Plusieurs études prospectives reposant sur des scénarios intégrant une forte part de renouvelable pour la production d'électricité et le cas échéant dans la consommation primaire d'énergie à l’échelle de la France ont été réalisées par des organismes publics, par des associations, des entreprises ou encore des équipes de recherche.

Vision 2030-2050 : le premier scénario énergie-climat de l’ADEME

Ce premier exercice prospectif aux horizons 2030 et 2050 réalisé par l'Agence De l'Environnement et de la Maîtrise de l'Énergie (ADEME) a été publié initialement en 2013 et mis à jour en 2017.

Tout en maintenant volontairement une part significative de nucléaire dans le mix électrique de la France, cet exercice qui s’inscrit dans la préparation de la loi LTECV d’août 2015, s’appuie sur une vision volontariste de la maîtrise de la demande et du développement des énergies renouvelables, tout en appliquant une méthodologie différente pour chacune des deux échéances :

• à l’horizon 2030, il s'agit d’agréger les potentiels de réduction des consommations des différents secteurs économiques et de mettre le résultat en regard des potentiels de développements des différentes filières renouvelables.
• à l’horizon 2050, il s'agit de proposer dans une approche normative un système énergétique compatible avec le facteur 4, c'est à dire la division par 4 des émissions de gaz à effet de serre par rapport à leur niveau de 1990.

Les résultats obtenus sont une réduction de la consommation finale de -29 % en 2035 et -45 % en 2050 et une part des énergies renouvelables de 34 à 41 % de la consommation en 2035 et de 46 à 69 % en 2050.

Les principales conclusions de l’étude sont :

• la nécessité d'intensifier les efforts de rénovation énergétique des bâtiments et d’évolution des modes de transport pour atteindre les objectifs ;
• une création nette d'emplois par rapport à un scénario tendanciel de plus de 300 000 postes en 2030 et de 700 000 à 800 000 en 2050 selon la part des renouvelables : plus elle est élevée, plus la création d'emplois est importante ;
• un effet dans un premier temps négatif sur la balance commerciale, ainsi que sur la facture énergétique des ménages du fait d'une hausse des prix de l'énergie et d'importations d'équipements pour les filières renouvelables, puis un effet positif avec la baisse de la consommation d'énergie importée ;
• un effet global sur le PIB largement positif et ce d'autant plus que la part du renouvelable dans la consommation est élevée.

Cette étude a été complétée par plusieurs analyses spécifiques :

• une évaluation macro-économique de la réalisation des visions à 2030 et 2050 ;
• la description de modes de vie reflétant les choix qui sous-tendent les visions à 2030 et 2050 ;
• une analyse de l'empreinte environnementale des Français à 2030 tenant compte de l'ensemble des impacts et pas seulement des émissions de gaz à effet de serre, ainsi que des impacts générés hors de France du fait des importations.

Dans le scénario médian de cette étude, le photovoltaïque, avec une puissance installée de 65 GW à l’horizon 2050, fournit 76 TWh soit 15 % de la production totale d’électricité.

L'ensemble de l'étude est téléchargeable à partir de la page dédiée du site de l’ADEME.

Vers un mix électrique 100 % renouvelable ?

Publiée en octobre 2015 par l’ADEME, cette étude à caractère prospectif explore la faisabilité technique et économique d’un déploiement des énergies renouvelables au sein du mix électrique allant jusqu’à remplacer en totalité le nucléaire et les fossiles.

Dans ce but, elle s’appuie sur les courbes de consommation d’électricité issues des Visions ADEME 2050 qui suppose un effort conséquent de maîtrise de la demande. Elle se base par ailleurs sur l’analyse des gisements renouvelables à l’échelle de chacune des 21 régions métropolitaines de l’époque. L’équilibre offre-demande heure par heure est également modélisé sur une année complète.

Afin de s’assurer de la robustesse des résultats, plusieurs scénarios météorologiques contrastés correspondant à des chroniques annuelles historiques et plusieurs hypothèses d’évolution technique, économique et sociétale sont pris en compte, aboutissant à 14 variantes de mix électrique intégrant des taux de pénétration des renouvelables plus ou moins importants (40%, 80%, 95% et 100%).

