Au tour d’Enedis d’anticiper le mix électrique de 2050

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Maillon essentiel de la transition écologique au plus près des territoires, le réseau de distribution permet déjà de raccorder au réseau électrique près de 90% des nouvelles énergies renouvelables (ENR) éoliennes et photovoltaïques, de participer à l’électrification des usages et d’agréger des données de production et de consommation, indique le gestionnaire de distribution (GRD).

Quatre scénarios sont passés en revue dans ce rapport correspondant à des futurs possibles et cohérents permettant d’anticiper les changements auxquels le réseau de distribution d’électricité aurait à s’adapter :

– « Stagnation » : stagnation économique et transition écologique ralentie

– « Continuité » : croissance économique régulière et poursuite des trajectoires définies par la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE)

– « Transition » : croissance économique régulière, production photovoltaïque prépondérante et sobriété choisie

– « Rupture » : croissance forte de l’économie, de la population et de la production d’électricité décentralisée, 100% ENR.

Ils « reposent sur des hypothèses de croissance économique plus ou moins fortes, combinées avec des hypothèses de transition énergétique plus ou moins poussées, en particulier pour ce qui concerne les sites de production photovoltaïque raccordés au réseau électrique », insiste le GRD.

Enedis a pris en compte pour cette étude des données locales à chaque fois que cela était possible : démographie, logement, activité économique, météorologie, etc, afin de de donner des résultats à la fois à la maille nationale et à des échelles locales ciblées.

Pour ces scénarios, Enedis estime que la croissance de la consommation électrique aux bornes du réseau de distribution restera modérée (entre 0,3% et 1,2% par an d’ici 2050), les gains d’efficacité énergétique compensant l’augmentation marquée de l’usage de l’électricité au niveau national. A l’échelle locale, les contrastes observés aujourd’hui entre territoires devraient persister, juge le GRD. Les niveaux de consommation les plus élevés demeureront dans les zones les plus densément peuplées : Ile-de- France, Auvergne-Rhône-Alpes, côtes méditerranéenne et atlantique et métropoles.

Le solaire énergie la plus impactante

La production solaire et éolienne sera de plus en plus souvent à l’origine des pics de sollicitation du réseau public de distribution d’électricité, les pointes. Ce qui implique que le développement des ENR raccordées au réseau de distribution sera le facteur primordial de changement.

Les scénarios ont été construits pour couvrir une large plage de développement des énergies renouvelables raccordées au réseau de distribution : de 100 à près de 300 GW à l’horizon 2050. La quantité d’installations solaires, en particulier les installations de petite taille raccordées en basse tension (230 / 400 V) est le paramètre le plus différenciant de ces scénarios.

À la fin 2020, plus de 30 GW de capacités de production sont raccordées au réseau de distribution géré par Enedis. Il s’agit pour l’essentiel d’éolien terrestre (15 GW) et de solaire (9 GWc), soit respectivement 86% et 88% du parc total en France continentale, rappelle le rapport. Le solaire est raccordé pour moitié environ en basse tension (BT).

Le paramètre qui différencie le plus ces scénarios est la quantité d’installations solaires et en particulier celles de petite taille (en BT). Dans le scénario Rupture, l’hypothèse d’Enedis est que chaque toiture des 33 millions de bâtiments de France continentale est équipée d’une installation PV de 3,5 kWc (moyenne des installations solaires sur des petites toitures). Ce qui conduit à une puissance cumulée de 116 GWc. Au total, la production solaire raccordée au réseau de distribution varie de 48c à 232 GWc selon les scénarios.

Le photovoltaïque raccordé en BT, très majoritairement sur des toitures, est aujourd’hui principalement localisé au Sud et à l’Ouest du pays, essentiellement grâce à de meilleures conditions d’ensoleillement. Cependant à l’avenir, comme cela est déjà attendu et favorisé par les politiques énergétiques (PPE, SNBC, mais aussi la réglementation énergétique des bâtiments), l’installation de panneaux solaires pourrait devenir la règle pour un nombre croissant de bâtiments, juge le GRD. « Cette filière pourrait alors s’étendre et se rééquilibrer en faveur de territoires bien moins ensoleillés, mais disposant de très grandes surfaces de toitures disponibles. » Un mouvement déjà engagé. A l’horizon 2050, le scénario Rupture conduit à la présence généralisée sur le territoire de PV sur toiture. À l’inverse, dans les scénarios Stagnation et Continuité, où son développement se poursuit sans rupture majeure, il restera majoritairement situé dans un grand quart Sud-Ouest, précise Enedis.

Ainsi, à terme, le dimensionnement du réseau électrique sera de plus en plus réalisé en fonction de la production locale.

Dans de tels cadres, le développement de dispositifs de stockage saisonnier est indispensable dans les scénarios où la production solaire et éolienne devient prépondérante. La diversification des moyens offrant des flexibilités pour le pilotage du système électrique et l’optimisation du réseau de distribution gagnera en importance. L’usage des batteries à cette fin va s’amplifier.

Les investissements

Les investissements nécessaires à l’intégration des nouvelles installations sur le réseau public de distribution d’électricité augmenteront en fonction de la part locale de la production éolienne et solaire. Aujourd’hui, Enedis consacre environ 2 milliards d’euros d’investissements par an aux raccordements et extensions de réseau associées. L’entreprise a anticipé ce besoin jusqu’en 2035 en cohérence avec les objectifs de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE).

Selon les scénarios étudiés, les nouvelles installations ou extensions du réseau public de distribution pourraient se traduire à horizon 2050 par des rythmes annuels d’investissements entre 2 milliards d’euros par an et 6 à 8 milliards dans le scénario Rupture, soit 3 à 4 fois plus élevé que le rythme actuel. Ces investissements ne recouvrent pas l’ensemble des enjeux industriels d’Enedis, signale le GRD.

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