Auteur moral

France. Commissariat général au développement durable. Service de l'économie verte et solidaire

Auteur secondaire

Résumé

TiTAN est un modèle technico-économique d'optimisation du système énergétique français. Il est développé, maintenu et exploité au Commissariat général au développement durable (CGDD). Il a été cofinancé par le CGDD, la direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) et France Stratégie. Basé sur une représentation explicite et détaillée des technologies qui composent le système énergétique (production-distribution d'énergie, transport, bâtiments, industrie), il permet de calculer la trajectoire d'investissement et d'activité la moins coûteuse, à jeu d'hypothèses donné, pour atteindre un objectif de baisse des émissions tout en satisfaisant la demande en services énergétiques. Il a vocation à éclairer la décision publique dans la planification de la transition vers la neutralité carbone. La première version du modèle a été finalisée courant 2024 et a participé à la révision de la valeur de l'action pour le climat (VAC) par la commission « Quinet III » de France Stratégie. Ce document de travail est la première publication à offrir une présentation approfondie de TiTAN. Il vise à décrire le fonctionnement du modèle et à détailler les simulations produites pour la révision de la VAC.

Editeur

Ministères Aménagement du Territoire, Transition écologique

Descripteur Urbamet

transition énergétique ;neutralité carbone ;gaz à effet de serre ;décarbonation

Descripteur écoplanete

réduction des GES ;modélisation

Thème

Énergie - Climat

Texte intégral

Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Méthodologie et résultats Juillet 2025 DOCUMENT DE TRAVAIL ? 2 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Résumé TiTAN est un modèle technico-économique d?optimisation du système énergétique français. Il est développé, maintenu et exploité au Commissariat général au développement durable (CGDD). Il a été cofinancé par le CGDD, la direction générale de l?énergie et du climat (DGEC) et France Stratégie. Basé sur une représentation explicite et détaillée des technologies qui composent le système énergétique (production-distribution d?énergie, transport, bâtiments, industrie), il permet de calculer la trajectoire d?investissement et d?activité la moins coûteuse, à jeu d?hypothèses donné, pour atteindre un objectif de baisse des émissions tout en satisfaisant la demande en services énergétiques. Il a vocation à éclairer la décision publique dans la planification de la transition vers la neutralité carbone. La première version du modèle a été finalisée courant 2024 et a participé à la révision de la valeur de l?action pour le climat (VAC) par la commission « Quinet III » de France Stratégie. Ce document de travail est la première publication à offrir une présentation approfondie de TiTAN. Il vise à décrire le fonctionnement du modèle et à détailler les simulations produites pour la révision de la VAC. Mots clés : transition bas-carbone, transition énergétique, système énergétique, coût d?abattement, valeur de l?action pour le climat, modèle technico-économique, modèle d?optimisation. Citation pour ce document : Bourgueil J., De Guibert O. , Le Hir B. (2025), « Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace », CGDD, document de travail, juillet 2025. Auteurs Jules BOURGUEIL (CGDD) Olivier DE GUIBERT* (CGDD) Boris LE HIR* (CGDD) * En poste au CGDD/SEVS lors de la rédaction du document. Remerciements Les auteurs remercient les stagiaires qui ont contribué au développement du modèle TiTAN depuis 2019 : Yves Abraham, Rind Alhage, Mathis Azema, Alexandre Bernier, Mattéo Boissière, Sylvain Cazeaux, Noé Clavier, Augustin Clédat, Tom Collignon, Matthieu Colin, Alban Cusset, Simon Defradas, Nathan Doumèche, Sylvain Duchesne, Marvin Dupuis, Joseph Durand, Othman Elbaz, Victor François, Mathis Gauthier, Benjamin Goll, Téo Gruber, Jingjing Huang, Thomas Jourdan, Lucille Lacoste, Louise Lallemand, Julie Le Vot, Camille Mascles, Hubert Massoni, Nathan Miscopein, Aurel Mélard, Emmanuel Memmi, Amélie Pesnec, Côme Pollet, Antony Rey-Pommier, Nils Reynaud, Mathis Rigaud, Charlotte de Romémont, Gabrielle Sauger, Emeric Seraille, Benjamin Somson, Pierric Spery, Martin Stoll, Jérémie Stym-Popper, Stanislas Temam-Basse, Yinuo Zhang. Un remerciement particulier à Paul Rovel, qui a apporté plusieurs développements fondamentaux au modèle et à son interface en 2024, dans le cadre de sa mission professionnelle pour la formation initiale du corps des ingénieurs des ponts, des eaux et des forêts. Merci par ailleurs à Alexis Boutet, Léon Ferrari, Alexandre Marié, de la société Artelys, qui ont élaboré en 2020 et 2021 la première version du code de la version multisectorielle du modèle. Les auteurs remercient également Robert Benda et Stéphane Crémel qui ont construit en 2018 un prototype de TiTAN appliqué au secteur des transports, sous la conduite d'Antonin Vergez qui a engagé la généralisation inter- sectorielle, ainsi que Baptiste Perrissin Fabert et Alexis Foussard, qui ont initié les études technico-économiques au CGDD en 2016. Les auteurs tiennent aussi à remercier les participants aux comités de pilotage de TiTAN qui se sont succédés depuis 2020 : Maxime Gérardin, Bérengère Mesqui et Nicolas Riedinger pour France Stratégie ; Yanis Chaigneau, Samuel Laval, Ophélie Risler et Mickaël Thiery pour la DGEC ; Silvano Domergue, Vincent Marcus et Olivier Simon pour le CGDD. Enfin, les auteurs remercient Alexandre Godzinski et Audrey Coreau pour leur relecture attentive et leurs commentaires. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 3 ? Introduction ............................................................................................................................................... 4 Partie 1 - Présentation du modèle TiTAN ............................................................................................ 7 1. TiTAN en bref ...................................................................................................................................... 8 2. La structure générale de TiTAN ..................................................................................................... 11 3. Les secteurs modélisés dans TiTAN ............................................................................................. 16 4. La construction de scénarios avec TiTAN................................................................................... 24 Partie 2 - Une première application : la contribution de TiTAN à la révision de la valeur de l?action pour le climat ............................................................................................................................ 31 1. Un cadrage des simulations cohérent avec la SNBC3 .............................................................. 32 2. La réduction des émissions de GES .............................................................................................. 40 3. Le coût d?abattement marginal du système, un indicateur de l?intensité des efforts de décarbonation ...................................................................................................................................... 44 4. La sensibilité du coût d?abattement marginal aux hypothèses de contexte....................... 47 5. Les coûts de la décarbonation ...................................................................................................... 53 6. La transformation du système énergétique ............................................................................... 56 Conclusion ................................................................................................................................................ 70 Annexes ..................................................................................................................................................... 71 Bibliographie ............................................................................................................................................ 96 Sigles .......................................................................................................................................................... 98 Table des matières .................................................................................................................................. 99 Sommaire ? 4 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Introduction La décarbonation profonde de l?économie est indispensable pour limiter le réchauffement climatique et ses effets néfastes. Cette transition implique des investissements massifs dans l?ensemble du système énergétique : moyens de production d?électricité et de carburants, réseaux, isolation des bâtiments et appareils de chauffage, flottes de véhicules, infrastructures de production industrielles? De plus, au regard des enjeux, cette transition doit s?effectuer très rapidement, la France et l?Union européenne visant la neutralité de leurs émissions respectives en 2050. Pour atteindre cet objectif et maîtriser son coût, il est donc essentiel de planifier avec soin les investissements, en s?assurant de leur efficacité et de leur cohérence. En outre, les prises de décisions publiques et privées doivent tenir compte de l?évolution de la demande vers plus ou moins de sobriété, qui joue sur le volume et la composition des investissements nécessaires. Le modèle technico-économique d?optimisation du système énergétique TiTAN (Trajectoire des Technologies d?Abattement vers la Neutralité), développé au CGDD et cofinancé par le CGDD, la DGEC et France Stratégie, a pour objectif d?informer ces prises de décisions. En se basant sur une description détaillée et cohérente du système énergétique (production- distribution d?énergie, transport, industrie et bâtiment) il permet d?identifier la trajectoire de décarbonation la moins coûteuse sous un jeu d?hypothèses donné, à l?horizon 2050 et au-delà. Il permet en particulier d?apporter des éléments de réponse à de nombreuses questions relatives à la stratégie de décarbonation à déployer sur le territoire français, telles que : ? Quel coût l?objectif de neutralité carbone représente-t-il ? ? Comment répartir l?effort de décarbonation entre les différents secteurs de l?économie ? ? Quel montant d?investissement la neutralité carbone pourrait-elle impliquer et quelles économies d?énergie peut-on en attendre ? ? Quel poids donner à l?amélioration de l?efficacité énergétique et à la substitution vers des vecteurs énergétiques décarbonés ? ? Quel est l?effet de la sobriété sur le coût de la décarbonation ? ? À quelles hypothèses ces résultats sont-ils les plus sensibles ? ? Qu?impliquent les incertitudes sur les capacités des puits naturels de carbone sur le coût de la décarbonation profonde ? TiTAN s?inscrit dans une approche bottom-up et d?optimisation classique pour la modélisation du système énergétique 1. On y trouve par exemple le générateur de modèles MARKAL-TIMES, développé depuis la fin des années 1970 et connaissant des dizaines d?applications 2 , de même que plusieurs des modèles d?évaluation intégrée (integrated assessment models) ayant alimenté les rapports du GIEC 3. Au sein de cette famille de modèles, TiTAN se caractérise par une relative simplicité (détail technologique modéré, absence de représentation endogène des comportements, absence de bouclage macroéconomique), qui vise à répondre aux exigences fortes d?explicabilité des résultats et d?opérationnalité pour l?aide à l?élaboration des politiques publiques 1 Cf. Lopion et al. (2018) pour une revue globale des approches de modélisation du système énergétique, Giacomo Prina et al. (2020) pour une revue des modèles bottom-up et Plazas-Niño, Ortiz-Pimiento, et Montes-Páez (2022) pour une revue des modèles bottom- up d?optimisation à l?échelle nationale en particulier. 2 Cf. Krakowski et al. (2016) et Millot, Krook-Riekkola, et Maïzi (2020) pour des applications de TIMES au cas de la France et Seck et al. (2022) pour une application à l?Union européenne. 3 Par exemple, les modèles GENeSYS-MOD, MESSAGEix-GLOBIOM et TIAM-ECN. Cf. IPCC (2022). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 5 ? La première version du modèle a été finalisée courant 2024 et a été mobilisée par la troisième commission sur la valeur de l?action pour le climat (VAC) de France Stratégie4. Le modèle sera publié intégralement (code, paramétrage, notices détaillées) en open source courant 2025. Ce document de travail est structuré en deux parties relativement indépendantes. La première décrit l?ensemble du fonctionnement du modèle, sans pour autant viser l?exhaustivité. La liste des variables et des équations n?est donc pas détaillée ici, elles le seront dans des notices publiées ultérieurement. La deuxième partie présente les simulations produites pour la révision de la valeur de l?action pour le climat, en détaillant notamment les sous-jacents technologiques des scénarios et les coûts de la transition. 4 France Stratégie (2025). ? 6 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 7 ? Partie 1 Présentation du modèle TiTAN ? 8 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace 1. TITAN EN BREF Un modèle technico-économique d?optimisation du système énergétique TiTAN est un modèle d?optimisation intertemporelle du système énergétique, codé en Python. Il prend en entrée des projections de coût des énergies primaires, de coût et d?efficacité des technologies disponibles, de demande en services énergétiques, ainsi que diverses contraintes définies par l?utilisateur, notamment une contrainte sur les émissions de gaz à effet de serre (GES) dite « contrainte carbone ». Il renvoie la trajectoire d?investissement et d?activité des technologies qui satisfait la demande au coût intertemporel minimal tout en respectant les contraintes définies par l?utilisateur. L?optimisation est réalisée en une seule fois sur l?horizon temporel considéré, en supposant une anticipation parfaite du futur. La résolution du modèle par la minimisation du coût sous contrainte carbone correspond à un traitement coût-efficacité de l?externalité climatique. Cette approche permet d?expliquer simplement les choix technologiques faits par le modèle : si une technologie n?est pas mobilisée, c?est qu?il en existe d?autres qui permettent d?atteindre la même réduction d?émissions à moindre coût global. Inversement si un investissement est réalisé, c?est qu?il participe à la trajectoire vers la neutralité la moins chère possible. Encadré 1 : problème d?optimisation du modèle TiTAN, version simplifiée Sous contraintes : ? satisfaction de la demande d?énergie finale ; ? contraintes technologiques : o disponibilité des capacités ; o efficacité des technologies ; o équilibre production-consommation des vecteurs énergétiques ; o accumulation et dépréciation des capacités ; o limites sur les gisements et importations d?énergies primaires ; o limites sur le rythme de déploiement des technologies ; ? contraintes de politiques publiques : contrainte carbone, part minimum ou maximum de certaines technologies, consommation d?énergie finale, etc. Avec : ??0 : année de calage du modèle ???????? : année de référence pour l'actualisation ?? : l'ensemble des années calculées ?? : le taux d?actualisation Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 9 ? C?est également un modèle technico-économique : il est fondé sur une description explicite et détaillée des flux énergétiques et des technologies mobilisables, présentes et futures (centrales électriques, bâtiments et leurs équipements, parc de véhicules, etc.). Cette approche correspond à la logique de modélisation bottom-up : la demande en énergie finale, la structure de la production et les coûts des énergies finales résultent de l?agrégation d?éléments individuels détaillés dans la modélisation. Elle s?oppose à la logique top-down, où ces variables sont directement décrites par des fonctions agrégées, comme par exemple dans un modèle macroéconomique. TiTAN est enfin un modèle intégré du système énergétique, ce qui lui permet de tenir compte des effets de rétroaction des choix technologiques d?un secteur sur les autres. Par exemple, il permet de rendre compte des tensions entre disponibilité et besoin d?électricité causées par l?électrification simultanée des transports, du chauffage résidentiel et de l?industrie, ou de la compétition entre les usages pour certaines ressources énergétiques limitées (biomasse, hydrogène, etc.). Le choix d?une approche strictement technico-économique TiTAN se caractérise par un traitement des choix technologiques entièrement fondé sur le critère « coût-efficacité », en excluant tout effet endogène lié aux comportements des agents. Notamment, la demande en service énergétique est exogène, donc insensible aux coûts des énergies qui résultent de l?optimisation. Le calcul de cette demande paramétrée est cependant très détaillé et fait intervenir de nombreux leviers de sobriété potentiels (cf. infra). TiTAN se distingue en cela de certains autres modèles d?optimisation du système énergétique qui endogénéisent le niveau de la demande en introduisant des élasticités-prix 5 . Cette extension transforme des modèles strictement technico-économiques, résolus en minimisant le coût technique du système, en des modèles hybrides (à la fois technico-économiques et d?équilibre partiel), résolus en maximisant la différence « surplus total moins coût technique » 6. Cependant, les élasticités étant estimées sur des observations passées, elles semblent peu adéquates à représenter des changements de comportements et de modes de vie aussi importants que ceux qu?impliquent l?atteinte de la neutralité carbone. Traiter la réduction de la demande uniquement par des élasticités-prix tend donc à limiter les possibilités de décarbonation, et de fait, les modèles technico-économiques adoptant cette approche peinent à converger vers la neutralité carbone, ou l?atteignent avec des coûts excessivement élevés 7. En revanche, un traitement exogène de la demande avec des hypothèses de sobriété permet de représenter des ruptures dans les comportements et les modes de vie qui sont compatibles avec la neutralité carbone à des coûts vraisemblables 8. Il est bien entendu possible de combiner les deux approches en décrivant la demande à la fois avec des élasticités-prix et des hypothèses de sobriété exogènes. Cependant, les élasticités-prix présentent des difficultés spécifiques qui ont dissuadé jusque-là leur intégration dans TiTAN. En particulier leurs estimations sont sujettes à des incertitudes importantes 9, à tel point que les valeurs retenues peuvent varier beaucoup d?un modèle à l?autre 10. Enfin, la contribution des hypothèses aux résultats est plus facile à expliciter dans le cas de projections paramétrées que celui d?élasticités. 5 Loulou et Lavigne (1996) ; Patankar et al. (2022). 6 DeCarolis et al. (2017). 7 Cf. les simulations des modèles TIMES-FR et POLES-Enerdata pour la commission « Quinet II » dans France Stratégie (2019). 8 Millot et al. (2018). 9 Pye, Usher, et Strachan (2014). 10 DeCarolis et al. (2017). ? 10 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Limites de TiTAN et complémentarité avec d?autres approches L?économie est représentée dans TiTAN de façon simplifiée et partielle : la demande est parfaitement rigide, l?investissement est disponible sans limite, et toutes les dépenses dans le système énergétique sont décidées par un planificateur omniscient, qu?elles concernent dans la réalité les ménages, les entreprises ou les institutions publiques. Cette approche permet d?identifier et d?expliquer facilement des trajectoires de décarbonation coût-efficaces, mais elle présente deux limites importantes. D?une part, elle ne permet pas d?évaluer les politiques publiques de soutien à la décarbonation. Par exemple, si TiTAN peut évaluer le coût (positif ou négatif) pour le système énergétique d?une accélération de l?électrification du parc automobile, il ne peut pas évaluer les mesures soutenant cette accélération, quelle que soit leur nature (réglementaire, fiscale, ou autre). D?autre part, l?approche de TiTAN ne permet pas d?