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Un mix composé à 50% de nucléaire et 50% d’énergies renouvelables en 2050 undefined
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M0
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M1
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M23
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N1
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N2
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N03
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Trajectoire de référence
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Sobriété
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Réindus-
trialisation profonde
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M23
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N1
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N2
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N03
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M0
Un mix électrique reposant à 100% sur des énergies renouvelables en 2050
Ce scénario est caractérisé par une sortie accélérée du nucléaire par rapport à la trajectoire définie par la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), et vise à atteindre un mix reposant à 100% sur des énergies renouvelables dès 2050.

Les rythmes de développement du photovoltaïque, de l’éolien et des énergies marines sont poussés à leur maximum pour atteindre cet objectif, dépassant les meilleures performances européennes en la matière. Ce scénario implique également de mobiliser un  bouquet de flexibilité très important et nécessite une maîtrise plus rapide de la production de gaz décarboné que les autres scénarios.
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Trajectoire de référence
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Sobriété
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Réindus-
trialisation profonde
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Production installée en 2050
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éolien terrestre
74 GW
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éolien en mer
62 GW
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hydraulique
22 GW
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photovoltaïque
208 GW
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thermique
0 GW
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nucléaire
0 GW
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Bioénergies
2 GW
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énergies marines
3 GW
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Capacités de production (en GW)
Nucléaire
Éolien terrestre
Éolien en mer
Photovoltaïque
Énergies marines
Hydraulique
Bioénergies
Thermique
Le scénario M0 est fondé sur un objectif de production d’électricité 100% renouvelable dès 2050 et prévoit une sortie accélérée du nucléaire. Pour compenser cette reconfiguration accélérée du parc de production, ce scénario prévoit d’accélérer de manière drastique le développement de toutes les énergies renouvelables. D’ici trente ans, le parc photovoltaïque doit ainsi atteindre 208 GW (soit un parc 21 fois supérieur à aujourd’hui), le parc d’éoliennes terrestres 74 GW (soit un parc 4 fois supérieur à aujourd’hui), et le parc d’éoliennes en mer 62 GW.

Atteindre ces objectifs nécessite d’installer (hors renouvellement des installations) en moyenne 6,6 GW de panneaux photovoltaïques par an d’ici à 2050 et 2,1 GW d’éoliennes en mer par an. Il s’agit d’un rythme largement supérieur à celui observé au cours des dernières années en France et dépassant les meilleures performances européennes en la matière.

Le rythme moyen de développement de l’éolien terrestre doit quant à lui presque doubler par rapport au rythme observé ces dernières années (2 GW par an, contre 1,2 GW installé en moyenne par an entre 2009 et 2020), mais reste moins important que les meilleures pratiques observées dans d’autres pays comme l’Allemagne (2,6 GW/an entre 2009 et 2020).
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Production d’énergie (en % et en TWh)
Énergie produite
Énergie produite en % en %
Énergie produite en TWh en TWh
Nucléaire
Éolien terrestre
Éolien en mer
Photovoltaïque
Énergies marines
Hydraulique
Bioénergies
Thermique
Le mix électrique de ce scénario est composé à 100% d’énergies renouvelables à l’horizon 2050.

Au-delà de la production des différentes filières, ce scénario, comme tous les scénarios de l’étude, nécessite de développer des « flexibilités » pour assurer l’équilibre offre-demande :
- les scénarios s’appuient sur un développement des STEP,
- les scénarios nécessitent une flexibilité accrue de la demande, flexibilité rendue possible par le fait qu’une partie des nouveaux usages conduit au stockage de l’énergie pour une utilisation future (batteries, électrolyseurs…),
- en fonction des scénarios, de nouvelles unités thermiques utilisant des combustibles décarbonés (hydrogène, biométhane, méthane de synthèse…) peuvent être nécessaires,
- les batteries stationnaires ont le potentiel de contribuer aux besoins de flexibilité, elles ne sont néanmoins adaptées que pour stocker des volumes d’énergie relativement faibles et ne peuvent pas répondre à tous les besoins de modulation, notamment au-delà de la journée,
- les interconnexions entre les réseaux électriques permettent de réduire le besoin des autres types de flexibilités et sont considérées comme un levier de flexibilité à part entière.

La proportion des différentes solutions de flexibilité considérées varie selon les scénarios. Pour ce scénario, le bouquet de flexibilités est le suivant : STEP (8 GW), flexibilité de la demande (15 GW), vehicle-to-grid (1,7 GW fournis par 1,1 million de véhicules électriques), nouveau thermique décarboné (29 GW), batteries (26 GW) et interconnexions (39 GW).