L’analyse économique prend en compte le coût de déploiement des énergies renouvelables et des moyens de stockage, notamment le power-to-gas, mais aussi des besoins de renforcement du réseau en vue d’augmenter les capacités d’échange entre régions. Celles-ci sont en effet indispensables pour assurer l’équilibre à tout instant du système électrique.

Sous réserve de développement de la maîtrise de la demande d’électricité, de réduction de la pointe électrique et de poursuite de la baisse des coûts des technologies, l’étude conclut à la faisabilité technique d’un mix électrique 100 % renouvelable et à un coût sensiblement équivalent entre les 4 taux de pénétration envisagés. Une différence inférieure à 5 % entre le plus coûteux (100 % renouvelable) et le moins coûteux (80 % renouvelable) est constatée. Un exercice d’optimisation et une analyse macro-économique de ces deux hypothèses en termes d’emploi, d’activité économique, de revenu des ménages et de balance commerciale réalisée ultérieurement complètent utilement cette étude.

Dans le cas de référence de cette étude le photovoltaïque, pour une puissance installée de 63,4 GW fournit annuellement 82 TWh qui représentent 17 % de la production totale d’électricité.

L’ensemble des documents relatifs à cette étude sont téléchargeables sur la page dédiée du site de l’ADEME.

Scénario négaWatt 2017

L'association négaWatt composé d’experts indépendants a publié en 2017 la quatrième édition de son scénario de transition énergétique vers un mix 100% renouvelables pour tous les usages et tous les secteurs d’activité, fondé sur la démarche négaWatt qui s'articule autour de trois éléments complémentaires :

• la sobriété ;
• l'efficacité énergétique ;
• les énergies renouvelables.

Les principes fondamentaux du scénario sont d'explorer en priorité les gisements de négaWatts (gisements d'économies d'énergie), de ne reposer sur aucune rupture technologique, économique ou sociale et de réduire l'ensemble des risques liés à notre modèle énergétique.

Concernant le secteur électrique, le scénario négaWatt envisage une production 100% renouvelable dès 2035 reposant sur le maintien de l’hydro-électricité à son niveau actuel et sur le développement massif des nouvelles énergies renouvelables (éolien terrestre, éolien maritime posé et flottant, photovoltaïque au sol et sur toiture).

L’équilibre heure par heure du système électrique est assuré notamment par le recours à la technologie du power-to-gas qui permet d'utiliser les surplus d'électricité pour produire de l'hydrogène via la réaction d'électrolyse de l'eau puis de produire du méthane en faisant réagir l'hydrogène avec du CO₂ (réaction de méthanation). Ce méthane de synthèse est ensuite injecté dans le réseau de gaz, où il se mélange au bio-méthane obtenu par la décomposition de matières organique en milieu anaérobie (réaction de méthanisation), pour être utilisé prioritairement pour le transport longue distance, ainsi que pour produire de l'électricité lors des périodes de déficit de production renouvelable directe.

Dans ce scénario, le photovoltaïque, avec une puissance totale installée de 135 GW en 2050, fournit annuellement 150 TWh qui représentent 32 % de la production totale d’électricité.

Les documents relatifs au scénario négaWatt 2017-2050 sont téléchargeables sur la page dédiée du site de l’association.

Bilans prévisionnels de RTE

En vertu de l' article D141-4 du Code de l'Energie , le gestionnaire du réseau de transport français, RTE, a pour obligation de publier chaque année un bilan prévisionnel pluriannuel réalisé après concertation avec l'ensemble des acteurs du secteur électrique.

Ce bilan comporte une étude approfondie de l'équilibre entre production et consommation d'électricité pour les 5 années suivant sa publication qui comprend notamment une analyse du critère de défaillance, défini comme la durée moyenne de coupure des clients sur un an et qui ne doit pas dépasser 3 heures.