évaluer les incidences et bouclages macroéconomiques de la décarbonation. Par exemple, les investissements de décarbonation du système énergétique calculés par le modèle ne rétroagissent pas sur la demande domestique en produits industriels et les coûts de production des équipements. Pour traiter ces questions de politiques publiques, l?utilisation de modèles complémentaires à TiTAN est nécessaire. Différents types de modèles prenant en compte le comportement microéconomique des agents et/ou le bouclage macroéconomique sont mobilisables, qui varient par leur couverture sectorielle et leur niveau de détail technologique. Par exemple, certains permettent d?étudier finement les interactions entre technologies et mécanismes microéconomiques au sein d?un seul secteur 11 , tandis que d?autres s?intéressent aux interactions macroéconomiques entre secteurs tout en intégrant une représentation des technologies de détail intermédiaire 12. TiTAN tient uniquement compte des coûts et des gains valorisés financièrement. Cela implique qu?il n?intègre pas dans l?optimisation les effets du système énergétique sur les externalités hors climat 13 : biodiversité, effets de santé de la rénovation des bâtiments, conséquences géostratégiques d?une dépendance diminuée aux énergies fossiles, etc. La valorisation monétaire des externalités pourrait être intégrée au modèle en s?appuyant sur des valeurs tutélaires pour les enjeux qui en disposent, de sorte à s?approcher davantage d?une optimisation socio-économique complète. Néanmoins, la dimension conventionnelle des valeurs tutélaires et la fragilité de leur interprétation en termes de conséquences économiques directes incitent à rester prudents quant à leur intégration. 11 Par exemple, le modèle Res-IRF développé par le CIRED est un modèle du secteur résidentiel, avec une approche hybride à la fois microéconomique et technico-économique. Il permet entre autres d?évaluer l?effet des politiques d?efficacité énergétique sur la dynamique de rénovation énergétique. Cf. Giraudet, Guivarch, et Quirion (2012). 12 Par exemple, le modèle Three-ME, codéveloppé par l?OFCE et l?Ademe, est un modèle macroéconomique multisectoriel. Il s?inscrit dans une approche hybride qui combine une modélisation d?équilibre général calculable avec une modélisation technico- économique simplifiée de certains secteurs. Il permet notamment d?évaluer l?impact des mesures de politique environnementale et énergétique sur l?économie au niveau macroéconomique et sectoriel. Cf. Callonnec et al. (2013). 13 Le paramétrage de TiTAN prend néanmoins compte de nombreuses externalités, en cohérence avec la SNBC. Par exemple, les potentiels d?hydraulique STEP et de photovoltaïque au sol sont limités pour tenir compte de leurs impacts sur la biodiversité. De même, la part de chauffage au bois est limitée pour tenir compte de son impact sur la pollution de l?air. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 11 ? La suite du document est organisée ainsi : la section suivante présente la structure du modèle TiTAN en matière de découpage sectoriel, d?indexation temporelle et spatiale et de comptabi- lité des émissions et des coûts ; la troisième section détaille la modélisation des différents secteurs ; la quatrième section décrit et illustre la construction de scénario avec TiTAN et la dernière section présente les résultats des simulations produites dans le cadre de la révision de la valeur de l?action pour le climat. 2. LA STRUCTURE GÉNÉRALE DE TITAN Décomposition du système énergétique en secteurs TiTAN décompose le système énergétique en quatre secteurs (figure 1) : un secteur de production-stockage-distribution d?énergie dit « secteur amont » et trois secteurs consom- mateurs d?énergie dits secteurs « avals ». Ces derniers comprennent le bâtiment (résidentiel et tertiaire), le transport (de passagers et de marchandises, et avec les soutes internationales) et l?industrie. Le secteur agricole n?est pas modélisé en propre mais incorporé au sein des secteurs bâtiments et transport. L?investissement et l?activité des technologies sont optimisés dans tous les secteurs. Ces secteurs sont reliés entre eux par l?équilibre énergétique : l?offre d?énergie assurée par le secteur « amont » doit satisfaire la demande des trois secteurs « avals ». Figure 1 : schéma simplifié du modèle TiTAN Source : CGDD ? 12 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Traitement de la dimension temporelle TiTAN est un modèle en temps discret et fini : les variables sont définies et calculées pour un nombre fini de points du temps. Chacun de ces points représente une année, les variables de flux sont donc définies en unités annualisées (Md¤/an, véhicules/an, GW/an, TWh/an, etc.). Le pas de temps est fixe et de 5 ans. L?année 2020 est le point de départ, les points modélisés correspondent donc aux années 2020, 2025, 2030, 2035, etc. Cependant, pour éviter un calibrage sur des données anormales du fait de la crise du Covid-19, l?année 2020 est en réalité calibrée sur l?année 2019. On appelle « horizon d?optimisation » le point calculé le plus lointain. En général c?est le point 2055, cependant le paramétrage intègre des projections jusqu?à 2080. Optimiser sur un horizon lointain permet de vérifier l?absence d?éventuels effets de bord, et de s?intéresser à des phénomènes de long terme (par exemple, l?impact d?une évolution du niveau du puits forestier). Le modèle ne définit pas de valeur des variables pendant les années « intermédiaires » non calculées (par exemple, les années 2026, 2027, 2028, 2029 entre les points 2025 et 2030). On peut cependant calculer une valeur pour ces années intermédiaires par interpolation linéaire entre deux points modélisés. De plus, le modèle distingue au sein du secteur énergie des divisions du temps inférieures à l?année (saison, jour et heure) pour dimensionner de façon plus vraisemblable le système électrique (cf. infra). Traitement de la dimension spatiale et périmètre géographique La dimension spatiale n?est pas explicitement représentée dans TiTAN. Cela implique notamment que le dimensionnement des infrastructures de réseau (voies ferrées, lignes électriques, réseau de gaz, etc.) est calculé de façon simplifiée, le plus souvent par proportionnalité au flux transporté et d?une façon légèrement plus subtile pour le réseau électrique. Cependant lorsque la dimension spatiale joue un rôle essentiel, elle est traitée de façon indirecte. Par exemple, pour tenir compte de l?effet de la densité du bâti sur le déploiement des réseaux de gaz et de chaleur urbaine, on introduit pour ces technologies des catégories par zone de densité, caractérisées par des potentiels et des coûts différenciés. Par simplicité, le périmètre géographique de TiTAN se limite à la France métropolitaine. Comptabilité des émissions Le périmètre de comptage des émissions comprend, pour la France métropolitaine, les émissions des secteurs de l?énergie, de l?industrie, des transports (dont les soutes internationales), du bâtiment, les émissions énergétiques de l?agriculture et les émissions négatives des puits technologiques (figure 2). Ce périmètre représente 308 MtCO2e en 2019, soit 82 % des émissions métropolitaines (brutes de l?UTCATF). Le reste des émissions métropolitaines n?est pas inclus dans le périmètre d?optimisation : il s?agit des émissions non énergétiques de l?agriculture, de celles liées à l?utilisation des terres, au changement d?affectation des terres et à la forêt (UTCATF), des émissions du secteur des déchets et des émissions de gaz fluorés. Au sein du périmètre TiTAN, les GES comptabilisés sont les suivants : le dioxyde de carbone (CO2), le méthane (CH4) et les oxydes d?azote (NOx). Les émissions de CO2 par combustion sont calculées en multipliant les consommations de ressource primaire par des facteurs d?émissions issus de la base empreinte de l?Ademe. Les émissions de procédés de l?industrie sont calculées avec des facteurs d?émissions unitaire en CO2-équivalent par voie technologique, tirés de préférence des plans de transition sectoriels de l?Ademe, sinon de la base de données du modèle JRC-EU-TIMES. Les émissions de GES hors CO2 sont converties en CO2-équivalent en utilisant les valeurs de PRG100 du sixième rapport d?évaluation du GIEC. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 13 ? Figure 2 : périmètre des émissions de TiTAN et périmètre des émissions nationales (SNBC) Source : CGDD Comptabilité des coûts Les coûts comptabilisés par le modèle TiTAN sont les coûts de production et d?installation des équipements et infrastructures représentés ; les coûts d?opération et de maintenance de ces équipements et infrastructures ; et les coûts des approvisionnements en énergie primaire. Ces coûts sont exprimés hors taxe et comprennent le coût de la main-d?oeuvre (tableau 1). De plus, on peut choisir d?ajouter à la fonction objectif un coût monétaire des émissions de GES, selon une trajectoire de coût unitaire exogène. Le coût des externalités hors climat est exclu. Par exemple, on ne valorise monétairement ni les coûts de bien-être et de santé des logements indécents, ni les coûts de santé de la pollution de l?air, ni le coût environnemental de l?artificialisation des sols. Parmi les autres coûts non pris en compte, on peut citer les taxes et les subventions, les revenus des exportations d?électricité et les revenus issus de la valorisation des équipements démantelés. ? 14 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 1 : panorama des coûts comptés par TiTAN Secteur Type de coût Périmètre Bâtiment CAPEX Construction des bâtiments Travaux d?isolation thermique des bâtiments Fabrication-installation des équipements de chauffage, climatisation, ECS et cuisson Énergie OPEX Opération/maintenance des infrastructures de production Opération/maintenance des infrastructures de distribution Opération/maintenance des infrastructures de stockage de l'énergie Opération/maintenance des infrastructures de stockage du carbone CAPEX Construction des infrastructures de distribution Construction/démantèlement des infrastructures de production Construction des infrastructures de stockage de l'énergie Approvisionnement Approvisionnement en énergies primaires Industrie OPEX Opération des infrastructures de production Maintenance des infrastructures de production CAPEX Construction-installation des infrastructures de production Transport OPEX Maintenance des véhicules Opération/maintenance des infrastructures de transport CAPEX Construction des infrastructures de transport Fabrication des véhicules Global Coût des émissions Optionnel ? Coût unitaire des émissions de GES Source : CGDD Lors du calcul de la fonction objectif, tous les coûts sont actualisés à l?année de référence 2024, en utilisant un unique taux d?actualisation, fixé à la valeur recommandée pour l?évaluation socio-économique des investissements publics (3,2 %) 14 . De plus, les coûts d?investissement (CAPEX) des équipements sont divisés en amortissements égaux et ventilés sur la durée de vie de l?équipement. Cela permet d?éviter un effet de bord en fin d?optimisation : si le coût d?un investissement potentiel à la dernière période était imputé entièrement à cette date, son utilisation cumulée serait trop faible relativement à son coût pour justifier son installation dans la trajectoire coût-optimale (figure 3). 14 France Stratégie, Guide de l?évaluation socioéconomique des investissements publics - Complément opérationnel I : révision du taux d?actualisation, octobre 2021. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 15 ? Figure 3 : principe de l'amortissement des investissements dans le calcul de la fonction objectif de TiTAN Source : CGDD Comptabilité des stocks de capital Dans TiTAN, on appelle « capital » tout stock d?équipement physique qui participe à la satisfaction de la demande en services énergétiques. Cette définition comprend le capital productif au sens usuel (usines, centrales électriques, méthaniseurs, etc.), les infrastructures de réseaux (réseau électrique et réseau de gaz, voies ferrées, bornes de recharge, etc.), mais aussi certains équipements usuellement classés parmi les biens de consommation durables (voitures, chaudières, etc.). TiTAN autorise la mise hors service du capital avant sa fin de vie dans tous les secteurs. Par exemple, les chaudières à fioul ou à gaz des logements peuvent être remplacées prématurément par des pompes à chaleur et l?activité des centrales thermiques à charbon ou à fioul peut cesser avant leur démantèlement si le modèle estime cette option de décarbonation coût-efficace malgré le coût échoué généré. Les équipements hors service restent néanmoins disponibles jusqu?à la fin de leur durée de vie. Il convient donc de surveiller la potentielle réutilisation d?un équipement précédemment mis hors service et éventuellement de la contrôler par une contrainte ad hoc. ? 16 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace 3. LES SECTEURS MODÉLISÉS DANS TITAN Cette partie décrit de façon schématique la modélisation de chaque secteur représenté dans TiTAN. Elle indique pour chacun d?eux le détail des activités et des technologies prises en compte ainsi que les principales variables et paramètres, notamment en matière de coûts et d?émissions. Elle présente les principales équations de chaque secteur, sous formes simplifiées et de façon non exhaustive par souci de clarté. Secteur énergie Le secteur énergie de TiTAN comprend les activités d?approvisionnement, de transformation et de distribution d?énergie, ainsi que l?activité de capture de CO2 dans les unités de production énergétiques et directement dans l?atmosphère 15 . Ce secteur, aussi appelé secteur « amont », joue un rôle central : il est relié à tous les autres secteurs, dit « avals », via leur demande énergétique. Il constitue ainsi le principal canal de transmission des effets intersectoriels. Les variables du secteur énergie sont l?investissement dans les technologies de production, de stockage et de distribution d?énergie ; l?activité de ces technologies (le taux d?usage du stock) ; ainsi que l?investissement dans et l?activité de la capture directe atmosphérique du CO2 (ou DAC, pour Direct Air Capture). Les coûts pris en compte dans ce secteur comprennent le coût d?investissement (CAPEX) dans les technologies de production, de distribution et de stockage d?énergie et de CO2, le coût 15 Cf. annexe 1 pour un schéma des technologies et énergies représentées dans le secteur énergie. Encadré 2 : évolution des stocks de capital et valeur implicite des investissements sur les années non calculées Si ?? et ?? + ??? sont deux points temporels consécutifs (par exemple, les années 2020 et 2025), on décrit comme suit l?évolution du stock d?une technologie ?? de durée de vie ?? (multiple de ???) : En langage naturel, cette équation s?écrit : Cette équation suppose implicitement que les investissements sont constants entre deux points temporels successifs. Il s?agit d?une convention, qui permet de simplifier grandement les calculs. Afin de décrire correctement la dépréciation des stocks historiques, on paramètre des chroniques d?investissement sur la période avant le premier point modélisé. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 17 ? des consommations d?énergies primaires et les coûts d?activité (OPEX hors consommation d?énergie) de ces technologies. Les variables sont définies pour chaque plage horaire de l?année lorsqu?elles concernent l?électricité et la chaleur de réseau, et par an lorsqu?elles concernent les autres énergies qui sont plus faciles à stocker. Le nombre de plages horaires par jour et leur répartition dans la journée sont choisis par l?utilisateur selon un compromis entre temps de calcul et précision de la modélisation. Dans le cas de l?électricité et de la chaleur urbaine, les moyens de production ont des facteurs de charge horaires constants, calés sur ceux observés l?année 2019. De même, la demande de chaque usage (industrie, chauffage, ECS, charge des véhicules électriques, etc.) pour ces énergies est déclinée à l?échelle horaire, selon un profil de répartition calé sur l?année 2019 et constant au cours de la trajectoire. Cela implique que la flexibilité du système électrique est assurée uniquement par l?amont (stockage par station de transfert d?énergie par pompage (STEP), batteries ou Power-to-Gas) et non par l?aval (pas d?effacement de la demande industrielle, de flexibilité de la demande résidentielle ni de vehicule-to-grid). Figure 4 : divisions temporelles utilisées dans la représentation du système énergétique de TiTAN Source : CGDD Le dimensionnement des réseaux est calculé simplement. Pour l?électricité, la capacité nécessaire, exprimée en GW, est une moyenne pondérée de la puissance totale de production installée et de la puissance appelée maximale dans l?année (la « pointe électrique »). Pour les réseaux de gaz, de chaleur et de froid, le dimensionnement est proportionnel au nombre de bâtiments à raccorder. De plus, trois zones de densité d?habitat sont distinguées, dont les coûts sont décroissants avec la densité. ? 18 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace La modélisation conduit à opérer de nombreuses simplifications du secteur énergie, dont quelques-unes des plus importantes sont listées ci-dessous. ? Les infrastructures de stockage et de transport de l?hydrogène ne sont pas représentées, les coûts associés sont agrégés dans un seul coût unitaire. ? La biomasse primaire est modélisée par un unique gisement homogène pouvant satisfaire tous les usages (bois d?oeuvre, bois d?industrie, production de biogaz ou de biocarburant?), à l?exception d?un petit volume ne pouvant servir qu?à la méthanisation. La disponibilité de la biomasse primaire est décrite par une courbe de coût marginal en escalier : des tranches supplémentaires de biomasse peuvent être mobilisées à des coûts supérieurs, potentiellement très élevés (jusqu?à 200 ¤/MWh primaire). ? On ne tient pas compte des interactions entre prélèvements de biomasse et niveau du puits d?émissions UTCATF. Encadré 3 : principales équations du secteur énergie de TiTAN Production en fonction de l?activité ? cas des énergies « horaires » : Satisfaction de la demande des secteurs aval ? cas des énergies « horaires » : Émissions de CO2 de la consommation des énergies primaires : Émissions des fuites de méthane en CO2-équivalent : Avec : ?? : une technologie de transformation d?énergie ?? : un vecteur énergétique ?? : une énergie primaire ???? : l?ensemble des heures ? comprises dans l?année ?? Activité : le volume d?énergie amont consommé Production : le volume d?énergie aval produit ???? : l?ensemble des énergies produites et consommées à la maille horaire ?? : l?ensemble des secteurs avals ?? ????? : l?ensemble des technologies ?? produisant l?énergie ?? ????? : l?ensemble des technologies ?? consommant l?énergie primaire ?? Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 19 ? Secteur transport Le secteur transport de TiTAN est dédoublé entre transport de passagers et fret en raison des dynamiques différentes de ces sous-secteurs, mais leurs structures sont identiques. Les variables du secteur sont l?investissement dans les véhicules et les infrastructures, et l?activité des véhicules. La demande totale de transport et les parts modales sont paramétrées. Les coûts du secteur transport sont les coûts d?investissement dans les véhicules et les infrastructures (CAPEX), ainsi que les coûts d?entretien des véhicules et des infrastructures légères telles les bornes de recharge (OPEX). La demande en énergie finale du transport est calculée en multipliant l?activité des véhicules avec leurs consommations unitaires respectives. On distingue la demande de trajets courtes distances (moins de 100 km, en France métropo- litaine), longues distances (plus de 100 km, en France métropolitaine) et internationaux (vers là/hors de France métropolitaine), car ces types trajet ne donnent pas lieu aux mêmes arbitrages entre les modes de transport. Ensuite, on distingue au sein de chaque mode plusieurs possibilités d?alimentation énergétiques. Par exemple, on distingue dans le cas des voitures trois motorisations thermiques (diesel/essence, gaz et 100 % biosourcé), une hybride non rechargeable, une hybride rechargeable, une électrique à batteries et une électrique à Encadré 4 : principales équations des secteurs transport de passagers et fret de TiTAN Satisfaction de la demande en transport : Dimensionnement du stock de véhicules : Avec : ?? ? un type de distance (longue distance, courte distance ou international) ?? ? un mode de transport (voiture, bus, train, avion, etc.) ???? : l'ensemble des véhicules ?? disponibles pour le mode ??, distingués par l?