Enedis: les évolutions du réseau public de distribution d’électricité à l’horizon 2050

Enedis a livré ce 12 avril son premier rapport de prospective sur l’évolution du réseau public de distribution d’électricité, à l’échelle territoriale et nationale à l’horizon 2050. La filiale d’EDF entend ainsi « faire part de son éclairage sur les transformations et les investissements à long terme qui seraient nécessaires pour adapter le réseau public de distribution d’électricité en fonction de différents scénarios ». Pour Dominique Lagarde, directeur de la Stratégie d’Enedis, ce rapport permet d’ »identifier les priorités de long terme » pour l’entreprise : « investir pour permettre aux consommateurs d’être alimentés par la production raccordée au réseau de distribution ; promouvoir les optimisations économiques rendues possibles par les installations locales ».

Quatre scénarios étudiés

Les quatre scénarios retenus correspondent pour Enedis 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’énergie (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% énergies renouvelables).
Ces scénarios 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. « Il s’agit concrètement d’associer des tendances de fond observées depuis plusieurs années (démographie, efficacité énergétique, etc.), à des éléments nouveaux qui vont se développer dans les décennies à venir (mobilités propres, énergies renouvelables, etc.), le tout à l’échelle de chaque territoire (quartiers, communes, départements, régions) », ont précisé les auteurs du rapport qui ont pris en compte les données locales disponibles (démographie, logement, activité économique, météorologie, etc.). « Cette approche permet de donner des résultats à la fois à la maille nationale et à des échelles locales ciblées, l’analyse fine des consommations, des productions et de leur évolution prospective étant permise par l’ancrage territorial d’Enedis, ainsi que sa dimension nationale », ont-ils souligné.

Consommation : de forts contrastes territoriaux

A l’échelle nationale, les gains d’efficacité énergétique compenseraient l’augmentation marquée de l’usage de l’électricité, note le rapport. « La croissance de la consommation aux bornes du réseau de distribution reste par conséquent modérée entre 0,3% et 1,2% par an d’ici 2050, inférieure aux niveaux connus depuis le début du siècle. »

A l’échelle locale, les contrastes observés aujourd’hui entre territoires devraient persister, relève-t-il. En toute logique, les niveaux de consommation les plus élevés se trouveront dans les zones les plus densément peuplées et mieux armées pour résister aux soubresauts de la conjoncture économique : Ile-de-France, Auvergne-Rhône-Alpes, côtes méditerranéenne et atlantique et métropoles. A l’inverse, la consommation des régions du quart Nord-Est du pays diminue dans le scénario Stagnation et, dans les autres scénarios, elle augmente mais proportionnellement moins qu’ailleurs. « Ceci s’explique par l’importance de l’industrie dans leur consommation d’électricité, mais également par la nature de leurs filières industrielles, analysent les auteurs du rapport. Le niveau d’activité des secteurs industriels dans lesquels est spécialisé le Nord-Est est plus sensible au contexte économique national, contrairement à celles des autres régions. En effet, dans les régions du quart Nord-Est, l’industrie est davantage spécialisée dans les filières d’équipements mécaniques, de la chimie lourde et des composants métalliques et plastiques, tandis que celle de l’Ouest est plus spécialisée dans l’agroalimentaire, les transports aériens et maritimes, et celle du Sud dans la chimie lourde et fine, mais aussi l’électronique et l’informatique. »

Les énergies renouvelables, « facteur primordial de changement »

Selon Enedis, le développement des énergies renouvelables raccordées au réseau de distribution sera le « facteur primordial de changement ». Les scénarios ont été construits pour couvrir une large plage de développement des ENR raccordées au réseau : de 100 à près de 300 GW à l’horizon 2050. L’éolien terrestre devrait continuer de privilégier les régions peu denses et venteuses et son implantation rester concentrée dans les Hauts-de-France, le Grand Est, la Bourgogne et dans une moindre mesure la côte atlantique et l’Occitanie.  « 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 », souligne le rapport. Principalement localisé aujourd’hui au Sud et à l’Ouest du pays, le photovoltaïque raccordé en basse tension – essentiellement composé de panneaux installés sur des toitures – pourrait devenir la règle pour un nombre croissant de bâtiments et la filière s’étendre et se rééquilibrer en faveur de territoires bien moins ensoleillés, mais disposant de très grandes surfaces de toitures disponibles. Un mouvement d’ores et déjà engagé, observe le rapport : si les départements les plus équipés restent situés dans le Sud-Ouest du pays (Aveyron, Pyrénées-Orientales, Bouches-du-Rhône, etc.), certains départements du quart Nord-Est comme la Marne ou le Nord sont déjà dotés de parcs équivalents à des départements du Sud-Ouest et de superficie équivalente, tels que l’Aude ou le Tarn.

Optimisations locales entre production et consommation

Selon Enedis, le dimensionnement du réseau électrique sera aussi de plus en plus réalisé en fonction de la production locale. « En fonction des moments dans la journée, de la météo ou des saisons, la production générée dans chaque territoire sera soit inférieure soit supérieure à sa propre consommation : des optimisations locales entre production et consommation vont se développer, prévoit-il. Les territoires sont et seront interdépendants en matière d’électricité et les réseaux de transport et de distribution continueront à assurer l’équilibre du système à tout moment, en adaptant leurs infrastructures à ces nouveaux besoins ».
Dans les scénarios où la production solaire et éolienne devient prépondérante, le développement de dispositifs de stockage saisonnier est indispensable du fait de l’intermittence des technologies d’ENR, souligne encore le rapport.  « La diversification des moyens offrant des flexibilités pour le pilotage du système électrique et l’optimisation du réseau de distribution gagnera en importance, anticipe-t-il. L’usage des batteries à cette fin va s’amplifier. »

Hausse des investissements en fonction de la part locale de l’éolien et du solaire

Les investissements nécessaires à l’intégration des nouvelles installations sur le réseau public de distribution d’électricité augmenteront donc en fonction de la part locale de la production éolienne et solaire, prévient Enedis. Aujourd’hui, la filiale d’EDF consacre environ 2 milliards d’euros d’investissements par an aux raccordements et extensions de réseau associées, un besoin qu’elle affirme avoir anticipé jusqu’en 2035 en cohérence avec les objectifs de la 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 », note Enedis qui précise que ces investissements ne recouvrent pas l’ensemble de ses enjeux industriels. Ne sont notamment pas inclus les investissements associés à la modernisation du réseau (renouvellement de réseaux anciens, remplacement de matériels obsolètes, enfouissement des réseaux et investissements liés au développement de nouveaux outils de pilotage du réseau…). « Par ailleurs, souligne la filiale d’EDF, ces trajectoires sont construites en conservant les règles d’urbanisme actuelles et ne présupposent pas d’éventuelles évolutions réglementaires. Des travaux complémentaires sont en cours afin de prendre en compte les coûts associés aux raccordements des moyens de stockage suivant leurs localisations. »