Tous les 2 ans, il comporte également une analyse à plus long terme (15 ans minimum) de l'évolution de l'offre et de la demande en électricité et une évaluation des investissements nécessaires pour garantir l’équilibre sur la période considérée. Depuis 2018, des volets régionaux complètent le document.

La dernière version en date de cet exercice est bilan prévisionnel 2017 dont une synthèse est également disponible.

Son horizon est l’année 2035 pour laquelle sont détaillés 5 scénarios couvrant la période 2022-2035 : le scénario "Ohm" décrit les solutions à mettre en œuvre pour atteindre les objectifs du secteur électrique définis dans la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique et la croissance verte (LTECV) et codifiés à l’ article L. 100-4 du code de l’énergie .

Les quatre autres scénarios constituent autant de variantes intégrant un développement plus ou moins rapide des renouvelables électriques, la prolongation ou non des centrales nucléaires au-delà d'une durée de fonctionnement de 40 ans et la place des moyens thermiques pour pallier la fermeture de ces mêmes centrales.

Concernant la pénétration des renouvelables, les scénarios les plus ambitieux sont Watt, dans lequel les centrales nucléaires sont systématiquement fermées après 40 ans de fonctionnement, et Ampère dans lequel la part du nucléaire atteint 50 % de la production en 2030. Dans ces 2 scénarios, la capacité renouvelable installée atteint en 2035 environ 150 GW, qui représentent 71 % de la production dans Watt et 50 % dans Ampère. Dans les deux cas, plus de 50 % de la production renouvelable est assurée par de l'éolien, environ 20 % par du PV et 20 % par de l'hydraulique, le restant étant couvert par de la biomasse et du biogaz.

Tous ces scénarios ont été simulés pour chaque heure de l'année pour les années 2025, 2030 et 2035 avec à chaque fois un millier de combinaisons d'aléas climatiques.

Dans le modèle utilisé, chaque moyen de production mis en œuvre doit trouver une rentabilité économique sur les marchés de l'électricité qui sont simulés à l’échelle de onze pays en plus de la France.

Enfin, RTE a simulé une centaine de variantes en plus des 5 scénarios mentionnés en modifiant les hypothèses sur la consommation en France, sur la pénétration des renouvelables et sur la trajectoire du nucléaire et des fossiles  en France et en Europe, sur le prix des combustibles et du CO2 ainsi que sur le développement des interconnexions.

L'étude de RTE met en lumière les arbitrages à réaliser entre prolongation des centrales nucléaires, rythme de développement des énergies renouvelables, maîtrise des émissions de CO2, développement des interconnexions et des besoins en flexibilité (stockage, effacement). À noter que les résultats sont fortement dépendant du niveau de consommation et de l’évolution des émissions de gaz à effet de serre au niveau européen.

Dans ces travaux, le photovoltaïque, avec une puissance totale installée allant de 24 à 48 GW en 2035 suivant les scénarios, fournit annuellement entre 28 et 58 TWh qui représentent de 6 à 14% de la production totale d’électricité.

Le rapport public du bilan prévisionnel 2017 de RTE est accessible ici.

Études académiques sur des points spécifiques

En comparaison avec d’autres pays comme les États-Unis, l’Allemagne ou le Danemark, peu de travaux prospectifs sur la pénétration des énergies renouvelables ont été menées par le milieu académique français.

Le Centre de Mathématiques Appliquées (CMA) de l'École Mines ParisTech a développé une modélisation du système électrique français reposant sur la minimisation du coût global actualisé de ce système. Elle prend en compte les investissements dans les nouvelles capacités de production et de stockage, les coûts de fonctionnement et de maintenance, les coûts de l'ensemble des moyens de production et de stockage, les coûts de combustible et un prix du CO2.