énergie consommée (voiture à essence, à gaz, électrique à batteries, électrique à pile H2?) ?? : une classe de consommation unitaire pour une motorisation donnée ???? ? l?ensemble des classes de consommation disponibles pour un véhicule ?? Demande : paramètre (passagers.km pour le transport de passagers, t.km pour le fret) Part modale : part d?un mode de transport, pour un type de distance donné (%) Activité : activité des véhicules (km/an) Taux remplissage : taux de remplissage des véhicules, paramétré (passagers/véhicule pour le transport de passagers, t/véhicule pour le fret) Kilométrage annuel : kilométrage annuel maximal d?un véhicule, paramétré (km/véhicule/an) Stock : stock de véhicules (nombre de véhicules) ? 20 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace pile à hydrogène. Pour chaque possibilité d?alimentation énergétique, plusieurs classes d?efficacité sont distinguées, dont le coût d?investissement croît quand la consommation unitaire décroît. Les infrastructures de transport (linéaire de réseau, gares et bornes de recharge) sont représentées avec un type unique par mode de transport accueilli. Leur stock est dimensionné par proportionnalité à l?activité totale du mode concerné. Les réseaux routiers et leurs coûts ne sont pas représentés. Secteur bâtiment Le secteur bâtiment de TiTAN comprend les cinq usages énergétiques associés au résidentiel et au tertiaire : chauffage, climatisation, eau chaude sanitaire (ECS), cuisson et électricité spécifique. Le parc résidentiel est scindé en trois modes de logement : maisons individuelles (MI), habitations à loyer modéré (HLM) et logements collectifs hors HLM (HC). Le parc tertiaire est représenté par un mode unique. La demande individuelle pour chaque usage (en énergie utile), la population, la répartition entre les trois modes de logement (individuel, collectif et social), le nombre moyen de personnes par logement, ainsi que les constructions et les destructions de bâtiments sont paramétrés. Les variables de décision du secteur sont les achats d?équipements, l?usage des stocks d?équipements disponibles et les travaux d?isolation des logements. Les coûts du secteur bâtiment correspondent aux achats d?équipement, aux rénovations, aux constructions et destructions de bâtiment. Il ne s?agit que de coûts d?investissements (CAPEX), on ne tient pas compte des coûts d?entretien des équipements et des bâtiments. Les équipements sont différenciés par mode, par usage énergétique et par énergie finale consommée. Pour les usages thermosensibles (chauffage et climatisation), les équipements sont en plus différenciés par classe de puissance : il faut un équipement plus puissant pour atteindre le même niveau de confort dans un logement moins bien isolé. On prend en compte les possibilités d?équipement multi-usages. Par exemple, une pompe à chaleur (PAC) air-air peut être utilisée pour le chauffage et la climatisation et une PAC air-eau peut être utilisée pour le chauffage et l?ECS. L?isolation des bâtiments est représentée par une classe à sept niveaux, notés de « A? » à « G? » (« A? » pour la performance de la construction neuve, « G? » pour le pire niveau de performance). Cette classe est différente de l?étiquette énergie du diagnostic de performance énergétique (DPE) 16, qui caractérise la consommation d?énergie primaire sur tous les usages et dépend donc à la fois de la performance thermique et des systèmes de chauffage, ECS et climatisation. En pratique, on peut cependant obtenir une assez bonne approximation de l?étiquette énergie du DPE d?un logement dans TiTAN à partir de sa classe d?isolation et de son système de chauffage. En effet, l?équivalence entre classe d?isolation et étiquette énergie est assez bonne pour la plupart des systèmes de chauffage, à l?exception du chauffage électricité-joule pour lequel il faut dégrader la classe d?isolation de deux rangs pour tenir compte du ratio « énergie primaire/énergie utile », aujourd?hui plutôt élevé en raison de la part importante du nucléaire dans le mix électrique). Par exemple, à un logement de classe d?isolation « C? » correspond en général une étiquette énergie du DPE « C » lorsqu?il est équipé d?une chaudière gaz, d?un poêle à bois ou d?une PAC, et une étiquette « E » lorsqu?il est équipé d?un chauffage électricité-Joule. Les travaux d?isolation sont représentés comme un saut depuis un niveau d?isolation donné vers un niveau plus performant. On suppose que les coûts des travaux sont croissants et convexes avec le nombre de niveaux gagnés, et qu?il est toujours moins coûteux d?atteindre 16 Pour une explication des règles et de l?usage du DPE, voir : www.ecologie.gouv.fr/politiques-publiques/diagnostic-performance- energetique-dpe. https://www.ecologie.gouv.fr/politiques-publiques/diagnostic-performance-energetique-dpe https://www.ecologie.gouv.fr/politiques-publiques/diagnostic-performance-energetique-dpe Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 21 ? un niveau donné en une étape de travaux plutôt qu?en plusieurs étapes. De plus, on considère qu?il n?y pas de dégradation de l?isolation des bâtiments au cours du temps, et que les travaux d?isolation ne permettent pas d?atteindre le niveau de performance thermique de la construction neuve. Les destructions de logements sont paramétrées à un taux constant du parc, avec l?hypothèse que les logements détruits sont toujours les plus mal isolés. La construction est paramétrée pour satisfaire la demande en logements pour chaque mode et ne produit que des bâtiments de la meilleure classe d?isolation. La demande en énergie finale du secteur bâtiment est calculée pour chaque usage, en fonction des demandes en énergie utile et des efficacités des équipements (cf. s 5). Pour les usages thermosensibles (chauffage et climatisation), on prend également en compte l?isolation du bâtiment, la température de consigne visée selon la saison et la chronique des températures extérieures quotidiennes sur l?année de référence (2019). La hausse moyenne des températures due au réchauffement climatique est prise en compte, et suit une tendance linéaire jusqu?à + 1,4 °C de réchauffement en 2060 par rapport à 2020. De nombreuses simplifications sont effectuées, notamment les résidences secondaires et les logements inoccupés ne sont pas représentés. Encadré 5 : principales équations du secteur bâtiment de TiTAN Disponibilité des équipements pour les usages chauffage et climatisation : Évolution du stock de logements : Avec : ?? : un service énergétique thermosensible (chauffage ou climatisation) ?? : un mode de bâtiment (maison individuelle, habitat collectif, HLM ou tertiaire) ?? : la classe d?isolation du logement (plus ?? est bas, mieux le logement est isolé) ?? : une technologie d?équipement du bâtiment (PAC air-air, ballon d?eau chaude électrique, climatiseur, etc.) ???? : l?ensemble des technologies qui peuvent fournir le service ?? ?? : la classe de puissance d?un équipement pour un usage thermosensible (il faut un équipement de classe ?? ou plus pour chauffer/climatiser un logement de classe ?? ou moins) ? 22 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Secteur industrie Le secteur industrie de TiTAN correspond à l?ensemble du secteur secondaire - industrie lourde, industrie diffuse et artisanat ? et est décomposé en quinze filières (cf. annexe 1). La demande totale de produits industriels est paramétrée pour chaque filière et exprimée en production physique (Mt/an). Elle comprend la demande intérieure et les exportations. Du côté de l?offre, les caractéristiques technico-économiques des options disponibles pour chaque filière sont paramétrées, tandis que l?investissement dans les capacités de production et leur niveau d?activité sont les variables de décision ajustées lors de l?optimisation. La demande d?énergie du secteur industrie ne correspond en général qu?à la consommation à usage énergétique, la consommation à usage matière n?étant prise en compte que dans le cas de la consommation de charbon de la sidérurgie et de la consommation de gaz de la filière ammoniac. Pour chaque filière, on distingue des « voies technologiques », qui représentent chacune une combinaison de technologies constituant un mode de production disponible pour la filière (cf. annexe 1). Une voie est caractérisée par ses coûts d?investissement (CAPEX), d?opération et de maintenance (OPEX), sa consommation unitaire d?énergie et son intensité d?émissions de procédé. Pour les industries grandes consommatrices d?énergies (IGCE), les voies technologiques sont paramétrées en fonction des options décrites dans les plans de transition sectoriels (PTS) de l?Ademe 17 disponibles à date. Pour les autres filières, quatre voies technologiques sont distinguées en croisant deux caractères binaires : l?intensité énergétique (faible versus forte) et l?intensité d?émissions de process (faible versus forte). La possibilité de conversion des infrastructures existantes vers de nouveaux procédés n?est pas représentée. On considère que certaines énergies finales sont directement substituables dans les infrastructures industrielles sans nécessiter d?investissement supplémentaire (tableau 2). On classe donc les énergies finales disponibles pour l?industrie en groupes d?énergies substituables et on indexe les infrastructures de production par ces groupes. Cependant, pour tenir compte des cas particuliers où ces substitutions directes sont impossibles ou limitées, on impose également des parts minimum et maximum de consommation d?énergie finale par voie technologique. Tableau 2 : groupes d'énergies finales directement substituables dans le secteur industrie Énergie finale Groupe d'énergies substituables Électricité Électricité Chaleur de réseau haute température Chaleurs de réseau Chaleur de réseau moyenne température Gaz Gaz et fioul Fioul Charbon Combustibles solides Biomasse solide Hydrogène Hydrogène Lecture : le gaz et le fioul sont considérés comme substituables dans les infrastructures de production sans investissement supplémentaire, et constituent à ce titre le groupe « gaz et fioul ». Source : CGDD, modèle TiTAN 17 Par exemple : https://librairie.ademe.fr/changement-climatique/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en- france.html. https://librairie.ademe.fr/changement-climatique/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france.html https://librairie.ademe.fr/changement-climatique/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france.html Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 23 ? La demande d?énergie finale de l?industrie dépend du niveau de production physique, des voies technologiques choisies, des énergies finales utilisées ainsi que des éventuelles consommations de vecteurs énergétiques pour des usages matière (charbon pour l?acier et gaz pour l?ammoniac). On distingue deux types d?émissions du secteur industrie : les émissions directes énergétiques, déterminées par la consommation énergétique de l?industrie ; et les émissions directes non énergétiques (émissions de procédé), déterminées directement par le niveau de production et les voies technologiques choisies. Comme la production physique est paramétrée, il n?y a pas de rétroaction des investissements choisis par le modèle dans l?ensemble des secteurs sur l?activité industrielle. La cohérence entre la production industrielle et les investissements réalisés peut néanmoins être évaluée après la simulation et éventuellement ajustée par itération. Encadré 6 : principales équations du secteur industrie de TiTAN Satisfaction de la demande en produits industriels : Consommation d?énergie pour la production industrielle : Dimensionnement des capacités de production : Émissions de procédés : Avec : ?? : une filière industrielle ?? : une voie technologique ???? : l?ensemble des voies technologiques comprises dans la filière ?? ???? : un groupe d?énergies finales ?? directement substituables ???? : l?ensemble des groupes d?énergies finales utilisables par la voie ?? Demande : la demande en produit fini adressée à la filière ?? (Mt/an) Activité : la consommation totale d?énergie finale ?? pour la production de la voie technologique ?? (TWh/an) Consommation unitaire : consommation d?énergie finale ?? par la voie ?? par unité de produit fini (TWh/Mt) Capacité : le stock de capacités de production de la voie ?? consommant le paquet d?énergies (Mt de production/an) ? 24 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Secteur agriculture Le secteur agriculture n?est à ce jour pas modélisé en propre. Les consommations énergétiques des bâtiments et véhicules agricoles, ainsi que les émissions associées, sont respectivement intégrées au sein des secteurs bâtiment et transport via des demandes spécifiques. 4. LA CONSTRUCTION DE SCENARIOS AVEC TITAN La démarche de scénarisation Les scénarios dans la gouvernance climatique française Les scénarios sont un outil essentiel de la démarche prospective. En France, on peut citer les exercices Futurs Énergétiques 2050 de RTE et Transition(s) 2050 de l?Ademe, et à l?échelle internationale les Shared Socioeconomic Pathways présentés dans le 6e rapport du GIEC, ou les scénarios présentés par l?agence internationale de l?énergie (AIE) dans son rapport annuel World Energy Outlook. Les scénarios sont également au coeur de l?élaboration de la stratégie nationale bas-carbone (SNBC) française. Dans ce contexte, la direction générale de l?énergie et du climat (DGEC) produit plusieurs scénarios, chacun réalisé à partir d?un jeu cohérent d?hypothèses sur les évolutions technologiques et des modes de vie, le contexte économique (notamment les prix de l?énergie) ainsi que sur les politiques et les mesures mises en place. Ces jeux d?hypothèses sont ensuite appliqués à une collection de modèles sectoriels, qui permettent de décrire l?évolution du sous-jacent physique des émissions nationales de GES (bâtiment, transport, industrie, système électrique, agriculture, forêt, etc.). Les résultats de ces différents modèles sont ensuite agrégés en vérifiant le bouclage énergétique offre-demande pour aboutir à une trajectoire cohérente des émissions nationales jusqu?à 2050. Le principal scénario produit pour la SNBC est celui dit « avec mesures supplémentaires » (AMS). Il s?agit d?un scénario normatif qui vise l?atteinte de l?objectif zéro émissions nettes (ZEN) en 2050, grâce à l?application de nouvelles mesures de décarbonation de natures variées (réglementaire, fiscale, incitative, etc.). Les autres scénarios produits incluent notamment un scénario dit « avec mesures existantes » (AME), qui décrit l?évolution tendancielle des émissions à partir des mesures déjà en oeuvre à date, ainsi que des variantes de l?AMS. TiTAN, un outil de scénarisation En tant qu?outil de prospective, TiTAN permet de produire des scénarios. Un scénario TiTAN est l?ensemble formé par un paramétrage cohérent de projections technologiques et de demande, et par la trajectoire produite à partir de ce paramétrage. Même si des éléments qualitatifs et narratifs font souvent partie des scénarios prospectifs, ils ont été peu développés dans les scénarios TiTAN produits jusqu?ici et ceux présentés dans ce document. Cependant, il est tout à fait possible d?en développer en interprétant les projections paramétrées dans un scénario. Notamment, les projections de demande sont construites à partir d?hypothèses sur les modes de vie et de consommation qui peuvent impliquer des narratifs très contrastés d?un scénario à l?autre (par exemple sur le report modal dans les transports, la densification de l?habitat, etc.) Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 25 ? L?analyse des scénarios TiTAN L?analyse d?un scénario d?intérêt peut se faire de façon isolée, ou par comparaison à un scénario contrefactuel. En général, le scénario contrefactuel est construit comme une variante du scénario d?intérêt dont on fait varier un ou plusieurs éléments de paramétrage. Par exemple, le contrefactuel peut consister en une variante avec une contrainte carbone plus faible ou absente, une variante sans hypothèses de sobriété, une variante avec une moindre disponibilité des technologies de rupture, etc. Par différence avec le scénario d?intérêt, la variante permet d?isoler les effets des différents éléments de paramétrages TiTAN a également vocation à réaliser des analyses mobilisant plus de deux scénarios, notamment des analyses de sensibilité. Il s?agit d?un type d?analyse paramétrique, qui consiste à produire plusieurs scénarios en faisant varier les valeurs d?une sélection paramètres d?intérêt (par exemple le potentiel de capture et stockage de carbone (CCS) ou le potentiel de biomasse) et à en analyser l?effet sur la trajectoire produite. Les éléments de contexte Les projections macroéconomiques et démographique Une trajectoire de population et une trajectoire de PIB sont utilisées pour dimensionner les trajectoires de demande de services énergétiques paramétrées (cf. infra), mais elles n?interviennent pas directement dans le modèle. D?autre part, des projections de prix des énergies fossiles sur les marchés mondiaux sont paramétrées pour décrire les coûts d?approvisionnement de la France. Les paramètres technologiques Les paramètres décrivant les technologies (CAPEX, OPEX, efficacité, consommation unitaire, date de disponibilité, etc.) sont entièrement paramétrés. Le progrès technologique est donc strictement exogène, pris en compte via des chroniques évolutives des paramètres technologiques. Étant donné que TiTAN suit un critère coût-efficacité, les valeurs retenues déterminent fortement les résultats. Les paramètres technologiques varient en général peu entre les simulations, ou alors sur des aspects identifiés comme sensibles (coûts du nucléaire ou des énergies renouvelables, efficacité et flexibilité des électrolyseurs, etc.). Les sources principales sont les bases de données des modèles technico-économiques utilisés par la Commission européenne : modèle JRC-TIMES 18 pour les secteurs de l?énergie et du bâtiment, modèle PRIMES 19 pour le transport. Les paramètres technologiques se rapportant à la production et au transport d?électricité sont quant à eux issus de données de RTE. Pour l?industrie, le modèle a vocation à être paramétré finement sur la base des PTS de l?Ademe au fil de leur publication, c?est déjà le cas des filières acier, ciment et aluminium. Dans l?attente de ces publications, les voies technologiques des autres filières sont paramétrées avec des valeurs volontairement pessimistes des coûts et des potentiels de décarbonation. Les hypothèses sur le déploiement des technologies Par défaut, TiTAN n?impose pas de limite, haute ou basse, sur les investissements dans les technologies. Cela peut conduire à des trajectoires d?investissement très irrégulières d?un point au suivant, voire intermittentes. Par exemple, on peut observer un déploiement très 18 www.data.jrc.ec.europa.eu/collection/id-00287. 19 www.energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en. https://data.jrc.ec.europa.eu/collection/id-00287 https://energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en ? 