N.B. : par convention, les énergies produites par les moyens de flexibilité et dont la source d’énergie est elle-même produite par le système électrique ne sont pas prises en compte dans le calcul des parts des différentes filières dans le mix électrique, et n’apparaissent pas sur le graphique. Cela concerne essentiellement la production hydraulique des STEP fournie par l’eau stockée via pompage (17 TWh) et la production thermique décarbonée à partir d’hydrogène fournie par les électrolyseurs (16 TWh).
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Semaines types d’équilibre offre-demande d’électricité
Choisir une semaine type
Hiver froid
Hiver froid
Hiver peu de vent
Eté
Eté peu de vent
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Production + imports
Consommation + exports
Production + Imports
Autres productions fatales (déchets, biomasse, biogaz, hydroliennes)
Eolien
Solaire
Nucléaire
Hydraulique
Biométhane
Injection power-to-gas-to-power
Injection vehicle-to-grid
Injection batteries stationnaires
Imports
Effacements
Ecrêtement EnR
Consommation + Exports
Consommation
Pompage
Soutirage power-to-gas-to-power
Soutirage vehicle-to-grid
Soutirage batteries stationnaires
Exports
Défaillance
Sur cette semaine hivernale caractérisée par une température toujours inférieure à la moyenne de la saison, le niveau de consommation est en conséquence très haut. Cela nécessite, en plus de la production renouvelable, d’avoir recours quasiment en permanence aux imports (en gris dans la partie supérieure du graphique « production + imports »), et à la production d’électricité via l’hydrogène (en violet), et ce même en milieu de journée.

Les moyens de flexibilités journaliers, batteries stationnaires et vehicle-to-grid (respectivement en rose et orange clair), stations de pompages hydrauliques (en bleu), auront tendance à se charger lors du pic solaire du midi (dans la partie inférieure du graphique « consommation + exports »). On observe même l’utilisation de production d’électricité via l’hydrogène en complément pour charger des batteries (en violet dans la partie supérieure du graphique, contribuant à alimenter la consommation en rose dans la partie inférieure du graphique) dans la journée de jeudi afin d’alimenter la consommation avant le lever du jour ou en soirée.
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Coûts complets du système électrique à l’horizon 2060 (en Md€/an)
2060 – coûts
de référence
Variante Coûts
des EnR
(basse et
haute)
Variante Coûts
du nucléaire
Variante Coûts
du gaz (basse
et haute)
Variante Taux
d'actu-
alisation (1%
et 7%)
Nucléaire
Énergies renouvelables
Flexibilités
Réseau de transport d'électricité
Réseaux de distribution d'électricité
Exports
Total
Les coûts des scénarios des « Futurs énergétiques 2050 » sont estimés à l’horizon 2060 et sur la base d’un calcul de coûts complets de l’ensemble de la chaîne production-flexibilité-réseau à l’échelle de la collectivité et en tenant compte des taux de charge des actifs (nombre d’heures moyens de fonctionnement annuel ramené à la durée d’une année) tels qu’ils résultent de la modélisation du système électrique.

Parmi les enseignements de l’analyse des coûts complets des différents scénarios, on retient notamment :
- La prise en compte de l’ensemble des composantes du système électrique met en évidence des coûts globalement inférieurs dans les scénarios de construction de nouveaux réacteurs nucléaires, dans des proportions mesurées et dans certaines configurations.
- Au périmètre des seuls coûts de production, le scénario M23 fondé sur les grands parcs éoliens et solaires est le scénario le plus performant des Futurs énergétiques 2050.
- Les coûts de la flexibilité sont significativement plus élevés dans les scénarios à forte part en énergies renouvelables, tirés par les besoins de thermique décarboné et dans une moindre mesure de batteries.
- Les coûts du réseau sont également plus élevés dans les scénarios à forte part en énergies renouvelables, du fait des besoins d’adaptation des réseaux de distribution et de transport et du raccordement de l’éolien en mer.

Sous les hypothèses des coûts de référence, l’interclassement des coûts complets des différents scénarios est, par ordre décroissant M1, M0, M23, N1, N2 et N03.