Il s'agit de décrire et d’analyser les trajectoires d'investissements conduisant au moindre coût économique tout en permettant de répondre à un ensemble de contraintes, telles que l'équilibre entre production et consommation sur des pas de temps définis pour l'ensemble des périodes simulées ou encore des limites sur les émissions de CO2. En parallèle, l'évolution de la fiabilité du système électrique ainsi représenté est étudiée par l'analyse de l'inertie disponible pour faire face à des déséquilibres entre production et consommation d'électricité. Cette modélisation a notamment été utilisée pour simuler différents scénarios de pénétration du renouvelable dans la production d'électricité française, de 40 % à 100 % en 2050 avec un point d'étape à 40 % en 2030. Les conclusions principales de cette étude, qui vient poursuivre des travaux de modélisation sur l'île de la Réunion, sont les suivantes :

• Il est possible de parvenir à 100 % de sources renouvelables dans le mix électrique français en conservant un niveau de fiabilité suffisant, à condition de développer les flexibilités : stockage, effacement, développement des interconnexions, centrales biomasse ou biogaz
• Si aucune action n’est entreprise pour maintenir la robustesse du système électrique actuel, des impacts sensibles sur la fiabilité du système électrique sont observés lorsque le seuil de 40 % de renouvelables dans le mix électrique est atteint, ce qui signifie plus qu’un triplement du niveau actuel de la production variable (éolienne + photovoltaïque) si l’on considère que la production hydraulique est constante.
• Au-delà de 70 % de renouvelables variables (éolien et photovoltaïque) il semble difficile de garantir la fiabilité du système : le reste de la production doit être fourni par des sources renouvelables pilotables (hydraulique, géothermie, biomasse, biogaz).

Le Centre International de Recherche sur l'Environnement et le Développement (CIRED), a de son côté publié une étude de sensibilité économique d’un système électrique 100 % renouvelable. À cet effet, 315 scénarios ont été explorés en combinant des hypothèses contrastées sur l'évolution des coûts des différents moyens de production et de stockage. Les conclusions principales sont les suivantes :

• le coût du stockage, même dans un système électrique 100 % renouvelable, ne dépasse pas 15 % du coût total ;
• le prix de l'électricité dans ce système 100 % renouvelable moyenné sur l'ensemble des variantes analysées est de 50 €/MWh comparable aux prix actuels sur le marché de gros de l'électricité ;
• la fixation d’une trajectoire normative comprenant des objectifs de pénétration pour chaque technologie de production a un impact faible sur le prix final de l'électricité (environ 2 €/MWh) par rapport à la trajectoire optimale calculée par le modèle ;
• Le mix de production optimal (entendu comme l’année de référence utilisée pour les simulations) dépend fortement des conditions météorologiques et des hypothèses de coûts considérées.

Différents scénarios prospectifs présentant l'avenir du photovoltaïque au sein du mix électrique français, européen et mondial. Le site en anglais go100re recense par exemple un grand nombre de scénarios 100 % renouvelable pour le monde dans son ensemble ainsi que par continent et par pays.

Les plus significatifs sont présentés dans les pages suivantes.

Un scénario danois

L'un des premiers scénarios imaginant un système énergétique 100 % renouvelable est celui proposé par Mathiesen, Lund et Karlson pour le Danemark en 2011.

Il s'agit d'un scénario portant sur l'ensemble du système énergétique danois, découpé en 3 sous-secteurs : électricité, chaleur et transport. Il analyse heure par heure l'équilibre entre production et consommation dans chacun de ces sous-secteurs et pour 3 années, 2015, 2030 et 2050, horizon pour lequel l'objectif 100 % renouvelable est posé.

Les résultats sont analysés sous l'angle de l’économie,  de la création d'emplois et du potentiel commercial d'exportations ainsi que des émissions de gaz à effet de serre et des polluants atmosphériques. Le système électrique ainsi dimensionné repose, en 2050, à 63 % sur de l'éolien, à 22 % sur la biomasse, 9 % sur du PV et 5 % sur des énergies marines. En énergie primaire, la biomasse représente les deux tiers de l'énergie consommée dans ce scénario. Enfin, les émissions à 2050, incluant la contribution de l'aviation, sont réduites à 10 % de leur niveau de 2000.