26 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace brusque du nucléaire ou un effondrement de certains types de rénovations de bâtiments d?un point au suivant. Ces trajectoires d?investissement accidentées sont un résultat normal du programme de minimisation du coût, mais elles sont bien entendues peu vraisemblables économiquement pour de nombreuses raisons : durées des chantiers, développement progressif des filières économiques, freins économiques, sociaux et comportementaux à la diffusion de certaines technologies, capacité d?investissement limitée, etc. C?est pourquoi TiTAN dispose de plusieurs types de contraintes pour contrôler la dynamique et le potentiel de déploiement des technologies. Le réglage de ces contraintes est fondamentalement arbitraire, qu?il soit fait à l?appréciation du modélisateur ou inspiré d?autres scénarios prospectifs. De plus, ces contraintes ont un impact important sur les résultats, aussi bien en matière de choix technologiques que de coût de la décarbonation. Leur usage doit donc être raisonné et leur réglage doit idéalement faire l?objet d?un compromis entre la vraisemblance des trajectoires et la liberté laissée au modèle. Encadré 7 : deux approches pour contraindre le déploiement des technologies La première approche, qu?on appelle « niveau maximum », consiste à limiter à chaque point le déploiement des technologies selon des plafonds exogènes, qui peuvent être exprimés en capacité installée ou en part de marché. Les valeurs de ces plafonds peuvent éventuellement être alignées sur d?autres travaux prospectifs, par exemple les scénarios de la SNBC ou de RTE. Exemple : limitation de la part des logements chauffés par des PAC Avec : PartMaxPAC,t la part de marché maximum des PAC à la période ?? La deuxième approche, qu?on appelle « croissance maximum », est plus indirecte. Elle consiste à lisser la croissance des investissements physiques d?un point au suivant. Les paramètres de ce lissage sont en général réglés par tâtonnement, par défaut de valeurs de référence disponibles. Exemple : limitation de la croissance des installations de PAC Avec : A, B respectivement un pourcentage de croissance annuel maximal des investissements et un accroissement annuel maximal des investissements On peut également limiter la baisse des investissements par des contraintes symétriques, dans l?une et l?autre approche. En pratique, l?approche « croissance maximum » est plus difficile à utiliser que l?approche « niveau maximum » : en raison de l?absence de valeurs de référence pour ses paramètres, elle demande de juger a posteriori de la vraisemblance des dynamiques technologiques. L?approche « part maximum » a quant à elle l?avantage de pouvoir s?aligner sur une référence avant la simulation. En revanche, les résultats produits sont alors très dépendants du choix de cette référence. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 27 ? Les projections de demande La demande en service énergétique et la demande en énergie finale En toute généralité, il convient de distinguer la demande en un service de la demande d?énergie finale associée à ce service. Par exemple, dans le cas du transport de passagers, la demande en service correspond au trafic réalisé (en passagers.km/an), tandis que la demande en énergie finale correspond à la consommation de carburants des véhicules (en TWh/an) qui réalisent le trafic. La demande en service « transport de passagers » est décrite par plusieurs facteurs : les distances parcourues, mais aussi les modes de transport utilisés et les taux de remplissages des véhicules. La demande en énergie finale pour le transport dépend quant à elle de la demande en service, en niveau et en parts modales, et de la consommation unitaire (en kWh/km) des véhicules utilisés. Cet exemple peut être généralisé à tous les services énergétiques : la demande en service dépend du niveau de service fourni par personne, du type d?équipements utilisés, du taux d?utilisation des équipements, etc. La consommation finale associée dépend quant à elle de la demande en service, dans toutes ses dimensions, et de la consommation d?énergie unitaire des équipements utilisés. Dans TiTAN, la demande en service énergétique est exogène, calculée en amont de la simulation pour chaque secteur aval et chaque point de la trajectoire, en prenant en compte de nombreux facteurs. La liste de ces facteurs dépend bien sûr du service énergétique considéré, mais en général elle fait intervenir la population, une demande unitaire par habitant et des parts modales. La demande en énergie finale est quant à elle endogène, puisqu?elle dépend à la fois de la demande en service paramétrée, et de l?efficacité des équipements choisis par le modèle. Figure 5 : schéma simplifié du calcul de la demande d'énergie du transport de passagers dans TiTAN Source : CGDD, modèle TiTAN ? 28 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Les hypothèses de sobriété Les demandes en service énergétique des secteurs aval de TiTAN peuvent être paramétrées en ajustant la valeur de certains des facteurs de leur calcul, de façon à décrire une évolution vers des modes de production et de consommation plus sobres. Ces hypothèses peuvent correspondre à des évolutions de comportement à technologie inchangée (comme le covoiturage ou la baisse de la température de consigne de chauffage), mais aussi à des évolutions à l?interface entre comportement et technologie qui nécessitent des investissements (comme le report modal de la voiture vers le train ou l?augmentation de la part recyclée dans les matières premières industrielles) - (cf. annexe 2). Toutes choses égales par ailleurs, les hypothèses de sobriété abaissent la demande en énergie finale. Elles facilitent donc à la fois la satisfaction de la demande et le respect de la contrainte carbone, tout en diminuant les coûts du système. Les hypothèses sur les émissions hors périmètre et les puits de carbone Les secteurs UTCATF, agriculture (hors énergie), déchets et gaz fluorés Les secteurs UTCATF, agriculture (hors énergie), déchets et gaz fluorés 20 ne sont pas modélisés. Pour définir au périmètre de TiTAN une contrainte carbone cohérente avec les objectifs nationaux, il est cependant nécessaire de faire des hypothèses sur les émissions de ces secteurs. Une chronique d?émissions est donc paramétrée pour chacun de ces secteurs. Une conséquence du traitement exogène des secteurs UTCATF et agriculture (hors énergie) est que TiTAN ne prend pas en compte l?interaction entre le prélèvement de biomasse, forestière ou agricole, et l?évolution des puits de carbone correspondants. Endogénéiser cette interaction pourrait être une piste d?amélioration du modèle, mais pose un important défi technique en raison de la complexité des phénomènes biologiques et physiques sous-jacents. Les déchets et les gaz fluorés ont des contributions mineures au total des émissions en début de trajectoire (respectivement 3,1 % et 3,6 % des émissions nationales en 2019, brutes de l?UTCATF). Ils peuvent cependant représenter une part plus importante à l?approche de la neutralité, étant donnée la difficulté d?abattre complètement leurs émissions. Les puits technologiques Les technologies de capture, stockage et utilisation du carbone (CCUS) sont représentées dans TiTAN, conformément à leur prise en compte dans la SNBC. Le coût de la chaîne capture-transport-stockage-utilisation est décomposé entre le coût du transport-stockage (OPEX unique) et le coût de la capture. Dans le cas de la capture sur site, le coût est pris en compte par un surplus de CAPEX et une légère dégradation de l?efficacité de l?activité énergétique ou industrielle concernée. La capture atmosphérique directe (ou DAC, pour Direct Air Capture) est quant à elle caractérisée par ses CAPEX, OPEX et consommation unitaire. Son activité est en général fortement contrainte. Enfin, le stockage géologique de CO2 est contraint par un plafond annuel maximal, qui comprend la possibilité de stockage en mer ou à l?étranger. En alternative au stockage géologique, le CO2 capturé peut être utilisé en le combinant à du dihydrogène pour produire du méthane synthétique ou des carburants liquides synthétiques. 20 Les émissions de méthane dues au traitement centralisé des déchets et les émissions des gaz fluorés sont respectivement regroupées dans des postes à part au sein des bilans d?émissions nationales. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 29 ? L?objectif de réduction des émissions de GES Dans les scénarios TiTAN, les émissions de GES peuvent être limitées par une contrainte spécifique, appelée par abus de langage « contrainte carbone ». Elle est définie sur le total des émissions de GES, tous gaz confondus, qui est converti en CO2-équivalent en utilisant les PRG100. L?ampleur du réchauffement climatique étant liée à la concentration de GES dans l?atmosphère, c?est-à-dire aux émissions cumulées passées de ces GES, la contrainte à appliquer sur les émissions pour contenir le réchauffement au niveau mondial doit s?exprimer en budget d?émissions. Toutefois, en pratique, en France comme dans la plupart des autres pays, les objectifs de réduction des émissions sont exprimés en flux d?émissions annuels : objectifs de - 50 % d?émissions brutes à l?horizon 2030 par rapport à 1990 et de neutralité carbone en 2050 dans le cas de la France. La contrainte carbone peut prendre ces différentes formes dans TiTAN : elle peut soit s?appliquer sur le flux d?émissions de GES ? chaque point de la trajectoire est contraint à respecter son propre plafond d?émissions ? soit s?appliquer en budget ? le cumul des émissions le long de la trajectoire doit respecter un unique plafond 21. Dans le premier cas, la répartition temporelle des efforts d?abattement est paramétrée, dans le second cas elle est endogène : En appliquant le modèle de Hotelling, la gestion optimale d?un budget carbone consiste à minimiser le coût intertemporel actualisé de la réduction des émissions à budget carbone fixé. En plus de la trajectoire optimale d?émissions, la résolution de ce problème donne la trajectoire optimale de coût d?abattement marginal qui, en l?absence d?incertitudes, croît au même rythme que le taux d?actualisation (« règle de Hotelling ») 22. Cette règle assure alors la neutralité intertemporelle des efforts : on est indifférent à réduire les émissions d?une tonne supplémentaire aujourd?hui ou dans 10 ans. Le modèle TiTAN étant à horizon fini, la contrainte carbone en budget doit être combinée à une contrainte en flux si l?on souhaite garantir le niveau des émissions à long terme. Par exemple, il est possible de définir simultanément une contrainte sur le cumul des émissions avant 2050 et une contrainte sur le flux d?émissions en 2050, pour produire un scénario qui atteint la neutralité en 2050 avec certitude, tout en étant libre de l?allocation temporelle des émissions avant ce point. Si on souhaite assurer la continuité de certaines variables (émissions, coût d?abattement marginal) et s?approcher d?une optimisation intertemporelle à horizon infini 23, l?horizon pour la fin de la contrainte en budget et le début de la contrainte en flux peut être recherché par tâtonnement. Quelle que soit le type de contrainte carbone (exprimée en flux ou en budget), la répartition des efforts de réduction des émissions entre les différents secteurs est endogène. Ces réductions d?émissions peuvent donc être contrastées entre les secteurs, bien que l?ensemble soit optimal pour le système entier. 21 Calculer des budgets tous GES en « carbone équivalent » n?est pas parfaitement rigoureux du point de vue de la climatologie, mais les méthodes alternatives ne font pas encore consensus (IPCC (2023), p. 63). En outre, la part des émissions de GES hors CO2 est assez faible dans le périmètre des émissions optimisées par TiTAN. 22 Pour une présentation de l?approche coût-efficacité et de la règle de Hotelling dans le contexte des politiques climatiques, voir par exemple Gollier (2019). 23 Dans le cas contraire, un saut important de ces variables peut se produire à la date de changement de contrainte. ? 30 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace En plus de contraintes sur les volumes d?émissions, TiTAN permet aussi d?adopter l?approche duale qui consiste à valoriser monétairement les émissions : pour une valeur donnée des émissions de GES, TiTAN renvoie le niveau de réduction des émissions qu?il serait rentable de réaliser du point de vue de la société. Figure 6 : illustration des approches « flux » et « budget » de la contrainte carbone En MtCO2e/an Lecture : les valeurs ne sont pas significatives et sont présentées à titre illustratif. Source : CGDD Les objectifs hors émissions de GES Outre l?objectif d?abattement des émissions, il est possible d?imposer plusieurs objectifs politiques à un scénario donné. Par exemple, on peut imposer l?objectif de réduction de la consommation totale d?énergie à horizon 2030 et 2050 prévu par la directive relative à l?efficacité énergétique du 13 septembre 2023 ou bien les objectifs de production d?énergie renouvelables inscrits dans les lois de programmation énergétique. Il est également possible d?imposer des objectifs ne relevant pas strictement de la politique climatique, telles que des cibles de rénovation thermique du parc de logements pour des raisons sanitaires. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 31 ? Partie 2 Une première application : la contribution de TiTAN à la révision de la valeur de l?action pour le climat ? 32 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Cette seconde partie présente en détail les simulations qui ont alimenté les travaux de la troisième commission sur la valeur de l?action pour le climat 24 (cf. encadré), présidée par Alain Quinet. Dans le contexte de cet exercice, l?objectif premier des simulations TiTAN est d?évaluer la trajectoire de coût marginal de réduction des émissions de GES dans un cadre cohérent avec la stratégie nationale bas-carbone (SNBC3), en cours d?élaboration au moment des travaux. La présentation des simulations qui est faite dans cette partie dépasse cet objectif et détaille les mécanismes de décarbonation sous-jacents, de sorte à caractériser de façon fine les scénarios produits par TiTAN pour la commission. La première section décrit les hypothèses sur lesquelles reposent les simulations. Les sections suivantes présentent les résultats des simulations TiTAN sur la base de ce cadrage, en décrivant dans un premier temps les trajectoires de réduction des émissions, le coût d?abattement marginal associé à ces trajectoires de réduction et la sensibilité de celui-ci à certaines hypothèses. Elles détaillent ensuite les coûts globaux et la transformation du système énergétique associés à la trajectoire de décarbonation. 1. UN CADRAGE DES SIMULATIONS COHÉRENT AVEC LA SNBC3 Comme précisé dans la partie précédente, les simulations de TiTAN reposent sur trois grandes catégories d?hypothèses : ? les objectifs d?émissions de GES, traduits en contraintes sur les émissions du périmètre d?optimisation et en hypothèses sur les émissions hors périmètre (émissions non énergétiques de l?agriculture et de l?UTCATF, des gaz fluorés et du secteur des déchets) ; ? les hypothèses relatives au contexte socio-économique (telles que la demande en services énergétiques et les prix des énergies fossiles) ; 24 Rapport de la commission sur la valeur de l?action pour le climat présidée par Alain Quinet, France Stratégie, 2025. Encadré 8: la valeur de l?action pour le climat (VAC) La valeur de l?action pour le climat (VAC) est un indicateur développé en France pour l?évaluation socio-économique des investissements publics, défini comme la « valeur que la collectivité donne aux actions permettant d?éviter l?émission d?une tonne de CO2 équivalent ». Il est attendu que cet indicateur serve de signal pour décentraliser la sélection des actions de décarbonation selon une logique coût-efficacité : « Cette valeur doit permettre de classer et de sélectionner les actions à déployer pour atteindre au moindre coût les objectifs de décarbonation : toute action dont le coût d?abattement, c?est-à-dire le coût par tonne de CO2e évitée, est inférieur à la valeur de l?action pour le climat ? c?est-à-dire dont leur mise en oeuvre est rentable socioéconomiquement ? est souhaitable du point de vue de la collectivité. » (Les coûts d?abattement | Partie 1 ? Méthodologie, France Stratégie, 2021). La trajectoire de la VAC a fait l?objet de trois évaluations successives, dont la dernière repose entre autres sur les simulations de TiTAN présentées dans ce document. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 33 ? ? les hypothèses relatives aux technologies (chroniques des coûts de production- installation des équipements et infrastructures ; des coûts d?opération et de maintenance ; du coût des approvisionnements en énergies primaires ; des efficacités et consommations unitaires des technologies ; des potentiels de déploiement des technologies). Dans le cadre des travaux sur la VAC, les objectifs d?émissions de GES et les hypothèses relatives au contexte socio-économique ont été, dans la mesure du possible, calés sur celles du scénario AMS de la SNBC3 selon son état d?avancement à date 25. Pour les besoins de l?exercice, les simulations ont été poussées jusqu?à l?horizon 2065, ce qui a nécessité de prolonger certaines hypothèses au-delà de l?horizon 2050 de la SNBC. Un objectif climatique cohérent avec la SNBC3, exprimé en budget pour assurer une bonne répartition des efforts dans le temps La SNBC fixe les objectifs d?émissions sous forme de budgets quinquennaux, correspondant à des flux d?émissions annuelles moyennes par quinquennat. Néanmoins, dans le cadre de l?élaboration de la VAC, il est apparu important de favoriser autant que possible une approche en budget carbone, de sorte que la VAC suive la règle de Hotelling (cf. supra), garantissant ainsi une répartition neutre des efforts dans le temps et évitant d?inciter à leur report26. Les deux types de contraintes d?émissions ont ainsi été simulés, mais la priorité dans l?analyse des résultats et la contribution à la révision de la VAC a été donnée à l?approche en budget. Le premier jeu de simulations suit la formulation des objectifs de la SNBC3, comprenant un objectif intermédiaire en flux pour 2030 et une série de budgets quinquennaux 2024-2028, 2029-2033, 2034-2038, en cohérence avec la cible ZEN en 2050. On en déduit une trajectoire de réduction des émissions de GES au périmètre TiTAN, qu?on impose comme contrainte carbone (figure 7, série A). Dans ce cas, la répartition des efforts dans le temps est fixée ex ante et imposée au modèle. Un second jeu de simulations s?affranchit de tout jalon intermédiaire et se fonde sur une contrainte carbone en budget, lequel correspond aux émissions cumulées d?aujourd?hui à 2050 de la trajectoire précédente (aire bleue sur la figure 7). Le budget a ainsi été défini jusqu?en 2060 (série B sur la figure 7) et est suivi d?une contrainte de flux assurant le maintien de la neutralité au point temporel suivant (point B? sur la figure 7). La durée sur laquelle le budget est alloué a été identifiée par tâtonnement de sorte à lisser la trajectoire de réduction et la courbe de coût d?abattement à la date de changement de contrainte. Bien que les contraintes de la seconde simulation n?imposent pas explicitement l?atteinte de l?objectif ZEN en 2050, leur effet est équivalent aux efforts climatiques visés par la France dans le projet de SNBC3, car les émissions cumulées sont identiques dans les deux trajectoires. Dans l?approche en budget, le plafond d?émissions imposé au-delà de 2060 est fixé pour maintenir la neutralité, étant donnée la trajectoire des émissions hors périmètre. Cette contrainte en flux est négative (- 7 MtCO2e/an), pour compenser des émissions résiduelles positives hors périmètre. Sous ces hypothèses, l?atteinte de la neutralité des émissions nationales implique donc le recours à des technologies d?émissions négatives, c?est-à-dire la capture et stockage de carbone d?origine biogénique (BECCS) ou atmosphérique (DACCS). 25 La SNBC 3 étant encore en cours de construction pendant ces travaux, avec un projet de SNBC3 soumis à concertation en novembre 2024 présentant une trajectoire jusqu?en 2030 seulement. La SNBC3 finale qui sera publiée en 2025 précisera la trajectoire post-2030 (présentée dans ce document sous forme de fourchettes), la commission Quinet a toutefois pu intégrer les travaux les plus récents sur cet horizon pour l?élaboration de la VAC. 26 France Stratégie (2025). ? 34 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 7 : contraintes carbone en flux et en budget et hypothèses sous-jacentes En MtCO2e/an Lecture : les hypothèses d?émissions nationales totales (série 1) et d?émissions hors périmètre TiTAN (série 2) correspondent au scénario AMS (run 2) de la SNBC3 jusqu?en 2035, puis à des hypothèses de la commission Quinet III après 2035, le scénario AMS n?étant pas complètement stabilisé à la date de production des simulations. La contrainte carbone en flux (série A) est calculée par différence de la trajectoire d?émissions nationales (série 1) et de la trajectoire des émissions hors périmètre (série 2). La contrainte carbone en budget se compose d?un budget d?émissions de 2025 à 2060 (série B), calculé en cumulant la série A ; puis d?un plafond d?émissions en 2065 (point B?), compatible avec la neutralité des émissions nationales totales. Le budget d?émissions s?