaucoup de centrales nucléaires très vieilles sans que des solutions de remplacement aient été prévues. Par ailleurs, si vous lisez les dernières pages de la synthèse de RTE et, en particulier la page 35, il faut bien voir qu’avec les quatrièmes visites décennales de nombreux réacteurs vont être à l’arrêt sur quelques années (2019 à 2023), et il est bien dit que si ces arrêts sont trop longs, RTE ne pourra assurer l’approvisionnement électrique de la France, d’autant plus si les centrales au charbon sont fermées. Pour le moment EDF annonce des arrêts de 140 à 150 jours pour les quatrièmes visites décennales de chaque réacteurs, mais ce planning est considéré comme irréalistes par nombre de personnes y compris à l’ASN et l’IRSN. Une dérive sur ce planning se traduira de fait par des émissions de CO2 supplémentaires non prises en compte dans les 3 scénarios RTE Ampère, Volt et Hertz. C’est encore plus grave avec les scénarios Ampère et Volt qui excluent la construction de nouvelles centrales thermiques au gaz et qui intègrent la fermeture des centrales au charbon, car si quelques réacteurs nucléaires toussotent (et on peut le craindre à l’image de ce qui se passe actuellement et par le fait que ces réacteurs ne font que vieillir), l’approvisionnement de la France sera très difficile, sauf à faire appel à l’étranger dont les centrales au charbon allemandes. Il aurait été honnête que votre article n’exclut pas de fait le scénario Watt qui prévoit la fermeture des réacteurs nucléaires avant leur 4ème visite décennale, de même que le Ministre M. Hulot qui, par sa déclaration précipitée sur le report de l’échéance de 2025, fait les choix avant le démarrage des débats, dont le débat public. C’est choquant dans un pays qui se dit démocratique.

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    • N’étant pas un spécialiste énergétique,le me permets toutefois quelques réflexions qui me sont venues immédiatement à l’esprit en lisant l’article.
      1: il semblerait que la forte tendance de baisse du coût de production du KW renouvelable
      n’est pas prise en compte ,ce qui devrait largement compenser les coût induits qui sont
      cités (stockage et bornes).
      2: par compte ,le coût de production du Kw nucléaire ne fera que grimper en flèche,la capacité
      de production sera diminuée par les lourds et coûteux travaux de maintenance des
      centrales.
      Sachant que le développement du renouvelable, par son prix devenu compétitif,sera de
      moins en moins dépendant des aides publiques donc non « maîtrisable » en particulier
      pour la production au niveau individuelle en autoconsommation et par les développements
      des initiatives citoyennes collectives locales.
      Ces développements pourraient monter en puissance et venir affaiblir encore un peu plus la
      rentabilité du nucléaire et des fossiles.
      3: Et bien oui, où est passé le scénario « Watt » de RTE ??

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      • Ce sont justement ces « énergies renouvelables  » intermittentes qui font grimper, paradoxalement, la facture finale T.T.C. du consommateur et l’endettement de l’État.

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