Kombikraftwerk - scénario national allemand

C’est à la demande d’Angela Merkel lorsqu’elle est arrivée au pouvoir en 2005 que des entreprises et des universitaires allemands se sont réunis pour lui démontrer la faisabilité d’un système électrique 100 % renouvelable à l’échelle de l’Allemagne.

Dans cette première version du modèle Kombikraftwerk (qui veut dire « centrale électrique combinée »), les ressources en éolien, photovoltaïque et biogaz ont été extrapolées à partir des données réelles de sites de production. Ceux-ci ont été répartis sur l’ensemble du territoire allemand et l’équilibre offre-demande a été vérifié au pas horaire sur une année complète. Pour ce faire,  la consommation a été extrapolée à partir de données issues de l’entreprise locale de distribution d’une petite ville de 36 000 habitants, représentative du profil moyen du pays.

Lancé après le succès de cette première édition, le projet Kombikraftwerk 2 a consisté à utiliser les données réelles de consommation et les données météorologiques de l’année 2007 à l’échelle de l’Allemagne entière. Le réseau électrique national réel a également été modélisé à l’échelle des postes-sources et des liaisons à haute tension.

Dans ce modèle, le territoire allemand est découpé en carré de 100 mètres par 100 mètres, ce qui permet de représenter précisément la localisation des sites de production. La participation des différentes sources renouvelables est posée comme hypothèse d'entrée du modèle : ainsi l'éolien contribue à 60 % de la production, le PV à 20 %, la biomasse à 10 %, le reste étant fourni par l'hydraulique et la géothermie.

La modélisation du réseau électrique permet de représenter les échanges d'électricité d'une région à une autre. Enfin, différents moyens de stockage et/ou de flexibilté tels que batteries, STEP (Stations de Transfert d'Énergie par Pompage) et Power-to-Gas sont représentés dans le modèle pour équilibrer production et consommation.

Les conclusions principales de l'étude sont :

• Une alimentation 100% renouvelable pour l'Allemagne est techniquement faisable à condition de gérer la production de concert avec des unités de stockage et un réseau de gaz alimenté par la technologie power-to-gas qui permet de convertir les surplus d'électricité en méthane — qui est ensuite injecté dans le réseau.
• Les énergies renouvelables ont la capacité technique de contribuer aux services système nécessaire au bon fonctionnement du système électrique, mais le cadre réglementaire doit être adapté en conséquence.
• Le scénario repose sur une décentralisation de la production, avec des unités de plus petites qu'actuellement. Nombreuses, ces installations doivent être supervisées et pilotées au sein de "centrales virtuelles" afin de réduire les erreurs de prévision et l'impact des pannes.

Une étude étude plus récente conduite par des chercheurs de l'université d'Aalborg au Danemark a également produit de nombreuses variantes simulant un système énergétique 100 % renouvelable pour l'Allemagne, en proposant différentes options techniques pour la production de chaleur, pour les transports, pour l'industrie et pour la production électrique. La difficulté principale pointée par cette étude réside dans l'utilisation de la biomasse, nécessaire pour satisfaire la demande énergétique, mais dont le potentiel semble insuffisant.

L'étude s'appuie sur un modèle qui représente l'équilibre entre production et consommation pour chaque heure de l'année en s'appuyant sur des données de consommation et de conditions météorologiques réelles pour l'année 2007.

Objectifs de long-terme sur la pénétration du renouvelable à l'échelle européenne

De nombreux États-membres de l’Union européenne ont fixé des objectifs ambitieux de pénétration des énergies renouvelables dans la consommation primaire d'énergie, et encore plus dans le secteur électrique, dans un objectif de décarbonisation du secteur de l’énergie. Cet objectif est totalement incontournable si l’on veut se mettre sur une trajectoire compatible avec une hausse des températures moyennes globales limitée à 1,5°C par rapport à l'ère pré-industrielle, ce qui impose la neutralité carbone à l'horizon 2050, voire plus tôt si les scénarios d’emballement se révèlent exacts.