élève à environ 2 940 MtCO2e de 2025 à 2050. Sources : DGEC jusqu?en 2035 (scénario AMS (run2) en préparation de la SNBC3) ; hypothèses commission Quinet III après 2035. Les émissions hors périmètre font l?objet d?hypothèses détaillées sur leur trajectoire, tirées des versions intermédiaires des simulations de la SNBC3 et complétées de projections de tendances (figure 8) : ? Les émissions agricoles non énergétiques décroissent linéairement d?environ 40 % à l?horizon 2050 par rapport à 2020 (- 25MtCO2e/an) ; ? Les émissions liées au traitement des déchets décroissent légèrement pour atteindre rapidement un palier autour 5 à 6 MtCO2e/an et parallèlement les émissions de gaz fluorés se contractent à moins de 1,5 MtCO2e/an ; ? Le « puits » UTCATF, source d?émissions négatives, se renforce sur la période pour atteindre - 35 MtCO2e/an à l?horizon 2050 dans le scénario central ; Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 35 ? Au total, les émissions annuelles nettes de GES hors du périmètre d?optimisation décroissent depuis 70 MtCO2e/an jusqu?à un palier de 7 MtCO2e/an à partir de 2050. Ces hypothèses étant sujettes à d?importantes incertitudes, notamment le puits UTCATF, elles ont donné lieu à des analyses de sensibilités décrites ci-après. Figure 8 : hypothèses sur les émissions hors périmètre TiTAN En MtCO2e/an Sources : jusqu'en 2035, version intermédiaire des modélisations de la SNBC3 ; projections de la commission Quinet III après 2035 Le cadrage du contexte socio-économique Les hypothèses sur le contexte socio-économique regroupent différents éléments : des hypothèses macroéconomiques et démographiques ; des hypothèses sur les demandes des services énergétiques embarquant notamment les changements de comportement (sobriété) ; et des prospectives sur les prix des énergies fossiles qui ont un effet direct sur le coût de la décarbonation de l?économie. Les tendances macroéconomiques et démographiques du scénario La projection de population pour la France métropolitaine est un paramètre crucial, qui dimensionne fortement la demande en service énergétique dans tous les secteurs. Elle est calée pour ces simulations sur la projection de l?Insee à horizon 2070 la plus récente (figure 9). La projection de PIB (figure 10) indique seulement le contexte économique dans lequel les hypothèses de demande s?inscrivent et n?affecte pas directement les simulations. L?hypothèse retenue est l?hypothèse de cadrage de la SNBC3, elle-même fondée sur un scénario de cadrage de la Commission européenne27. 27 Cf. le plan national intégré énergie-climat (PNIEC) de la France, dans sa version de juin 2024, https://commission.europa.eu/publications/france-final-updated-necp-2021-2030-submitted-2024_en. https://commission.europa.eu/publications/france-final-updated-necp-2021-2030-submitted-2024_en ? 36 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 9 : hypothèse de population En Mhab Source : Insee Première n° 1881, novembre 2021 Figure 10 : hypothèse de PIB et comparaison à d'autres projections En base 100 à 2018 Note de lecture : le taux de croissance du PIB dans la projection de la SNBC3 varie entre 0,8 % et 0,9 % de 2025 à 2030 ; puis entre 1 % et 1,6 % de 2030 à 2050. Dans le paramétrage de TiTAN, cette trajectoire est prolongée tendanciellement jusqu?en 2065. Sources : DGEC ; CGDD Des hypothèses de sobriété et de réindustrialisation ambitieuses Au-delà du PIB et de la population, de nombreux paramètres dimensionnent les demandes en services énergétiques (demande unitaire de service par habitant, parts modales, taux d?utilisation des équipements et des infrastructures, etc.). Les évolutions de ces paramètres par rapport à leur valeur tendancielle permettent d?expliciter en détail les hypothèses de sobriété. Les leviers de sobriété, entendus ici comme l?ensemble des changements de comportement permettant de diminuer la demande en services énergétiques toutes choses égales par ailleurs, sont donc traités de façon strictement exogène dans TiTAN. Les hypothèses retenues (tableau 3 et tableau 17 en annexe) sont calées jusqu?à 2035 sur les hypothèses de la SNBC3, puis de 2030 à 2050 sur des versions de travail de ces hypothèses, puis sont maintenues fixes au-delà de 2050. L?impact de ces hypothèses sur la consommation énergétique est illustré dans le cas du chauffage et du transport de passagers (figure 11) et leur effet global sur la trajectoire d?émission est décrit dans la section suivante (figure 13). On rappelle que les leviers de sobriété sont pris en compte ex ante via les hypothèses exogènes sur la demande, les comportements des individus n?étant pas endogènes dans TiTAN. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 37 ? Tableau 3 : exemples d?hypothèses de sobriété intégrées dans les simulations TiTAN Secteur Paramètre Valeur 2020 Écart 2020-2050 Action publique accompagnant l?évolution Sans sobriété Avec sobriété Bâtiment Température de consigne hiver 19 °C + 0 °C - 0,5 °C Campagnes d?information Demande d?ECS par personne et par an dans les maisons individuelles 361 kWh/an/ personne - 6 % - 26 % Campagnes d?information Transport Taux de remplissage des véhicules particuliers 1,62 passager/traj et + 0 % + 11 % Soutien au covoiturage et à l?autopartage Part modale du train dans les trajets longue distance 17,6 % + 3,2 p.p.* + 8,1 p.p. Extension du réseau, politique tarifaire, campagnes d?information Industrie Taux d?incorporation de matières premières recyclées en sidérurgie 42 % + 7 p.p. + 18 p.p. Mesures réglementaires Demande intérieure en papiers-cartons 8,7 Mt/an + 38 % + 20 % Mesures réglementaires sur les emballages, campagnes d?information *p.p. : point de pourcentage. Lecture : dans le secteur résidentiel et tertiaire, on suppose que la température de consigne pour le chauffage des bâtiments (logement et bureaux) initialement de 19 °C, serait maintenue à ce niveau sans hypothèses de sobriété et réduite de 0,5 °C à l?horizon 2050 dans un scénario avec sobriété. En ce qui concerne l?eau chaude sanitaire (ECS), le besoin individuel (initialement de 360 kWh utile/an/personne) serait réduit de 6 % dans un scénario tendanciel et de 26 % dans un scénario avec sobriété. Côté transport, le taux de remplissage des véhicules particuliers, de 1,6 passagers/trajet en tendanciel, pourrait être accru de 11 % par des mesures de soutien au covoiturage et à l?autopartage ; la part du train dans les trajets longue distance, initialement de 17,6 % pourrait être accrue de 8 points de pourcentage à l?horizon 2050 contre 3,2 pp en tendanciel. En sidérurgie, le taux d?incorporation de matières premières passerait de 42 % à 60 % à l?horizon 2050 contre un maintien sous les 50 % dans un scénario tendanciel. Enfin les mesures pour la réduction des emballages permettraient de réduire la demande en papiers-cartons de 20 % à l?horizon 2050 contre une augmentation de près de 40 % dans un scénario tendanciel. Sources : DGEC ; CGDD Figure 11 : demande en énergie finale selon les hypothèses de demande, pour le chauffage et le transport de passagers, à parc d?équipements constant En TWh/an Lecture : à parc d?équipements et de bâtiments constant (celui de 2020), la demande de chauffage projetée en 2050, qui incorpore une sobriété forte, réduit la consommation d?énergie finale de 59 TWh/an par rapport à 2020. Source : modèle TiTAN, calculs CGDD sur la base des hypothèses du projet de SNBC3 et prolongées jusqu?en 2050 ? 38 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace L?ambition de réindustrialisation de la France est intégrée dans les simulations via une croissance de la production physique plus soutenue qu?en tendanciel, pour la plupart des filières (tableau 4). Les hypothèses sur la production industrielle embarquent également des hypothèses de sobriété sur la consommation de plastique, de ciment, de verre et de sucre qui se traduisent par des diminutions substantielles de la production des filières concernées. Tableau 4 : hypothèses d?évolution de la production physique des filières industrielles (base 100 à 2019) Filière 2019 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 2065 Aluminium 100 115 132 155 180 210 238 238 238 238 Ammoniac 100 111 115 113 109 103 97 97 97 97 Chlore 100 119 117 113 109 106 104 104 104 104 Ciment 100 95 94 91 85 79 74 74 74 74 Construction 100 98 97 96 97 98 101 101 101 101 Équipement 100 88 90 95 100 106 111 111 111 111 Papier-pâtes 100 107 114 121 128 136 143 143 143 143 Pétrochimie 100 94 89 86 82 78 75 75 75 75 Sidérurgie 100 103 103 104 104 104 105 105 105 105 Sucre 100 98 98 96 93 90 87 87 87 87 Verre 100 97 95 89 83 77 71 71 71 71 Autres chimies 100 101 105 107 113 120 126 126 126 126 Autres IAA 100 103 107 112 119 129 137 137 137 137 Autres métaux primaires 100 99 100 101 106 113 121 121 121 121 Autres non-métalliques 100 100 102 102 104 108 112 112 112 112 Autres (textile, etc.) 100 103 108 112 117 123 128 128 128 128 Lecture : la production physique (Mt) de la filière Ciment en 2030 est égale à 94 % de son niveau de 2019. « IAA » signifie « industries agro-alimentaires ». Sources : projections DGEC, CGDD Des hypothèses de prix des énergies fossiles alignées sur les projections de la Commission européenne et une hypothèse ad hoc de disponibilité de la biomasse Les projections des prix d?approvisionnement (hors taxes) des énergies primaires sont des hypothèses cruciales pour les simulations. Dans le cas des énergies fossiles (charbon, pétrole et gaz fossile), elles suivent là aussi les hypothèses de cadrage de la SNBC3, elles-mêmes fondées sur les projections de la Commission européenne 28 (figure 12). Ces projections reposent sur l?hypothèse d?une mise en oeuvre des politiques climatiques annoncées à date par les états du monde entier, mais sans effort supplémentaire (scénario « business as usual »). Il est à noter que ces trajectoires de prix sont notablement plus élevées que les dernières projections de l?AIE, quelles que soient leurs hypothèses en termes d?action climatique mondiale. Au vu de l?incertitude pesant sur ces projections et de leur impact sur les résultats de simulations, une analyse de sensibilité à ce facteur est décrite plus bas. La biomasse est l?autre catégorie d?énergie primaire dont le coût et la disponibilité constituent des hypothèses cruciales. En raison du peu d?éléments prospectifs disponibles sur les coûts de production de la biomasse en France au-delà des volumes actuels, on fait une hypothèse ad hoc : on considère que des volumes supplémentaires importants de biomasse peuvent être produits sur le territoire national, avec un coût marginal croissant par paliers jusqu?à des valeurs potentiellement très élevées. Cette hypothèse est résumée par une courbe de coût 28 Cf. le PNIEC de la France, dans sa version de juin 2024. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 39 ? marginal en escalier (cf. annexe 2). Par simplicité, les différents types de biomasse (liquide, solide, ligneuse, cellulosique) ne sont pas distingués, à l?exception d?un petit volume ne pouvant être utilisé que pour la méthanisation. On considère que les importations de vecteurs énergétiques sont impossibles, à l?exception des énergies primaires fossiles, de l?uranium et de l?électricité (à un coût très élevé, prohibitif de fait). Cela implique notamment que toutes les consommations de biomasse et dérivés, d?hydrogène et de carburants synthétiques doivent être satisfaites par la production nationale. Figure 12 : trajectoire des prix d?approvisionnement en énergies fossiles pour l?Union européenne, selon le cadrage de la Commission européenne En ¤2023/MWh Lecture : les valeurs aux années 2020 et 2023 sont indiquées pour information mais ne sont pas intégrées dans la simulation. L?année 2020 du modèle est calibrée sur les données de 2019 pour éviter de capter l?effet de la crise du Covid-19. Les valeurs de 2050 sont prolongées jusqu?à la fin de la simulation en 2065. Source : Commission européenne. Calculs CGDD pour la conversion en ¤2023/MWh Des potentiels technologiques alignés sur la SNBC3 Afin de tenir compte des contraintes d?ajustement 29 qui pèsent sur les déploiements des technologies de décarbonation dans la réalité, le potentiel des technologies de décarbonation est limité à chaque point de la trajectoire par des contraintes de type « capacité maximum » (cf. supra). Ces contraintes sont réglées jusqu?en 2050 d?après les trajectoires technologiques d?une version de travail du scénario AMS de la SNBC3, et en général relaxées sur le post-2050 (tableau 5). Le modèle conserve malgré tout de nombreux degrés de liberté, notamment les efforts d?efficacité énergétique et le choix des procédés dans le secteur industrie. Ces facteurs peuvent être à la source d?écarts significatifs entre la simulation TiTAN et le scénario AMS. 29 Les contraintes d?ajustement recouvrent plusieurs notions (coûts échoués, tensions sur les marchés, coût d?information, etc.). Seuls les coûts échoués (la mise au rebut anticipé du capital) sont explicitement pris en compte dans TiTAN, les autres contraintes d?ajustement sont intégrées de façon exogène. Cf. la partie 1 de ce document de travail et l?encadré sur le sujet dans le rapport de la commission Quinet III. ? 40 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 5 : panorama des potentiels technologiques plafonnés dans les simulations TiTAN Secteurs Variables plafonnées Variables non plafonnées Énergie Capacités de production électrique (GW) par famille de technologies (éolien terrestre, éolien marin, PV au sol, PV toitures, nucléaire ancien et nouveau) Parts de biogaz et de gaz de synthèse dans la production de gaz (%) Part des énergies renouvelables dans la production de chaleur (%) Capacité en électrolyseurs (GW) Capacité en stockage géologique de carbone (MtCO2/an) Transport Part de véhicules électriques et à hydrogène, dans les transports terrestres, par mode de transport (% du parc) Part des SAF et de l?hydrogène dans le mix énergétique de l?aviation ( % de consommation) Efforts d?efficacité énergétique Bâtiment Part dans les parcs résidentiel et tertiaire des PAC, des chaudières biomasse et de la chaleur de réseau ( % des logements) Part dans les parcs résidentiel et tertiaire des ECS à effet- joule et des CET (% des logements) Quantité et qualité des travaux d?isolation des bâtiments Industrie Part de l?électricité, de la biomasse et de l?hydrogène dans le mix énergétique, par filière industrielle (%) Part des différents procédés dans la production d?une filière industrielle Efforts d?efficacité énergétique à énergie finale donnée Source : CGDD 2. LA RÉDUCTION DES ÉMISSIONS DE GES Une réduction des émissions par plusieurs mécanismes Dans les simulations TiTAN produites pour la commission, la réduction des émissions de GES est permise par quatre mécanismes (figure 13) : ? Une réduction endogène et spontanée par l?optimisation : dans un scénario tendanciel, sans contrainte carbone et avec des demandes en services énergétiques tendancielles, la minimisation du coût du système énergétique par TiTAN conduit spontanément à réduire les émissions, notamment grâce aux économies sur les importations d?énergies fossiles et à l?efficacité énergétique. Cette réduction des émissions du périmètre TiTAN s?élève à 188 MtCO2e/an en 2050 par rapport à 2020. Elle correspond au potentiel de réduction économiquement rentable hors contrainte carbone. Ce potentiel s?explique notamment par la croissance des prix des énergies fossiles retenue en projection et les perspectives de réduction des coûts des technologies de décarbonation ; ? Une réduction exogène des émissions hors périmètre : la trajectoire des émissions hors du périmètre d?optimisation de TiTAN est fixée de façon exogène comme expliqué plus haut (de 70 MtCO2e/an en 2020 à 7 MtCO2e/an à partir de 2050), et permet une réduction de 39 MtCO2e/an en 2050 par rapport à une évolution tendancielle ; ? Une réduction exogène par la sobriété paramétrée : les leviers de sobriété, intervenant dans les calculs de la demande présentés plus haut, permettent de Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 41 ? réduire les émissions d?encore 46 MtCO2e/an à l?horizon 2050, en supposant ici qu?ils peuvent se déployer indépendamment des investissements optimisés par ailleurs 30 ; ? Le déploiement endogène des technologies de décarbonation : pour respecter la contrainte carbone et satisfaire la demande, TiTAN déploie la combinaison coût- optimale des technologies de décarbonation (à hypothèses technologiques et de demande données). Cette transformation du système énergétique permet en 2050 une réduction supplémentaire de 150 MtCO2e/an si l?objectif ZEN en 2050 est imposé (approche flux), et de 123 MtCO2e/an si la contrainte carbone prend la forme d?un budget équivalent sur un horizon plus étalé (approche budget). Figure 13 : trajectoires d'émissions selon la contrainte carbone, les hypothèses de demande et les hypothèses d?émissions hors périmètre En MtCO2e/an *Tendanciel : scénario sans contrainte carbone, à mode de vie inchangé et à trajectoire des émissions hors périmètre TiTAN tendancielle (d?après scénario AME). La réduction des émissions sur le périmètre TiTAN correspond au potentiel de réduction économiquement rentable sans contrainte carbone. **Baseline : scénario sans contrainte carbone sur le périmètre TiTAN mais avec leviers de sobriété activés (évolution de la demande cohérente à l?AMS) et réduction des émissions des émissions hors périmètre TiTAN. Source : CGDD sur la base de données DGEC et des modélisations TiTAN 30 Les effets de la sobriété sur les investissements ne sont pris en compte que partiellement (par exemple, baisse des besoins d?investissements sur les véhicules particuliers et sur les logements d?un côté et augmentation des besoins sur les infrastructures de transport). De plus, la réduction des émissions induite par les leviers de sobriété telle que mesurée ici ne tient pas compte des effets croisés avec les réductions permises par les investissements optimisés par TiTAN. ? 42 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace La trajectoire de réduction des émissions selon la forme de la contrainte carbone La trajectoire d?émissions qui résulte de l?optimisation de la consommation du budget carbone diffère légèrement de celle suivant les objectifs intermédiaires de la SNBC (en flux), bien que les deux correspondent au même niveau d?émissions cumulées. La trajectoire sous budget carbone apparaît plus ambitieuse à court terme et tend à reculer l?atteinte stricte de la neutralité, avec néanmoins des émissions résiduelles faibles à l?horizon 2050 où 93 % des émissions sont abattues par rapport à 2020 (figure 14). L?optimisation de la consommation du budget carbone conduit ainsi à lisser les efforts dans le temps, en anticipant dès le départ le coût très élevé des toutes dernières actions à mettre en oeuvre pour atteindre la neutralité carbone, et dont la faisabilité reste encore incertaine. Ce décalage des efforts vers le court terme est cependant réalisé sous des hypothèses relativement optimistes sur les capacités d?ajustement du système énergétique, qui ne tiennent pas compte de toutes les barrières au déploiement des solutions de décarbonation. Figure 14 : trajectoire d'émissions dans les scénarios TiTAN en flux et en budget, périmètre SNBC En MtCO2e/an Lecture : le graphique représente les niveaux d?émissions aux différentes dates : dans le scénario où la contrainte est exprimée comme une trajectoire d?émissions a priori (en bleu, simulation en flux) et dans le scénario où la contrainte est exprimée en budget (en orange). Dans ce dernier scénario, les niveaux d?émissions à chaque point résultent de l?optimisation de la consommation du budget des points 2025 à 2060, et une contrainte de flux assure la neutralité des émissions à partir du point 2065. Les émissions au périmètre TiTAN sont ensuite ajoutées aux hypothèses d?émissions hors périmètre TiTAN pour obtenir la trajectoire d?émissions au périmètre SNBC. La SNBC3 n?