Les incertitudes sur les conditions de financement, sur les coûts des différentes filières à l’horizon 2060 sont majeures. Aussi, les coûts complets de chaque scénario estimés sur la trajectoire de coûts de référence sont complétés par des estimations sous différentes variantes d’hypothèses :
- L’interclassement des coûts complets des scénarios n’est pas modifié par des analyses de sensibilité sur les coûts des énergies renouvelables et du nucléaire, sauf en combinant des hypothèses basses sur les énergies renouvelables et très hautes sur le nucléaire.
- Les incertitudes sur les coûts de la flexibilité peuvent modifier largement les écarts de coûts entre les scénarios mais ne remettent pas en cause l’interclassement économique des scénarios
- Le coût du capital a un impact important sur le coût complet des scénarios mais influe plus faiblement sur l’écart de coûts des scénarios, sauf dans une configuration où le coût du capital diffère entre les filières.
- Les scénarios avec nouveau nucléaire s’avèrent moins coûteux que les scénarios avec 100 % d’énergies renouvelables dans la plupart des configurations testées même si l’écart peut s’inverser dans certaines configurations spécifiques.
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Emissions de gaz à effets de serre du système électrique (en Mt de CO2éq.)
Émissions en cycle de vie
Émissions en cycle de vie
Émissions directes
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Nucléaire
Gaz
Charbon
Fioul
Hydraulique
Éolien
Photovoltaïque
Bioénergies
Batteries stationnaires
Electrolyseurs
Réseau de transport d'électricité
En prenant en compte l’ensemble des émissions sur le cycle de vie, l’empreinte carbone du système électrique français est aujourd’hui d’environ 26 MtCO2eq annuelles (à conditions météorologiques moyennes). L’essentiel de cette empreinte provient des émissions directes liées à la combustion de fioul, gaz et charbon dans les centrales (20 MtCO2eq). Le reste des émissions sur le cycle de vie (6 MtCO2eq), correspond aux émissions amont (extraction et transport des combustibles), à la construction et à la fin de vie des moyens de production et de réseau.

Dans tous les scénarios étudiés, l’empreinte carbone du système électrique est nettement réduite à l’horizon 2050, le bilan carbone associé aux nouvelles infrastructures (notamment énergies renouvelables et stockage) étant largement compensé par les gains liés à la décarbonation de la production d’électricité.

Dans l’hypothèse de référence (améliorations technologiques tendancielles mais sans décarbonation des mix énergétiques à l’étranger), les émissions en cycle de vie du système électrique français sont ainsi réduites de 60 % à 75 % d’ici 2050 selon les scénarios, avec une baisse un peu plus prononcée dans les scénarios comprenant le développement de renouvelable et de batteries le plus faible.

Cette diminution, importante en pourcentage, reste néanmoins limitée en valeur absolue compte tenu de l’empreinte carbone déjà relativement faible du système électrique actuel. La baisse obtenue représente tout de même de l’ordre de 2,5 % de l’empreinte carbone totale actuelle de la France.

N.B. : en analyse en cycle de vie, les émissions directes des déchets non renouvelables compris dans les bioénergies, sont classiquement imputées aux producteurs de ces déchets. Afin d’éviter un double-comptage, elles ne sont alors pas comptées dans les émissions en cycle de vie de la production d’électricité à partir des déchets.
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Consommations de ressources minérales du système électrique (en ktonnes)
Cuivre
Cuivre
Aluminium
Lithium
Cobalt
Nickel
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Nucléaire
Photovoltaïque
Éolien en mer
Éolien terrestre
Hydraulique
Bioénergies
Thermique
Batteries stationnaires
Réseau de transport d'électricité
Batteries de véhicules électriques
Le cuivre est présent dans presque tous les composants du système électrique (nucléaire et renouvelables, batteries, réseau) ainsi que dans de nombreux autres secteurs économiques stratégiques (bâtiments, transports, télécommunications, industrie…) en croissance au niveau mondial.

Des tensions sur son approvisionnement sont à prévoir, principalement pour deux raisons. D’une part, bien que le niveau de réserves rapporté au volume de consommation du cuivre soit stable depuis plusieurs années et estimé à 30-40 ans, les teneurs en cuivre des gisements s’appauvrissent. D’autre part, la demande mondiale de cuivre est en forte croissance que ce soit pour la transition énergétique ou pour le développement des pays émergents.

Dans les scénarios de « Futurs énergétiques 2050 », la demande de cuivre est plus importante dans les scénarios à forte proportion en énergies renouvelables mais la majorité des besoins de cuivre est portée par les batteries des véhicules électriques. Les enjeux de criticité dépendront très largement de l’évolution de l’offre et la demande au niveau mondial dans tous les secteurs de l’économie ainsi que d’une façon plus modérée de l’évolution des capacités de recyclage.
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Surfaces associées au système électrique (en milliers d’hectares)
Surfaces totales
Surfaces totales
Surfaces artificialisées
Surfaces imperméabilisées
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Centrales thermiques
Photovoltaïque toiture
Photovoltaïque au sol
Éolien terrestre
Nucléaire (y compris nucléaire hors service)
Ligne aérienne
Ligne souterraine
Poste électrique
Le calcul de la surface nécessaire au système électrique nécessite l’identification des surfaces occupées par chaque type d’ouvrage. Cette notion de surface occupée n’est toutefois pas définie de manière standard et peut recouvrir différentes conceptions.