Les différents scénarios analysés par la Commission Européenne dans sa vision stratégique de long-terme "Une planète propre pour tous" publiée fin 2018 reposent tous sur une part importante de renouvelable combinée à du stockage, du nucléaire et la technologie de capture et stockage du carbone (CCS). Ainsi, dans ces scénarios plus de 80 % de l'électricité provient de sources renouvelables d'énergie. Par contre, aucun de ces scénarios ne reposait sur une production 100 % renouvelable, ce qui a été critiqué par plusieurs ministres européens et par des scientifiques ayant travaillé sur la possibilité de fournir toute l'énergie de l'Europe à partir de renouvelable.

5 pays, l'Autriche, l'Espagne, l'Irlande, le Luxembourg et la Lituanie ont d'ailleurs annoncé leur intention de se tourner vers un système énergétique 100% renouvelable. En juin 2019 , 18 pays de l'Union sur 28 étaient alors favorables à la proposition de neutralité carbone en 2050 pour l'ensemble de l'UE ce qui nécessitera une augmentation rapide de la part du renouvelable dans le mix énergétique.

Par ailleurs, de nombreux scénarios visant un système énergétique ou électrique reposant à 100 % sur du renouvelable ont été proposés par différentes équipes de recherche pour différents États-membres ou pour l'ensemble de l'Union Européenne. Certains d’entre eux sont présentés ci-dessous.

Études Au niveau européen

Système électrique seul

Une étude , menée par l'institut Copernic pour le développement durable aux Pays-Bas et publiée en 2019, a modélisé 7 scénarios menant à un système électrique européen 100% renouvelable à 2050 avec des hypothèses contrastées sur l'évolution de la demande et la disponibilité des différentes technologies prises en compte. Ces scénarios ont été comparés avec un scénario bas-carbone autorisant la production nucléaire et la technologie de capture et stockage du carbone (CCS). Le modèle utilisé s'assure de l'équilibre entre production et consommation chaque heure d'une semaine type par mois pour l'année la plus contrainte en termes de ressources éolienne et solaire entre 1979 et 2015. Cette équilibre tient compte de la flexibilité des différents moyens de production, ainsi que de la nécessité de disposer de capacités supplémentaires pour participer aux réserves en fréquence. La ressource renouvelable est analysée par zones de taille 0,75° sur 0,75°, soit XX à YY km², en fonction de la latitude offrant un découpage de l'Europe en 2000 mailles.

Les principales conclusions de cette étude sont les suivantes :

• Il est possible d'atteindre une production électrique 100% renouvelable avec le même niveau de fiabilité que le système électrique actuel, à condition qu'il soit possible d’avoir partiellement recours à des unités de production électrique à partir de biomasse/biogaz. Ainsi, les besoins d'utilisation de la ressource en biomasse sont multipliés par au moins 4,5 par rapport à aujourd'hui.
• Selon les hypothèses sur l'évolution de la demande électrique, la capacité installée passe de 1 000 GW (soit 1 TeraWatt ou TW) actuellement à une valeur comprise entre 1,9 et 3,1 TW. Dans tous les scénarios 100 % renouvelable, le solaire photovoltaïque est la principale technologie installée, majoritairement sous forme de centrales au sol, moins coûteuses que le solaire sur toiture. Les capacités à installer nécessitent un rythme d'installation accru par rapport à aujourd'hui (au moins 15 GW par an contre 10,6 GW aujourd'hui).
• Les capacités d'interconnexion sont fortement accrues passant de 60 GW aujourd'hui à une valeur comprise entre 200 GW et 480 GW en 2050 selon les scénarios pour permettre de profiter des effets de foisonnement à l'échelle européenne.
• La maîtrise de la demande grâce aux mesures d'efficacité énergétique et à la recharge intelligente des équipements électriques, notamment pour les nouveaux usages tels que les véhicules électriques sont essentiels à l'atteinte de ces objectifs.
• Les coûts des systèmes 100 % renouvelables sont 30 % plus élevés que ceux du système bas-carbone avec nucléaire et capture et stockage du carbone (CCS) qui nécessiterait le stockage d’environ 100 à 200 millions de tonnes de CO₂ par an. Aujourd’hui, ce sont 4 à 5 millions de tonnes qui sont stockés par an dans le monde entier et la fiabilité à long terme de ces technologies qui engagent l’humanité pour des milliers d’années, de même que la possibilité d’un passage à de telle échelles, sont loin d’être démontrées.
   