étant pas encore complètement établie à la date des simulations, la trajectoire d'émissions post-2035 avec contrainte en flux correspond à une interpolation linéaire entre le point 2035 retenu dans le projet de SNBC3 et la neutralité en 2050. Sources : CGDD, modèle TiTAN ; DGEC. Calculs CGDD Par rapport à la trajectoire du scénario en flux, calée sur le projet de SNBC3, la consommation optimale du budget carbone équivalent se traduit par une baisse des émissions plus rapide à court terme et plus lente à long terme. Sur le périmètre TiTAN, l?abattement annuel moyen de 2020 à 2030 est de 14 MtCO2e/an dans le scénario en budget, contre 12 MtCO2e/an dans celui en flux. En revanche, l?abattement moyen de 2030 à 2050 est de 9 MtCO2e/an en budget contre 11 MtCO2e/an en flux. Les émissions nationales sont encore de 27 MtCO2e/an en 2050, dont 14 MtCO2e/an sur le périmètre TiTAN (figure 15). Ces écarts de répartition des efforts dans les simulations ne signifient ni une remise en cause des objectifs fixés dans la SNBC3, ni une incompatibilité stricte du scénario en budget avec ces objectifs. En premier lieu, le modèle a tendance à sous-estimer les contraintes d?ajustement à court terme et donc à surévaluer les possibilités de réduction des émissions à court terme. Par conséquent, il tend aussi à surestimer les possibilités de report de la Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 43 ? neutralité carbone. En second lieu, l?écart d?émissions en 2050 par rapport à l?objectif ZEN reste délicat à évaluer compte tenu de l?ampleur des incertitudes sur le contexte économique, social et technologique à cet horizon. Figure 15 : trajectoires d?émissions de GES par périmètre, scénario en budget En MtCO2e/an Source : CGDD, simulations TiTAN et calculs sur données DGEC Des réductions d?émissions importantes dans tous les secteurs Sans surprise, le scénario TiTAN en budget montre que tous les secteurs doivent réduire drastiquement leurs émissions pour atteindre les objectifs climatiques (figure 16). Le rythme des efforts est relativement homogène entre les secteurs, avec néanmoins certaines disparités. Ainsi, le secteur bâtiment abat ses émissions à un rythme très régulier (entre 6 %/an et 8 %/an de 2025 à 2050), comme le secteur industrie (entre 6 %/an et 10 %/an). Le secteur transport (passagers et fret, hors soutes internationales) est plus lent au démarrage (5,5 %/an en moyenne jusqu?en 2030), avant d?accélérer fortement et d?être le premier secteur à atteindre la quasi-neutralité, dès 2045. Quant aux soutes internationales, leurs émissions stagnent jusqu?en 2035, avant de décroître rapidement grâce aux carburants synthétiques décarbonés puis à l?avion à hydrogène. Dans le scénario en budget, les émissions en 2050 s?élèvent encore à 27 MtCO2e/an, dont 14 MtCO2e/an sur le périmètre TiTAN. Elles se partagent entre le secteur du bâtiment (9 MtCO2e/an), de l?industrie (6 MtCO2e/an), des soutes internationales (4 MtCO2e/an) et du transport (1 MtCO2e/an). L?atteinte de la neutralité stricte est possible notamment grâce à un déploiement important des puits technologiques, qui permet au système énergétique d?afficher un bilan négatif et de de compenser les + 7 MtCO2e/an résiduelles hors périmètre TiTAN. ? 44 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 16 : répartition sectorielle des émissions sur le périmètre TiTAN, scénario en budget En MtCO2e/an Lecture : les émissions liées à la production-distribution d?énergie sont ventilées sur les secteurs aval au prorata de leurs consommations, le secteur énergie n?apparaît donc pas dans cette décomposition. Les émissions sont présentées nettes de la CCS. Source : CGDD, modèle TiTAN 3. LE COÛT D?ABATTEMENT MARGINAL DU SYSTÈME, UN INDICATEUR DE L?INTENSITÉ DES EFFORTS DE DÉCARBONATION La résolution du problème d?optimisation par TiTAN renvoie une trajectoire de coût d?abattement marginal du système (CAMS). Celui-ci est défini comme le coût pour le système optimisé de la dernière tonne de carbone abattue 31 , c?est-à-dire le coût d?abattement complet du levier mobilisé à la marge (en intégrant les « effets système », cf. encadré 9). On peut aussi comprendre cette valeur comme le prix fictif (shadow price) des émissions, c?est à dire le coût unitaire qu?il faudrait leur affecter dans une simulation sans contrainte carbone pour retrouver le niveau d?abattement imposé par cette contrainte. La CAMS correspond ainsi à la valeur de l?action pour le climat (VAC) dans le cadre de TiTAN. Il ne constitue toutefois pas une VAC « clé en main » pour la commission Quinet III. Celle-ci utilise une approche plus complète, combinant les enseignements de la théorie économique, une interprétation raisonnée des résultats chiffrés des modèles, une prise en compte des prospectives technologiques disponibles et d?éventuels éléments additionnels à prendre en compte comme les cobénéfices. 31 Mathématiquement, il s?agit de la valeur de la variable duale associée à la contrainte carbone à l?optimum, ce qui revient à la dérivée de la fonction objectif à l?optimum par rapport au niveau de la contrainte carbone. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 45 ? Le CAMS renseigne également le modélisateur sur la tension du système pour respecter la contrainte carbone dans une configuration donnée du problème. Par exemple, il peut arriver que le modèle renvoie une solution du problème avec un CAMS très élevé (supérieur à plusieurs milliers d?euros). Bien que le problème soit mathématiquement faisable, l?intensité de l?effort requis est alors invraisemblable et invite à reconsidérer le réalisme de l?abattement imposé vis-à-vis des hypothèses technologiques et socioéconomiques. Dans le cas où la contrainte carbone exprimée en budget, la trajectoire de CAMS suit la règle de Hotelling et croît au taux d?actualisation (figure 17). Elle part d?environ 260 ¤2023/tCO2e en 2025 pour atteindre près de 580 ¤2023/tCO2e en 2050 et jusqu?à 790 ¤2023/tCO2e en 2060. Encadré 9 : coût d?abattement marginal du système et coût d?abattement des technologies Le coût d?abattement marginal du système (CAMS) issu de TiTAN ne peut pas être directement comparé au coût d?abattement spécifique d?une technologie. La principale raison est d?ordre méthodologique. Ce qu?on désigne usuellement par « coût d?abattement d?une technologie » correspond à un coût d?abattement microfondé, c?est-à-dire calculé en comparant un déploiement unitaire de la technologie à une situation de référence, sans considérer les impacts sur le reste du système énergétique. Dans la réalité, le déploiement à grande ampleur d?une technologie d?abattement peut avoir des répercussions sur l?ensemble du système, notamment par l?ajustement des coûts des énergies. Par exemple, le déploiement des voitures électriques cause un surcroît de demande d?électricité, impliquant une augmentation de la production d?électricité et donc de son coût. Cela provoque en retour des ajustements de la consommation dans tous les secteurs. Ces « effets système » sont captés dans TiTAN grâce aux contraintes de bouclage offre- demande et à la logique coût-efficacité : le CAMS correspond non seulement au déploiement d?une technologie d?abattement, mais aussi à l?ajustement en conséquence de la configuration optimale dans l?ensemble des secteurs. En pratique, la portée de ces effets système varie d?une technologie à l?autre. Par exemple, l?électrification d?un usage tend à affecter l?ensemble du système énergétique, tandis qu?un changement de procédé industriel à consommation énergétique constante n?a aucune répercussion sur le reste du système. La comparabilité du coût d?abattement marginal du système issu de TiTAN et des coûts d?abattement microfondés doit donc être étudié au cas par cas. De façon plus générale, la comparabilité de deux coûts d?abattements dépend aussi de la cohérence de leurs hypothèses paramétriques (CAPEX/OPEX des technologies, taux d?actualisation, taxes et subventions, coût des énergies, etc.). ? 46 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 17 : coût d?abattement marginal du système optimisé, scénario TiTAN budget En ¤2023/tCO2e Lecture : le coût d?abattement marginal croît au taux d?actualisation du modèle (3,2 %) sur la période du budget carbone, du point 2025 au point 2060. La valeur au point 2065 correspond à la valeur duale de la contrainte sur le flux d?émissions en 2065, qui permet de maintenir la neutralité carbone après le budget. Source : CGDD, modèle TiTAN Dans le scénario où la contrainte carbone est exprimée « en flux », la trajectoire de CAMS diffère fortement de la trajectoire précédente (figure 18). Elle part cette fois d?une valeur initiale faible et croît à un taux non constant et rapidement supérieur au taux d?actualisation pour atteindre un niveau très élevé (proche de 1200 ¤2023/tCO2e) à l?approche de la neutralité carbone. Cette forte pente traduit à la fois l?accélération nécessaire des efforts en fin de période pour compenser des efforts initiaux plus progressifs et la plus grande difficulté à atteindre la neutralité carbone plus tôt et donc avec des technologies moins matures et/ou aux potentiels plus réduits32. Les coûts marginaux à l?atteinte de la neutralité carbone stricte s?avèrent ainsi plus élevé dans la simulation en flux que dans la simulation en budget. Cette trajectoire de CAMS fondée sur une contrainte carbone exprimée en flux se rapproche fortement de celles produites, également sous contrainte de flux, par les modèles technico- économiques TIMES-FR et POLES-Enerdata utilisés par la deuxième commission sur la VAC en 2019 (« commission Quinet II ») 33. Dans le cadre de l?élaboration de la valeur de l?action pour le climat, la forte sensibilité du CAMS à la trajectoire de réduction des émissions que montre la simulation en flux conduit à favoriser une approche budget, de sorte à aboutir à une trajectoire qui n?incite pas au report de ces efforts. 32 Les possibilités technologiques de décarbonation sont améliorées au-delà de 2050 dans les simulations, principalement en relevant les plafonds paramétrés sur les potentiels technologiques. Par exemple, la part de marché maximum des PAC est relevée de 46 % en 2050 à 90 % en 2065. 33 France Stratégie (2019). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 47 ? Figure 18 : émissions du périmètre TiTAN et coût d'abattement marginal du système (CAMS) dans la variante en budget et la variante en flux Émissions en MtCO2e/an et CAMS en ¤2023/tCO2e Lecture : la série « CAMS, TiTAN flux » correspond à la valeur duale de la contrainte sur le flux d?émissions définie à chaque point. Le scénario en flux n?est simulé que jusqu?en 2055. Source : CGDD, modèle TiTAN 4. LA SENSIBILITÉ DU COÛT D?ABATTEMENT MARGINAL AUX HYPOTHÈSES DE CONTEXTE Cette section présente les analyses de sensibilité produites avec TiTAN dans le cadre de la troisième commission sur la valeur de l?action pour le climat (VAC). Celles-ci ont été réalisées en faisant varier un seul élément à la fois et en observant les effets sur le CAMS (la VAC au sens de TiTAN, cf. supra). Le CAMS constitue un indicateur de la « tension » du système énergétique pour respecter la contrainte carbone : plus il est élevé, plus la contrainte carbone est difficile à respecter pour le modèle. Les effets sur les autres variables du modèle n?ont pas été analysés. Les variantes ont été concentrées sur les hypothèses les plus structurantes d?après la littérature et l?expérience des modélisateurs. Elles portent sur le contexte international (prix des énergies fossiles) ou le contexte national (potentiels d?absorption des puits naturels et technologiques, sobriété). Elles ont été calibrées pour correspondre à des chocs importants mais plausibles, en s?appuyant autant que possible sur les valeurs alternatives disponibles dans des sources de référence. Par défauts d?éléments suffisamment robustes, les variantes n?ont pas été probabilisées. La sensibilité aux hypothèses de prix des énergies fossiles Les prix anticipés des énergies fossiles sont très liés au contexte international et au degré d?ambition de réduction des émissions de GES dans les autres pays. De plus, ils ont un effet direct sur la trajectoire optimale de décarbonation et son coût. Pour rendre compte de cet effet, quatre variantes ont été produites : une variante analytique considérant une multiplication par deux du prix des énergies fossiles par rapport aux hypothèses centrales (cadrage de la Commission européenne) et trois variantes reprenant les projections des trois ? 48 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace scénarios-phares de l?AIE 34 (Stated Policies (STEP), Announced Pledges (APS), et Net Zero Emissions by 2050 (NZE)). Ces trois scénarios présentent tous des trajectoires de prix des énergies fossiles inférieures aux projections de la Commission européenne (figure 19). Figure 19 : projection des prix d?approvisionnement en énergies fossiles pour l?Union européenne, selon le cadrage de la Commission européenne et les différents scénarios de l'AIE En ¤2023/MWh Lecture : l?année 2020 du modèle est calibrée sur l?année observée 2019 pour éviter de capter l?effet de la crise du Covid­19. Les valeurs 2050 sont prolongées jusqu?en 2065. Source : AIE, World Energy Outlook 2024, p.90 34IEA, World Energy Outlook 2024, octobre 2024, p.78. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 49 ? Le CAMS est respectivement plus élevé de 19 %, 23 % et 28 % par rapport à la référence dans les variantes alignées sur les scénarios STEP, APS et NZE (tableau 6). En effet, un prix plus bas des énergies fossiles implique que la substitution des énergies fossiles par les renouvelables permet moins d?économies sur les importations d?énergies, ce qui relève mécaniquement le coût d?abattement marginal. Inversement, la variante où le prix des énergies fossiles est multiplié par deux montre une réduction de 28 % du CAMS : plus les énergies fossiles sont chères, moins il est coûteux de s?en passer. Il est important de remarquer que s?il a bien un effet sur le CAMS, le prix des énergies fossiles n?impacte pas nécessairement les décisions d?investissement du modèle. En effet, la neutralité des émissions suppose une disparition quasi-complète des énergies fossiles dans le système énergétique, en dehors des volumes qui peuvent éventuellement être compensés par les puits naturels et technologiques. Puisque le potentiel de ces puits est limité, le modèle doit déployer des technologies qui se passent des énergies fossiles, quel qu?en soit le coût. Tableau 6 : sensibilité du CAMS aux hypothèse de prix des énergies fossiles Scénario CAMS 2030 (¤2023/tCO2e) CAMS 2050 (¤2023/tCO2e) Écart à Central (%) Central 308 578 - PrixFossilex2 222 416 - 28 % AIE-STEP 367 690 + 19 % AIE-APS 377 709 + 23 % AIE-NZE 393 738 + 28 % Lecture : dans la variante « PrixFossilex2 », le prix paramétré des énergies fossiles est multiplié par 2 par rapport à l?hypothèse centrale. En réponse, le CAMS est abaissé de 28 % par rapport au scénario central, soit une valeur de 222 ¤2023/tCO2e en 2030 et de 416 ¤2023/tCO2e en 2050. Source : CGDD, modèle TiTAN La sensibilité aux hypothèses sur les puits de carbone L?atteinte de la neutralité implique par construction que les émissions brutes soient égales à la capacité d?absorption des puits de carbone, naturels et artificiels. Dans ce cadre, on produit deux jeux de variantes distincts, l?une portant sur les puits naturels, l?autre sur les puits technologiques, car ces deux types de puits ne présentent pas les mêmes caractéristiques. Les puits naturels ont un effet mécanique sur la contrainte carbone : renforcer les puits naturels, hors périmètre TiTAN, relâche par construction la contrainte carbone sur les émissions du périmètre TiTAN. De plus, ils sont sans coût pour le modèle. En revanche, les puits technologiques ont un coût pour le modèle. Par conséquent, augmenter leur potentiel ne signifie pas forcément qu?ils vont être mobilisés davantage, cela dépend de leurs coûts et potentiels comparés aux autres options d?abattement. Les chocs sur les puits naturels ont été calibrés arbitrairement pour les chocs intermédiaires, et d?après une récente étude de l?IGN et de la FCBA 35 pour les chocs les plus extrêmes (UTCATF+++ et UTCATF---). Les chocs sur les puits technologiques ont été calibrés pour correspondre respectivement à de petites variations du potentiel de stockage, et à un choc radical (aucun stockage). 35 IGN et FCBA (2024). ? 50 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 7 : sensibilité du CAMS aux hypothèses sur les puits naturels de carbone Scénario Choc sur la cible d'émissions 2050 (Choc sur le budget carbone 2025- 2060) CAMS 2030 (¤2023/tCO2e) CAMS 2050 (¤2023/tCO2e) Écart à Central (%) Central - 308 578 - UTCATF+ + 5 MtCO2e/an (+ 2 %) 291 546 - 6 % UTACTF++ + 10 MtCO2e/an (+ 5 %) 270 507 - 12 % UTCATF+++ + 15 MtCO2e/an (+ 8 %) 260 488 - 15 % UTCATF- - 5 MtCO2e/an (- 2 %) 314 590 + 2 % UTCATF-- - 5 MtCO2e/an (- 5 %) 361 678 + 17 % UTCATF--- - 22 MtCO2e/an (- 13 %) Pas de solution Lecture : dans la variante UTCATF-, les puits naturels sont affaiblis à partir de 2035 pour aboutir à un niveau de - 30 MtCO2e/an en 2050 et au-delà, contre - 35 MtCO2e/an dans le scénario principal. À trajectoire d?émissions nettes inchangée, cela se traduit par une réduction du budget carbone imposé au modèle de 2 %. Le CAMS s?en trouve relevé de 2 %. Source : CGDD, modèle TiTAN Une légère dégradation des puits naturels par rapport à l?hypothèse centrale (UTCATF-) ne relève la trajectoire de de CAMS que de 2 % (tableau 7). En effet le budget d?émissions que doit respecter le modèle n?est que faiblement réduit (- 2 %) par ce choc. Le choc symétrique, correspondant à un léger renforcement des puits naturels, (UTCATF+) réduit le CAMS de 6 %, soit un effet de sens inverse et de plus grande ampleur. Cela suggère que la courbe de coût d?abattement marginal implicite de TiTAN 36 , bien que croissante, est localement non convexe. Cela contredit les hypothèses usuelles sur les fonctions agrégées de coût d?abattement, mais c?est une possibilité qu?autorisent les approches bottom-up. Les variantes traduisant respectivement une dégradation modérée et un renforcement modéré des puits naturels (UTCATF-- et UTCATF++) montrent des effets plus marqués sur le CAMS, de respectivement + 17 % et - 12 %. De plus, on voit qu?à cette échelle le coût d?abattement marginal est globalement convexe : l?effet d?une dégradation des puits (ie. un resserrement du budget carbone) est plus fort que celui d?un renforcement symétrique. Dans l?hypothèse la plus favorable sur un renforcement fort des puits (UTCATF+++), l?effet est de - 15 %, soit assez proche de celui d?un choc moyen (UTCATF++), traduisant un coût d?abattement marginal relativement « plat » à ce niveau d?effort. Enfin, dans l?hypothèse la plus défavorable de forte dégradation des puits naturels (UTCATF---), le problème est infaisable : l?objectif de réduction des émissions ne peut physiquement pas être atteint sous les hypothèses technologiques et économiques retenues, même à des valeurs très élevées du coût d?abattement marginal. S?agissant des puits technologiques37 , trois tests de sensibilité ont été réalisés (tableau 8). Dans les deux premiers tests, le plafond annuel sur le stockage géologique de CO2 a été légèrement ajusté tout le long de la trajectoire, conduisant à un écart relativement modeste sur la capacité de stockage cumulée (+/- 20 % de capacité cumulée sur 2025-2060). Dans le troisième test, le plafond a été fixé à 0 tCO2/an sur toute la trajectoire, interdisant de fait le stockage géologique du CO2. 36 Aucune courbe de coût d?abattement n?est paramétrée dans TiTAN, en revanche on peut révéler sa courbe de coût d?abattement marginal implicite en resserrant progressivement l?objectif d?abattement au cours d?une série de simulations, à reste du paramétrage identique. 37 Les puits technologiques intègrent les technologies de CCUS, de capture atmosphérique (DAC) ? contrainte à 5 MtCO2/an maximum compte tenu de l?incertitude sur sa faisabilité ? et le stockage géologique. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 51 ? Le CAMS réagit faiblement (- 3 %) à une légère augmentation des capacités des puits, et beaucoup plus fortement (+ 11 %) à une légère diminution. La variante sans stockage géologique de CO2 apparaît quant à elle infaisable pour le modèle. Tableau 8 : sensibilité du CAMS aux hypothèses de potentiel de stockage de CO2 Scénario Choc sur la capacité de stockage géologique en 2050 (Choc sur la capacité cumulée 2025-2060) CAMS 2030 (¤2023/tCO2e) CAMS 2050 (¤2023/tCO2e) Écart à Central (%) Central - 308 578 - Stockage+ + 5 MtCO2/an (+ 20 %) 299 561 - 3 % Stockage- - 5 MtCO2/an (- 20 %) 342 642 + 11 % Aucun stockage - 29 MtCO2/an (- 100 %) Pas de solution Lecture : dans la variante Stockage+, la capacité de stockage géologique de CO2 est progressivement renforcée jusqu?