Quels seront les besoins, les usages, la composition du mix énergétique et les contraintes diverses avec lesquels le réseau public de distribution électrique devra composer d’ici 2050 ? Derrière cette question à tiroirs de pure prospective s’en pose une autre, beaucoup plus concrète et impactante pour toutes les parties prenantes, qui est celle des investissements qui seront nécessaires d’ici là pour maintenir le réseau à niveau en fonction des réponses.
Pour cela, la direction de la stratégie d’Enedis, avec le soutien de son Conseil des parties prenantes (présidé par l’économiste Christian de Boissieu) s’est livrée à un exercice de prospective dans le triple but d’« éclairer l’avenir industriel de la filière, donner des ordres de grandeur des coûts d’adaptation du réseau et concrétiser les futurs possibles de chaque territoire ».
Les résultats de ce travail (qui n’a pas valeur de prédiction) sont synthétisés dans un document intitulé Eléments de prospective du réseau public de distribution d’électricité à l’horizon 2050.
La matière première de cette analyse est une collection de 600 paramètres (300 locaux et 300 nationaux), qui prennent aussi en compte lorsque c’est possible, des éléments de contexte locaux (démographie, météo, dynamique économique…), afin de permettre une exploitation au niveau de chaque territoire.
« Nous nous intéressons beaucoup aux usages, et nous avons dans nos bases les données de 90 secteurs industriels, explique Dominique Lagarde, Directeur de la Stratégie d’Enedis. Nous sommes revenus sur 25 ans d’évolutions industrielles en France pour nous projeter en 2050. Nous avons fait un effort de modélisation avec de nombreuses variantes, et c’est un modèle très puissant ».
Quatre scénarii
Pour faire de cet exercice un outil de réflexion concret, compte tenu du nombre quasi infini de combinaisons que permettent ces 600 paramètres, les équipes d’Enedis ont fait le choix de modéliser leurs estimations sur la base de quatre scénarios (stagnation, continuité, transition, rupture) qui sont « sollicitants » pour le réseau de distribution.
Le scénario de stagnation table sur une situation de succession de crises (climatiques, économiques, sanitaire…) dans laquelle il n’y pas de croissance économique, pas d’investissements et une transition énergétique faible. Là, c’est le nucléaire qui continue à produire la plus grande partie de l’énergie.
Le scénario de continuité prévoit pour sa part qu’en 2050 le nucléaire représentera 50 % du mix énergétique, avec un gros développement du solaire et de l’éolien (environ 40 %) et une montée en charge conséquente des véhicules électriques et des pompes à chaleur. On est dans les clous de la Stratégie Nationale Bas Carbone (SNBC).
Le scénario de transition prévoit un contexte mondial qui favorise la R&D et l’innovation, avec une part prépondérante d’énergies renouvelables et une production nucléaire ramené à 15 GWh par an. Les particuliers comme les organisations se laissent gagner par la sobriété énergétique.
Enfin, le scénario de rupture porte bien son nom puisque c’est celui qui sollicitera le plus le réseau. Ici, la population passe à 73 millions d’habitants (versus 71 M pour les trois autres scénarii), la croissance économique est forte (+ 1,7 % par an) et les usages s’électrifient massivement, alors que le nucléaire disparait au bénéfice d’un mix énergétique 100 % énergies renouvelables.
Malgré la disparité des situations, la consommation sur le périmètre des clients raccordés au réseau n’explose pas, elle progresse en moyenne, selon les scénarii, entre 0,3 % et 1,2 %. L’efficacité et la sobriété jouent un rôle de compensation. En revanche, la montée en puissance du solaire et de l’éolien seront à l’origine des pics de consommation, qui mettront les territoires dans l’incapacité à assurer la continuité de l’alimentation électrique. A cela, il faudra répondre par le nucléaire et/ou par des solutions de stockage, tant pour le quotidien qu’en mode intersaisonnier..
Entre 2 et 8 milliards d’euros par an
Au final - et c’est le but de ce rapport -, ces différents scénarios auraient des impacts sur l’investissement nécessaire dans le réseau de distribution qui varient dans un rapport de un à quatre, soit de 2 Mds (le niveau d’investissement annuel actuel, qui correspond à la PPE d’ici 2035) à 8 Mds d’euros par an (scénario de rupture). Des montants qui se retrouveront d'une manière ou d'une autre sur la facture des abonnés, particuliers, collectivités et entreprises.
Notons au passage que dans ces projections d’investissement, de nombreux facteurs restent difficiles à évaluer. Par exemple sur les besoins de stockage d’énergie (intersaisonnier comme quotidien), qui dépendront largement de la puissance installée en production solaire et éolienne, des technologies prometteuses comme l’hydrogène sont émergeantes et l’évolution de leur prix difficile à prévoir.
Questionné par ailleurs sur l’évolution de la consommation électrique des infrastructures du numérique (réseaux de communication, data centers), actuellement en progression, et au cœur de nombreuses polémiques, Dominique Lagarde se dit convaincu qu’elle augmentera dans les 5 ou 10 années à venir mais qu’à l’horizon 2050, elle devrait baisser…