Système énergétique complet

Une étude , menée conjointement par l'université de Lappeenranta en Finlande et l'Institut de Recherche Économique de Berlin et publiée en 2019, propose deux trajectoires permettant d'atteindre un système électrique européen 100 % renouvelable. L'une d’elles repose sur une analyse pays par pays, l'autre sur une approche globale pour l'ensemble de l'Europe.

L'étude conclue qu'un système électrique 100 % renouvelable pour l'Europe est techniquement réalisable, économiquement compétitif et cohérent avec les engagements pris dans le cadre de l'Accord de Paris. Pour cela elle s'appuie sur un modèle qui vérifie l'équilibre production — consommation au pas horaire tous les 5 ans entre 2015 et 2050 en considérant les capacités actuelles, leur durée de vie et l'évolution prévisionnelle de la consommation électrique. Les ressources éoliennes et solaires sont analysées par zones de 0,45° sur 0,45° (soit environ 1000 à 2000 km² suivant la latitude).

L'un des principaux résultats de cette étude est que le système 100% renouvelable permettrait de faire baisser le coût moyen de l'électricité de 69 €/MWh à 56 €/MWh, voire 51 €/MWh en réalisant une optimisation globale à l'échelle de l'Europe. Le mix électrique repose principalement sur du solaire photovoltaïque et de l'éolien. Il nécessite un fort développement du stockage sous forme de batteries électrochimiques pour l'équilibrage du système sur le court terme, et de couplage entre les secteurs de l'électricité et du gaz, de chaleur dans des réservoirs et d’air comprimé dans des cavités souterraines pour l'équilibre inter-saisonnier. Les volumes de stockage à installer diminuent si les échanges d'électricité entre pays sont pris en compte. Dans ce scénario, les capacités d'interconnexion sont multipliées par un facteur 4 environ par rapport aux capacités actuelles (144 TWkm aujourd'hui). L'étude met également en avant le rôle central des "consomm'acteurs" c'est à dire des consommateurs équipés de panneaux solaires et de batteries pour réduire les besoins de développement de nouvelles interconnexions.

système énergétique mondial 100% renouvelable

L'université LUT en Finlande et l'Energy Watch Group en Allemagne ont publié en avril 2019 un rapport décrivant un scénario de système énergétique mondial 100 % renouvelable reposant majoritairement sur le photovoltaïque et l'éolien. Ce rapport met à jour et approfondit des travaux plus anciens menés conjointement par plusieurs laboratoires américains (universités de Stanford et de Berkeley) et européens (universités de Berlin et d’Aarhus au Danemark).

Le modèle qui sous-tend ce scénario découpe le monde en 9 régions et 145 sous-régions et intègre une modélisation de l’équilibre offre-demande heure par heure sur la période 2015 - 2050 découpée en tranches de 5 années. Il calcule la trajectoire menant au coût le plus faible et s'appuie sur des hypothèses de disponibilité des ressources renouvelables pour chaque heure et chaque sous-région.

L'étude conclut à la faisabilité technique d'un approvisionnement énergétique 100% renouvelable dans tous les secteurs (électricité spécifique, chaleur et transport) reposant sur une électrification massive des usages conduisant à une multiplication par un facteur 4 à 5 de la consommation d’électricité en 2050 par rapport à 2015, et sur une production reposant à plus de 2/3 tiers sur du photovoltaïque.  

Sur le plan économique, elle conclut à un coût total légèrement inférieur à celui du système actuel en incluant le coût du stockage nécessaire pour répondre à la demande à toute heure de l'année, soit une contribution à hauteur de 23 % de la demande d’électricité et de 26 % de la demande de chaleur.