La convention retenue est de définir la surface occupée par une installation donnée (par exemple une éolienne) comme celle qui délimite l’espace dans lequel il n’est pas possible de construire une autre installation du même type. Cette convention pour estimer la surface occupée tend à attribuer une surface très importante à l’éolien terrestre et aux lignes électriques alors même que la surface correspondante est très peu artificialisée et est très largement accessible à d’autres usages, notamment agricoles.

Sur la base de cette convention, la surface occupée en 2050 par le système électrique représente dans les différents scénarios étudiés, entre 2% et 3% du territoire, contre 1% aujourd’hui et elle est globalement plus importante dans les scénarios basés sur les plus fortes parts d’énergies renouvelables. Près de 95% de la surface occupée par le système électrique reste dans tous les scénarios accessible pour des co-usages.

Si les éoliennes et les lignes électriques représentent l’essentiel de la surface occupée, ce sont également les infrastructures qui permettent le plus de mutualisation avec les surfaces agricoles ou naturelles et peu de restriction sur les activités (même s’il existe des distances minimales aux bâtiments pour les éoliennes et les lignes électriques).

À long terme, le point de vigilance porte plus particulièrement sur les parcs photovoltaïques au sol qui peuvent être très consommateurs d’espace. De nouveaux modèles de développement dits « agrivoltaïques », susceptibles d’occuper un espace plus important, permettent toutefois d’envisager plus facilement des co-usages agricoles. L’analyse de projets concrets permettra de mesurer leur gain environnemental et leur compétitivité par rapport aux installations classiques de photovoltaïques au sol.
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Matières et déchets radioactifs
Entreposage de combustibles usés
Entreposage de combustibles usés
Combustibles usés à gérer à la fin de vie du parc nucléaire considéré dans le scénario
Déchets conditionnés produits à la fin de vie du parc nucléaire considéré dans le scénario
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Quantité de combustible usé
Avec arrêt du retraitement
Capacité des piscines d'entreposage
Capacité actuelle
En cas de densification
 
non densifiées + piscines EDF
densifiées + piscines EDF
Les déchets radioactifs issus de la production électronucléaire estimés ici sont les substances radioactives pour lesquelles aucune valorisation n’est prévue et qui ont vocation à être stockés en couche géologique profonde. Leur volume est estimé à l’issue de la fermeture du dernier réacteur pris en compte dans chaque scénario. Ces déchets radioactifs sont composés d’une part des matières non valorisables isolées à l’issue du retraitement du combustible nucléaire usé, et d’autre part, selon les décisions d’arrêt du retraitement ou de sortie du nucléaire, des combustibles usés (dès lors qu’ils n’ont aucune perspective de valorisation ultérieure potentielle).

Pour être stockés en couche géologique profonde, les déchets radioactifs doivent être conditionnés. Les déchets de haute activité (HA) et de moyenne activité à vie longue (MAVL) sont aujourd’hui conditionnés via le procédé de retraitement de l’usine de La Hague.

Dans les scénarios M, en raison de la sortie programmée du nucléaire, l’usine de retraitement de La Hague s’arrête en 2040 et n’est pas renouvelée. Le volume de déchets conditionnés et prêts à être stockés en couche géologique profonde correspond aux colis de déchets produits par cette usine jusqu’à cette date. Ce volume est donc proche dans tous les scénarios M et est à mettre en regard du dimensionnement de référence de Cigeo (10 000 m3 de déchets haute activité et 73 000 m3 de déchets moyenne activité vie longue).

Puisque des réacteurs continuent à fonctionner après 2040 dans tous les scénarios M, la production de combustibles usés continue après cette date. En l’absence de nouveaux réacteurs nucléaires, ces combustibles n’ont plus de perspective d’emploi, ils sont dès lors des déchets. Comme ils ne sont pas conditionnés, et qu’aucune solution de conditionnement n’est actuellement disponible, ils restent entreposés en piscine ; ils sont comptés à part comme combustibles à gérer.

In fine, le volume de déchets conditionnés des scénarios M s’accompagne d’un volume de combustibles usés à stocker comparable à celui de l’ensemble des autres déchets HA et MAVL.

NB : les déchets de démantèlement, de défense, de médecine et de recherche produit au-delà de 2019 ne sont pas pris en compte dans ces estimations, mais ne relèvent qu’en faible proportion des catégories HA et MAVL.
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