à aboutir à 34 MtCO2/an en 2050 et au-delà, contre 29 MtCO2/an dans le scénario Central. Cela correspond à un choc de + 20 % sur la capacité cumulée de stockage géologique. Le CAMS en est abaissé de ? 3 %. Source : CGDD, modèle TiTAN La sensibilité aux hypothèses de sobriété La demande en services énergétiques, exogène dans TiTAN, est alignée dans le scénario central sur le scénario AMS de la SNBC3 (cf. supra). Un test de sensibilité a été réalisé en construisant un jeu alternatif d?hypothèses de demande aligné tant que possible sur le scénario AME 38 de la SNBC3, qui représente une évolution tendancielle de la demande en services énergétiques (cf. annexe 5). Ce test, dit « sans sobriété », aboutit à un coût d?abattement marginal accru de près de 35 % par rapport au scénario central (tableau 9). L?effet de la sobriété est fort : en effet, elle réduit mécaniquement l?abattement à réaliser par le système énergétique, et cela sans coût pour le modèle. Une sobriété forte permet donc d?éliminer le recours aux technologies décarbonées les plus coûteuses, et abaisse in fine le coût d?abattement marginal. Inversement, une sobriété faible augmente le coût d?abattement marginal. Tableau 9 : sensibilité du CAMS aux hypothèses de sobriété Scénario Valeur 2030 (¤2023/tCO2e) Valeur 2050 (¤2023/tCO2e) Écart à Central (%) Central (sobriété généralisée, alignée sur l?AMS) 308 578 - Sans sobriété (demande tendancielle, proche de l?AME) 413 775 + 34 % Source : CGDD, modèle TiTAN 38 Voir Synthèse du scénario avec mesures existantes 2024, DGEC, octobre 2024. ? 52 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Synthèse des tests de sensibilité Plusieurs enseignements peuvent être dégagés des tests de sensibilité réalisés (figure 20): ? Une sobriété généralisée à tous les secteurs réduit beaucoup l?intensité des efforts à faire pour respecter les objectifs d?émissions, et soutient par là leur faisabilité. ? Les effets des puits de carbone, naturels et technologiques, sont importants et non- linéaires : un affaiblissement des puits intensifie beaucoup les efforts à fournir, tandis qu?un renforcement équivalent ne les soulage que faiblement. ? Compte tenu d?un niveau incompressible d?émissions brutes en l?état des prospectives technologiques, les objectifs d?émissions ne sont pas atteignables sans des puits naturels vigoureux et semblent difficilement atteignables sans puits technologiques. ? Le prix des énergies fossiles a un impact fort sur l?intensité des efforts économiques de décarbonation, même s?il ne change rien à sa faisabilité physique. Figure 20 : trajectoires du CAMS dans l?ensemble des variantes réalisées En ¤2023/tCO2e Lecture : chaque courbe correspond à la trajectoire du CAMS dans un test de sensibilité. Le faisceau qui en résulte correspond à la plage de CAMS qui a été explorée lors des tests. La variante PrixFossilesx2 a été écartée de cette synthèse car elle a été produite avec un choc très invraisemblable pour des raisons purement analytiques. Source : CGDD, modèle TiTAN Étant donné qu?on a réalisé les tests sur un seul paramètre à la fois et sans les probabiliser, ils ne constituent qu?une première exploration des incertitudes sur l?intensité des efforts de décarbonation, et sont un préalable à des analyses plus ciblées et approfondies. Celles-ci pourront par exemple étudier les effets de chocs croisés sur les paramètres et analyser les effets sur d?autres variables que le CAMS. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 53 ? 5. LES COÛTS DE LA DÉCARBONATION Périmètre des coûts considérés et nécessité d?un contrefactuel Plusieurs points doivent être précisés pour la bonne compréhension du coût de la décarbonation évalué sur la base des simulations TiTAN : ? Le coût du système minimisé par TiTAN est un coût purement technique : il décrit la dépense à injecter dans le système énergétique pour atteindre des objectifs donnés de réduction des émissions et de satisfaction de la demande, calculée sans tenir compte des effets macroéconomiques. D?autre part, il n?inclut ni les coûts de l?adaptation au changement climatique, ni les cobénéfices de la décarbonation (santé, biodiversité?), ni la variation de bien-être que peut impliquer l?évolution des modes de vie. Enfin, ce coût est déterminé pour l?ensemble du système énergétique, sans s?intéresser à sa répartition entre les différents agents économiques (État, ménages, entreprises, collectivités?). ? Les coûts des réductions d?émissions hors périmètre TiTAN ne sont pas inclus. En particulier, les coûts associés aux réductions des émissions énergétiques de l?agriculture et au renforcement du puits UTCATF ne sont pas inclus. ? Le coût est évalué en écart à un scénario contrefactuel sans contrainte carbone. Il correspond ainsi au surcoût du scénario de décarbonation net des coûts supportés dans le scénario de référence. Cette évaluation se distingue donc fortement des calculs de besoins d?investissements en comparaison à une année de référence (approche retenue par exemple dans le rapport Pisani-Ferry-Mahfouz 39 ou par le panorama des investissements climat d?I4CE 40). En résumé, le coût de la décarbonation tel qu?il est évalué ici ne correspond pas au coût complet de la transition bas-carbone. Il exclut notamment les coûts (positifs ou négatifs) liés à la sobriété et aux réductions d?émissions hors périmètre TiTAN. Il constitue en revanche une évaluation rigoureuse du surcoût « pur » qu?implique la décarbonation de l?ensemble du système énergétique. Le coût de la décarbonation est modéré sous les hypothèses retenues. Afin de révéler le coût strictement associé à la contrainte carbone, le contrefactuel retenu est un scénario où tous les paramètres sont identiques aux scénarios de décarbonation (budget et flux), à l?exception de la contrainte carbone qui est désactivée. Ce contrefactuel comprend donc les mêmes hypothèses de demandes (avec sobriété généralisée, cf. supra) et les mêmes possibilités technologiques que les scénarios de décarbonation, mais en étant libre sur le niveau de ses émissions. On appelle donc ce contrefactuel « scénario libre ». Même sans contrainte carbone, le scénario libre montre un abattement important (- 267 MtCO2e de 2020 à 2050, cf. supra, figure 13), qui s?explique par les hypothèses de sobriété et par la minimisation du coût du système dans un contexte de prix des énergies fossiles élevés. Sous les hypothèses retenues, il existe donc un important potentiel d?abattement à coût négatif ou nul. L?écart de coût entre le scénario en budget et le scénario libre fournit une estimation du coût de la décarbonation du scénario en budget (figure 21). Ce coût est significatif tout au long de la trajectoire, à court terme comme à long terme, bien qu?il reste relativement modéré (+ 12 à + 27 Md¤2023/an). Ce surcoût se compose principalement d?un surplus d?investissement (CAPEX, + 18 Md¤2023/an en moyenne) important dès le début de la trajectoire, ainsi que d?un 39 Pisani-Ferry, Mahfouz, et France Stratégie (2023). 40 I4CE (2023). ? 54 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace surplus croissant de coûts d?opération hors énergie (OPEX, + 9 Md¤2023/an en moyenne). Des économies croissantes sur les approvisionnements en énergie primaire, grâce à la réduction des importations d?énergies fossiles (- 8 Md¤2023/an en moyenne), viennent réduire le surcoût total sans le compenser. Figure 21 : surcoût du scénario en budget par rapport à une variante sans contrainte carbone, par type de coût En Md¤2023/an Lecture : les OPEX présentés correspondent à des coûts d?opération et de maintenance, hors coût des consommation énergétiques. Source : CGDD, modèle TiTAN La répartition des coûts de la décarbonation Les besoins d?investissement supplémentaires se concentrent avant tout dans le secteur énergie (respectivement + 7,4 Md¤/an et + 2,7 Md¤/an en moyenne pour la production et la distribution d?énergie), puis dans le secteur bâtiment (respectivement + 3,5 Md¤/an et + 1,0 Md¤/an pour les équipements et la rénovation thermique) et enfin les transports (+ 3,2 Md¤/an pour les véhicules) - (tableau 10). Les besoins d?investissement dans l?industrie semblent très faibles au regard de l?abattement réalisé par le secteur. Ce paradoxe s?explique notamment par le fait que l?abattement du secteur est en grande partie réalisé par des substitutions entre énergies finales de mêmes natures, qui sont paramétrées comme peu coûteuses en investissement (cf. supra), et par la baisse du contenu carbone des énergies finales, dont le coût est supporté par le secteur énergie. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 55 ? Tableau 10 : surplus d'investissement du scénario en budget par rapport au scénario libre Secteur Principaux postes d?investissements (CAPEX) Surplus moyen de CAPEX (Md¤2023/an) 2025-2030 2035-2050 2055-2065 2025-2065 Énergie Capacités de production + 1,9 + 11,5 + 5,7 + 7,4 Réseaux + 1,6 + 5,6 -0,3 2,7 Stockage de l?énergie - - - - Bâtiment Isolation thermique + 4,6 - - + 1,0 Équipements de chauffage, climatisation et ECS + 1,8 + 0,2 + 8,9 + 3,5 Transport Véhicules + 5,8 + 2,7 + 2,0 + 3,2 Industrie Capacités de production + 0,3 - + 0,2 + 0,1 Total + 16,0 + 16,0 + 20,0 + 16,5 Source : CGDD, modèle TiTAN Le surplus d?OPEX se concentre lui aussi dans le secteur énergie (tableau 11). Il correspond à l?augmentation des coûts d?opération et de maintenance qu?implique l?extension du réseau électrique (+ 2 Md¤/an en 2035 et + 5 Md¤/an à partir de 2045), mais aussi aux coûts de maintenance et d?opération des capacités supplémentaires de production énergétique : éolien et photovoltaïque principalement (+ 2,6 Md¤/an à partir de 2050), thermique décarboné (+ 0,8 Md¤/an) et électrolyse (+ 0,4 Md¤/an). Enfin l?ensemble des activités de capture, distribution et stockage de carbone contribuent de manière significative au surplus d?OPEX du secteur énergie (environ + 1 Md¤/an à partir de 2050). Pour le secteur industrie, la décarbonation n?implique qu?un léger surcoût d?OPEX (+ 0,4 Md¤/an en 2050), tandis qu?elle est quasi-neutre dans le transport (- 0,1 Md¤/an en 2050). Tableau 11 : surplus d'OPEX du scénario en budget par rapport au scénario libre Secteur Principaux postes de coûts d?opération (OPEX) Surplus moyen d?OPEX (Md¤2023/an) 2025-2030 2035-2050 2055-2065 2025-2065 Énergie Capacités de production - 0,3 + 4,3 + 6,5 + 4,0 Réseaux + 0,3 + 4,3 + 6,0 + 4,0 Stockage du CO2 + 0,1 + 0,6 + 1,0 + 0,6 Stockage de l?énergie - - - - Transport Véhicules + 0,8 + 0,1 - 0,9 - 0,1 Industrie Capacités de production + 0,1 + 0,2 + 0,4 + 0,3 Total + 1,0 + 9,5 + 13,0 + 8,8 Source : CGDD, modèle TiTAN Le scénario en budget réalise d?importantes économies sur les approvisionnements en énergies primaires fossiles par rapport au scénario libre (tableau 12). Ces économies sont particulièrement importantes sur les importations de gaz fossile (- 2,5 Md¤2023/an dès 2030, et plus de - 12 Md¤2023/an à partir de 2050). Elles sont moins marquées pour les produits pétroliers (- 2,4 Md¤2023/an en moyenne), qui représentent pourtant les trois quarts de la facture d?importations de fossiles en 2020. En effet, la consommation de ces énergies baisse aussi beaucoup dans le scénario libre du fait d?une électrification importante du parc de véhicules roulants, qui s?avère optimale même sans objectif d?abattement sous les hypothèses technologiques et de prix des fossiles retenues. La décarbonation du système énergétique conduit in fine à se passer presque intégralement des énergies fossiles, la facture des importations d?énergies fossiles de la France dans le scénario en budget passant ainsi de 40 Md¤2023 en 2020 à 3 Md¤2023 après l?atteinte de la neutralité carbone. ? 56 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace L?approvisionnement en biomasse, supposé réalisé uniquement à partir de la production nationale sans recours aux importations, représente un surcoût croissant au cours de la trajectoire (de + 2,1 Md¤2023/an sur 2025-2030 à + 6,2 Md¤2023/an sur 2055-2065), qui reflète la mobilisation accrue de cette énergie. Tableau 12 : surcoût d'approvisionnement en énergies primaires du scénario en budget par rapport au scénario libre Énergie primaire Surcoût d'approvisionnement moyen (Md¤2023/an) 2025-2030 2035-2050 2055-2065 2025-2065 Biomasse + 2,1 + 5,2 + 6,2 + 4,8 Charbon - 0,7 - 1,1 - 1,3 - 1,0 Produits pétroliers - 2,8 - 3,4 - 0,8 - 2,4 Gaz fossile - 2,2 - 9,4 - 13,2 - 9,1 Uranium - 0,0 - 0,1 - 0,0 - 0,1 Total - 3,5 - 8,7 - 9,3 - 7,6 Source : CGDD, modèle TiTAN 6. LA TRANSFORMATION DU SYSTÈME ÉNERGÉTIQUE Les résultats présentés dans cette section sont issus d?une modélisation simplifiée du système énergétique, malgré son niveau de détail, et calculés selon une approche d?optimisation avec anticipations parfaites. Par construction, ils sont donc optimistes sur les possibilités d?ajustement du système énergétique et sur la faisabilité des différentes configurations technologiques. De plus, ces résultats sont dépendants des hypothèses de coûts, de potentiels, de demandes, qui font l?objet de nombreuses incertitudes. Enfin, ils sont déterminés sans considérer les externalités hors changement climatique : salubrité des logements, pollution de l?air, biodiversité? Pour toutes ces raisons, ils ne permettent pas à eux seuls d?établir une prescription de politique énergétique, mais ils peuvent constituer des éléments d?aide à la décision. L?évolution de la consommation totale La substitution quasi-complète des énergies fossiles est un des principaux traits de l?évolution de la consommation finale totale dans le scénario en budget. La consommation primaire (figure 22) de produits pétroliers et celle de charbon baissent dès 2025 et de façon continue, jusqu?à un niveau quasi-nul à long terme (- 99 % de 2020 à 2050 pour les produits pétroliers et - 98 % pour le charbon). Des consommations résiduelles subsistent cependant, respectivement dans le transport aérien et l?industrie (10 TWh/an de pétrole et 2 TWh/an de charbon en 2050). Le cas du gaz fossile est différent : sa consommation diminue moins rapidement, et se maintient à un niveau important en 2050 (- 69 % de 2020 à 2050, soit 130 TWh/an résiduels). Elle baisse encore en 2060, à l?atteinte de la neutralité, tout en restant significative (46 TWh/an résiduels en 2060). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 57 ? Figure 22 : consommation d'énergie primaire En TWh/an Note : la consommation de chaleur de l?environnement n?est pas représentée. Source : CGDD, modèle TiTAN La substitution des énergies fossiles dans la consommation finale est principalement réalisée par l?électrification (figure 23). La part de l?électricité dans le mix énergétique final passe ainsi de 25 % en 2020 à 56 % en 2050, et progresse même au-delà grâce à la baisse de la consommation finale totale. Si la consommation d?électricité est en quasi-stagnation à court- terme (croissance de + 0,3 %/an en jusqu?en 2030), elle connaît une croissance soutenue de 2030 à 2050 (+ 1,6 %/an en moyenne), avant de se stabiliser. Figure 23 : consommation d'énergie finale En TWh/an Note : pour l?industrie, la consommation finale représentée est celle à usage énergétique seulement, à l?exception de la filière sidérurgie et de la filière ammoniac pour lesquels la consommation à usage matière de charbon (coke) d?une part, et celle de gaz naturel et d?hydrogène d?autre part sont prises en comptes. Source : CGDD, modèle TiTAN ? 58 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace D?autres vecteurs énergétiques viennent compléter la substitution des énergies fossiles, notamment pour les usages difficiles à électrifier. Ainsi, la consommation de biocarburants double presque de 2020 à 2045 (de 44 à 85 TWh/an), portée par tous les modes de transport, avant de redescendre légèrement jusqu?en 2055 (75 TWh/an) pour rester concentrée dans l?aérien, le transport maritime international et l?agriculture. La biomasse solide voit sa consommation augmenter légèrement à court terme (de 85 TWh/an en 2020 à 98 TWh/an en 2030) pour l?industrie et le chauffage des bâtiments, puis diminuer (76 TWh/an en 2050) à mesure que l?électrification de ces usages progresse et qu?elle est réaffectée vers d?autres usages à plus haute valeur. Notamment, la production de chaleur de réseau haute température biosourcée, couplée à de la CCS, permet de capturer du carbone biogénique pour réaliser des émissions négatives nécessaires au respect de la contrainte carbone 41, tout en se substituant aux énergies fossiles dans l?industrie et le chauffage des bâtiments. Le gaz biosourcé reste quant à lui peu mobilisé : sa consommation stagne sur l?essentiel de la trajectoire (de 9 TWh/an en 2020 à 11 TWh/an en 2050), avant d?augmenter légèrement à l?atteinte de la neutralité pour se substituer en partie au gaz fossile (23 TWh/an en 2060). Enfin, l?hydrogène et les carburants synthétiques dérivés émergent progressivement à partir de 2035, jusqu?à constituer une part significative de la consommation totale (7 % du mix final en 2050, soit 73 TWh/an, soit). L?hydrogène est d?abord consommé par l?industrie, puis également par le transport aérien à partir de 2045 grâce à l?apparition de l?avion à hydrogène, où il s?ajoute aux carburants synthétiques déjà en usage. Tous vecteurs confondus, la consommation d?énergie finale diminue de façon rapide (- 374 TWh/an de 2020 à 2030) et soutenue (- 675 TWh/an de 2020 à 2050). Cette réduction résulte de trois leviers complémentaires : les hypothèses de sobriété sur la demande en service énergétique, les efforts d?efficacité à vecteur énergétique constant 42 , et la substitution des énergies fossiles par l?électricité, plus efficace 43. Une grande partie de cette réduction est spontanée (- 445 TWh/an en 2050, figure 24) car considérée comme rentable par le modèle, mais la sobriété y contribue également de façon significative (- 197 TWh/an en 2050). La consommation d?énergie primaire diminue également, mais proportionnellement moins que la consommation finale (respectivement - 33 % et - 38 % de 2020 à 2050). En effet, la baisse de la consommation primaire induite par l?efficacité énergétique et l?électrification est mitigée par le déploiement de nouvelles chaînes énergétiques peu efficaces, mais nécessaires pour la neutralité (notamment hydrogène, carburants synthétiques et carburants biosourcés). 41 Le facteur d?émission retenu pour la biomasse est nul, ce qui permet d?obtenir des émissions négatives avec les technologies de BECCS (bio-energy with carbon capture and storage). Cette convention comptable peut ne pas tenir si les prélèvements de biomasse participent à la dégradation du puits UTCATF, notamment en ce qui concerne la forêt. Cependant, les interactions entre prélèvement de biomasse et puits UTCATF ne sont pour l?instant pas modélisées dans TiTAN en raison de leur complexité et du manque de consensus scientifique. 42 L?efficacité énergétique à vecteur énergétique constant correspond par exemple à l?isolation des bâtiments sans changement d?équipement de chauffage, à la réduction de la consommation des véhicules à type de motorisation donnée et à la réduction de la consommation d?énergie des équipements industriels à procédé et vecteur énergétique constant. 43 Pour un même usage, le rendement « énergie utile/énergie finale » des appareils électriques est souvent meilleur que celui de leurs analogues thermiques. Par exemple, les véhicules électriques ont un rendement « de la charge aux roues » de l?ordre de 80- 95 %, contre 20-40 % pour les véhicules thermiques. De même, une chaudière à gaz a un rendement de l?ordre de 80-110 %, contre près de 300 % pour une pompe à chaleur. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 59 ? Figure 24 : consommation d'énergie finale selon les projections de demande et la contrainte carbone En TWh/an *Tendanciel : scénario sans contrainte carbone, à mode de vie inchangée et à trajectoire des émissions hors périmètre TiTAN tendancielle (d?après scénario AME). Étant donné que ce scénario est le résultat de l?optimisation libre du système énergétique (sans contrainte sur les émissions ou la consommation d?énergie), la réduction de la consommation correspond au potentiel d?économies d?énergies rentables. **Baseline : scénario sans contrainte carbone mais avec leviers de sobriété actifs (évolution de la demande cohérente à l?AMS). L?écart avec le scénario « tendanciel » correspond à l?effet de la sobriété. Source : CGDD, modèle TiTAN La transformation du secteur de production d?énergie L?évolution de la production d?énergie est en miroir de l?évolution de la consommation : elle est marquée par une forte augmentation de la production électrique, la quasi-disparition des énergies fossiles et une mobilisation accrue de la biomasse et des carburants décarbonés. La production électrique (figure 25) est en quasi-stagnation de 2020 à 2030 (+ 13 TWh/an), puis connaît un développement important de 2030 à 2050 (+ 294 TWh/an) avant une phase de plateau. La part du nucléaire dans le mix passe de 72 % en 2020 à 33 % en 2050 et au-delà : de nouvelles centrales nucléaires entrent en service à partir de 2040 (figure 26) mais sans aller jusqu?à remplacer complètement le parc historique. Les énergies renouvelables assurent donc à la fois le remplacement de la production nucléaire non renouvelée et la production supplémentaire. L?éolien est le plus mobilisé, à la fois sur terre (+ 1,8 GW/an en moyenne de 2020 à 2050) et en mer (+ 1,7 GW/an en moyenne de 2025 à 2050), jusqu?à constituer plus de 40 % de la production en 2050. Le photovoltaïque est mobilisé plus tard (+ 5,3 GW/an de 2035 à 2050) et dans une moindre mesure (15 % de la production en 2050), du fait d?hypothèses relativement plus pessimistes sur son potentiel 44 . Le reste du mix en 2050 et au-delà correspond à l?hydroélectrique (7 % en 2050), qui se maintient à son niveau historique, ainsi que de petites parts de gaz fossile (1,4 % en 2050) et de biogaz (1,0 % en 2050). L?intensité carbone de l?électricité (cf. annexe 3), déjà très basse en 2020 (33 gCo2e/kWh), est donc quasiment nulle à terme. 44 Il convient de rappeler que les potentiels des différents moyens de production sont plafonnés de façon étroite tout au long de la trajectoire. Le mix qui en résulte n?est donc optimal qu?au sein d?un champ restreint des possibles. ? 60 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 25: production totale d'électricité par technologie En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN L?augmentation de la part des énergies renouvelables intermittentes dans le mix électrique a pour corollaire d?augmenter les besoins de flexibilité. Étant donné que les flexibilités de la demande ne sont pas modélisées (pas d?effacement, ni de smart-grid ni de vehicle-to-grid) et que les capacités hydroélectriques et de STEP sont plafonnées à leur niveau historique, la réponse du modèle est d?augmenter fortement les capacités de production pilotables (de 20 GWe en 2020 à 39 GWe en 2050, figure 26), principalement de thermique à gaz (+ 20 GWe) et secondairement de thermique à hydrogène (+ 2 GWe). Aucun investissement dans les batteries n?est réalisé, bien qu?il soit possible. Paradoxalement, la production annuelle des capacités thermiques pilotables diminue de 2020 à 2050 (38 TWh/an à 16 TWh/an), en dépit de l?augmentation des capacités. L?analyse de la production journalière indique que l?appel des centrales thermiques est en effet moins fréquent, mais correspond à des pics de puissance plus élevés (cf. annexe 3). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 61 ? Figure 26 : capacités de production électrique En GW électrique Lecture : les valeurs correspondent aux capacités disponibles et non aux capacités effectivement en service. Par exemple, des capacités de centrales au charbon et au fioul sont disponibles jusqu?en 2045, mais sont effectivement hors service dès 2030 avec des productions inférieures à 0,1 TWh/an. Source : CGDD, modèle TiTAN La capture de CO2 (figure 27) représente des volumes importants dès 2030 (6 MtCO2/an), qui augmentent rapidement jusqu?en 2050 (31 MtCO2/an). Le CO2 capté vient principalement de la production d?énergie, en l?occurrence la méthanisation et la production de chaleur de réseau de haute température biosourcée. La capture d?émissions de procédés industriels n?est que très peu mobilisée, alors qu?elle est souvent présentée comme un levier pertinent pour la réduction des émissions industrielles. Ce résultat contre-intuitif peut s?expliquer en comparant la valeur de l?option « capture de CO2 biogénique dans le secteur énergie + stockage géologique » à celle de l?option « capture d?émissions de procédés + stockage géologique ». La première option co-produit de l?énergie et des émissions négatives 45 qui peuvent annuler les émissions de procédés ; tandis que la deuxième option annule les émissions de procédés mais sans co-production d?énergie, et semble donc moins intéressante. Ce résultat peut cependant être interrogée en rappelant que la pertinence économique de la chaîne CCUS dépend aussi de la dispersion géographique des productions ciblées et de la taille des unités de production 46, des facteurs dont la modélisation ne tient pas compte ici. La capture directe de carbone atmosphérique (DAC) est déployée à partir de 2040, jusqu?à représenter des volumes significatifs en 2050 (7 MtCO2/an), et cela malgré sans coût énergétique élevé (11 TWh/an de chaleur haute température et 3 TWh/an d?électricité en 2050). Le CO2 capté est principalement destiné au stockage géologique, et son origine presque entièrement biogénique ou atmosphérique permet d?obtenir d?importantes émissions négatives. La consommation du CO2 capté ne représente qu?une part mineure du flux capté et elle sert uniquement à produire du kérosène synthétique décarboné par combinaison avec de l?hydrogène vert. Cet usage atteint un pic vers 2040, pour abattre les émissions de l?aviation en attendant la montée en puissance de l?avion à hydrogène, et diminue ensuite. 45 Sous la convention comptable retenue, le facteur d?émission de la biomasse est nul et les technologies de bioénergie couplées à la capture et au stockage de CO2 (BECCS) permettent d?obtenir des émissions négatives. 46 CRE (2024) ? 62 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 27 : volumes de CO2 capté et utilisé, par source et par usage En MtCO2/an Source : CGDD, modèle TiTAN La transformation des secteurs consommateurs d?énergie Cette partie présente des résultats détaillés pour chaque secteur consommateur d?énergie : évolution de la consommation d?énergie par usage, principales technologies de décarbonation mobilisées, efforts d?efficacité énergétique? Les bâtiments La consommation d?énergie de chauffage des bâtiments résidentiels (figure 28) est dominée en 2020 par le gaz fossile (119 TWh/an) et l?électricité (81 TWh/an), avec des parts significatives de bois (72 TWh/an) et de fioul (44 TWh/an). La consommation de fioul décroît très rapidement de 2020 à 2030 (- 34 TWh/an), mais ne disparaît qu?après 2040, le modèle trouvant coût-efficace de maintenir quelques chauffages au fioul dans les logements les mieux isolés. La consommation de gaz diminue rapidement de 2020 à 2030 (- 34 TWh/an), à la fois grâce à sa substitution par les PAC et la chaleur de réseau (figure 29), et grâce à des travaux d?isolation ciblant les logements les plus mal isolés. La consommation de gaz fossile continue de diminuer (43 TWh/an en 2050) grâce au remplacement des chaudières gaz par des PAC et par le chauffage urbain. La contrainte sur la part de marché maximum des PAC est levée de 2050 à 2060 sous hypothèse de progrès technologique et économique de la filière, le modèle choisit alors de s?en servir pour remplacer complètement les dernières chaudières à gaz. Les chauffages à électricité-joule sont remplacés par des PAC et des chauffages urbains dès 2030 (figure 29), et ont complètement disparu après 2050. La part des logements chauffés au bois est relativement stable jusqu?en 2050, mais la consommation diminue sous les effets du progrès technique des chaudières bois et de l?isolation des logements (20 TWh/an en 2050). La consommation d?énergie de chauffage des bâtiments tertiaires connaît une trajectoire assez semblable à celle des bâtiments résidentiels, avec une mobilisation légèrement plus forte de la chaleur de réseau en raison d?un potentiel technico-économique supérieur (plus grande taille des bâtiments et localisation plus concentrée dans les zones denses). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 63 ? Figure 28 : consommation finale de chauffage des bâtiments résidentiels En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Figure 29 : parc résidentiel par énergie de chauffage principale En millions de logements Lecture : l?énergie « Gaz » correspond ici à un mélange de gaz fossile et de gaz biosourcé. Source : CGDD, modèle TiTAN Les parcs résidentiel et tertiaire connaissent une forte amélioration de leurs performances énergétiques respectives au cours de la trajectoire (figure 30), mais ils restent relativement hétérogènes et comportent encore des « passoires thermiques » (étiquettes énergie du DPE en « F » ou « G ») à long terme. Le modèle choisit de réaliser des travaux d?isolation de 2020 à 2030, avec en moyenne respectivement 131 000 logements/an pour le résidentiel et 30 000 bâtiments/an pour le tertiaire. Ces volumes peuvent sembler modestes, mais du fait de l?optimisation technico-économique leurs effets sont importants. Les travaux sont en effet ciblés sur les classes d?isolation « F? » et « E? » 47 et correspondent à des rénovations plus profondes que celles observées dans le passé (2,3 sauts de classe d?isolation TiTAN en 47 Le modèle distingue la classe d?isolation du bâtiment, indiquée par une lettre suivie d?un prime (X?), et la performance énergétique globale du bâtiment qui inclut aussi la performance du système de chauffage et correspond au DPE. On approxime l?étiquette énergie du DPE, avec un biais négatif, selon la règle suivante : on prend « étiquette énergie du DPE = classe d?isolation » pour tous les systèmes de chauffage, à l?exception du chauffage électricité-Joule, pour lequel on dégrade la classe d?isolation de deux rangs. Par exemple, un logement de classe d?isolation « C? » correspond à peu près à un logement d?étiquette énergie du DPE « C » lorsqu?il est équipé d?une chaudière gaz, d?un poêle à bois ou d?une PAC et à un logement d?étiquette énergie du DPE « E » lorsqu?il est équipé d?un chauffage électricité-joule. ? 64 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace moyenne sur 2020-2030, contre 1,3 en 2020). Les travaux d?isolation cessent complètement après 2030, l?amélioration de la performance énergétique du parc est ensuite uniquement le fait des changements d?équipements et du renouvellement des bâtiments par les constructions et destructions. Ce dernier phénomène, sous l?hypothèse d?une destruction systématique des bâtiments les plus mal isolés à raison de 1,2 % du parc par an 48, est un puissant canal d?amélioration des performances thermiques, qui explique le maintien des « passoires thermiques » dans le parc (figure 30). En effet, en considérant uniquement un objectif de réduction des émissions, le modèle trouve peu efficace de payer les coûts de l?isolation des bâtiments « passoires » alors qu?ils peuvent être détruits à terme et remplacés par des bâtiments neufs très performants. Figure 30 : composition des parcs résidentiel et tertiaire par étiquette énergie du DPE (approximation conservative) En % Source : CGDD, modèle TiTAN Les autres usages énergétiques du bâtiment sont déjà largement électrifiés en 2020 (figure 31), une situation qui s?accentue jusqu?en 2050 (de 145 TWh/an à 160 TWh/an), où le gaz ne joue plus qu?un rôle résiduel (13 TWh/an). La maîtrise de la demande et le passage à des équipements plus efficaces (notamment PAC air-air réversibles et chauffe-eau thermodynamiques (CET)) conduit à une baisse significative de la consommation totale (de 212 TWh/an en 2020 à 179 TWh/an en 2050), malgré l?augmentation de la consommation de la climatisation. L'eau chaude sanitaire (ECS) se débarrasse très vite du fioul et plus progressivement du gaz fossile, au profit de l'électricité (22 TWh/an en 2050) et des réseaux de chaleur (4 TWh/an en 2050). La consommation totale pour l?ECS diminue légèrement grâce à la sobriété et à la diffusion des CET. La consommation d?électricité pour la climatisation est influencée à la hausse par la part croissante de logements équipés et la hausse des températures ; et à la baisse par l?efficacité accrue des équipements (notamment des PAC air-air réversibles) et la sobriété sur le confort d?été. La combinaison de ces facteurs conduit à une augmentation plutôt modérée de la consommation de la climatisation, de 14 TWh/an en 2020 à 29 TWh/an en 2050. La cuisson est quant à elle fortement électrifiée (28 TWh/an). Enfin, la consommation d?électricité spécifique décroit significativement, de 107 TWh/an en 2020 à 81 TWh/an en 2050, sous l?hypothèse d?une modération des usages et de gains d?efficacité des appareils électriques domestiques. 48 Cette hypothèse ne tient pas compte de l?impossibilité de destruction pour les bâtiments situés en zone patrimoniale. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 65 ? Figure 31 : consommation finale des usages énergétiques des bâtiments hors chauffage (résidentiel et tertiaire confondus) En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Le transport La consommation d?énergie du transport de passagers (figure 32) est à terme massivement électrifiée, les biocarburants jouant plutôt un rôle de transition. L?aérien est en 2050 le seul poste important de consommation de biocarburants, d?hydrogène et de carburants synthétiques. La substitution des véhicules thermiques par les électriques participe, avec l?efficacité énergétique et la sobriété, à une réduction drastique de la consommation finale du secteur (de 373 TWh/an en 2020 à 115 TWh/an en 2050). Les voitures constituent de très loin le principal poste de consommation du transport de passagers. En 2020, elles consomment 245 TWh/an de carburants fossiles, mais dès 2030 l'adoption de carburants biosourcés et de l'électricité s'accélère. En 2050, l'électricité domine le mix (53 TWh/an), le fossile a disparu et les biocarburants ne font plus que l?appoint. Le transport collectif routier connaît une trajectoire similaire : initialement très dépendant des carburants fossiles (8 TWh/an en 2020), il adopte progressivement l'électricité et les carburants biosourcés. En 2050, l'électricité est la composante principale de son mix (4 TWh/an), avec le carburant biosourcé et l?hydrogène en appoints. Le transport collectif ferroviaire est déjà largement électrifié en 2020 (5 TWh/an) et le reste (8 TWh/an en 2050). Enfin, le transport aérien de passagers (dont international), le deuxième poste de consommation du secteur, commence à intégrer des carburants biosourcés dès 2030 (6 TWh/an en 2030) et synthétiques à partir de 2040. Sous l?hypothèse de la disponibilité de l?avion à hydrogène à partir de 2040, il commence à consommer cette énergie entre 2040 et 2050 (33 TWh/an), réduisant drastiquement sa consommation de carburants fossiles à terme (87 TWh/an en 2020 versus 9 TWh/an en 2050). ? 66 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 32 : consommation finale du transport de passagers, par mode En TWh/an Lecture : « 2RM » signifie « deux-roues motorisés », « TC » signifie « transports en commun ». Source : CGDD, modèle TiTAN La consommation d?énergie du fret (figure 33) évolue vers un mix largement décarboné, équilibré entre électricité et biocarburants, avec des situations contrastées selon les modes. Le transport maritime maintient cependant une consommation significative de gaz fossile à long terme. La substitution des véhicules thermiques par les électriques participe, avec l?efficacité énergétique et la sobriété, à une réduction importante de la consommation finale du secteur (de 248 TWh/an en 2020 à 116 TWh/an en 2050). Les poids lourds, consommant presque exclusivement des carburants fossiles en 2020 (75 TWh/an), s'électrifient progressivement à partir de 2030 et jusqu?en 2050 (24 TWh/an). Leur consommation de biocarburants augmente légèrement jusqu?en 2040 (10 TWh/an), ce qui permet d?abattre des émissions avant que l?électrification monte à pleine puissance. Cette consommation redescend ensuite à un niveau modeste en 2050 (8 TWh/an), qui correspond aux trajets longue distance pour lesquels l?autonomie des poids lourds électriques n?est pas suffisante. Les véhicules utilitaires légers connaissent une évolution similaire, passant d?un mix dominé par le fossile (98 TWh/an en 2020) à un mix très électrifié (26 TWh/an en 2050). Leur électrification est plus profonde que celle des poids lourds, en raison de leur usage préférentiel pour les trajets courte distance pour lesquels l?autonomie des batteries suffit. Le transport fluvial et maritime (dont international) commence par substituer le gaz fossile au fioul en 2030, avant d?adopter le carburant biosourcé et l?hydrogène à partir de 2040. Il consomme encore une quantité importante de gaz fossile en 2050 (11 TWh/an). L?aérien commence à adopter les carburants biosourcés dès 2030 (0,3 TWh/an), puis les carburants synthétiques et l'hydrogène, réduisant progressivement la dépendance aux fossiles (0,5 TWh/an en 2050). Enfin, les engins agricoles commencent à adopter les carburants biosourcés dès 2030 (4 TWh/an), jusqu?à ne plus consommer que cette énergie en 2050 (25 TWh/an). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 67 ? Figure 33 : consommation finale du fret, par mode En TWh/an Lecture : « 2RM » signifie « deux-roues motorisés », « VUL » signifie « véhicules utilitaires légers ». Source : CGDD, modèle TiTAN L?industrie La consommation finale49 de l?industrie est assez diversifiée en 2020 (figure 34) : gaz fossile (129 TWh/an), électricité (118 TWh/an) et charbon (75 TWh/an) forment l?essentiel du mix, et sont complémentés par le fioul (16 TWh/an), la chaleur de réseau (15 TWh/an) et la biomasse solide (10 TWh/an). Le charbon, très émetteur de CO2, est principalement consommé par la sidérurgie et les cimenteries. Il est fortement substitué dès 2030 (- 53 TWh/an), par l?électricité et l?hydrogène dans la sidérurgie et par la biomasse dans les cimenteries. La sidérurgie en particulier ne consomme plus de charbon en 2050, toute la production étant assurée par des fours à arc électrique et avec des sources non fossiles de carbone matière. La consommation totale de gaz fossile diminue fortement dès 2030 (- 34 TWh/an), substituée par la biomasse solide et la chaleur de réseau ? et secondairement l?électricité ? dans de nombreuses filières, notamment la pétrochimie (- 9 TWh/an) et autres chimies (- 6 TWh/an), les IAA (- 12 TWh/an) et les papier-pâtes (- 4 TWh/an). La substitution du gaz fossile se poursuit dans toutes les filières jusqu?en 2050 (38 TWh/an) et au-delà, en accordant une part de plus en plus importante à l?électricité (213 TWh/an en 2050). L?hydrogène est consommé en grande quantité à partir de 2040 (18 TWh/an), principalement par la sidérurgie pour la réduction directe du minerai de fer, mais aussi par d?autres filières pour les besoins de haute température (papier-pâtes, verres, etc.). Sa part dans le mix à long terme reste cependant modeste (28 TWh/an en 2050, soit 8 % du mix). 49 On rappelle que la consommation d?énergie pour des usages non énergétiques n?est pas prise en compte, à l?exception de la filière acier (consommation de charbon pour carbone matière et de gaz fossile ou hydrogène pour la réduction directe) et de la filière ammoniac (consommation de gaz fossile ou d?hydrogène comme précurseurs de la molécule). ? 68 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 34 : consommation finale à usage énergétique de l'industrie En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Malgré les hausses de production qu?impliquent les hypothèses de réindustrialisation sur la plupart des filières, la consommation finale totale de l?industrie est relativement stable à long terme (de 367 TWh/an en 2020 à 374 TWh/an en 2050) grâce à des efforts d?efficacité énergétique. En effet, toutes les filières réduisent significativement leur consommation finale unitaire (tableau 13). Ces gains d?efficacité de 2020 à 2050 se situent entre 8 % et 11 % pour la plupart des filières, et dépassent les 15 % dans la sidérurgie, le ciment et l?aluminium. Tableau 13 : consommation finale unitaire par filière En MWh/t de produit fini Filière 2020 2030 2040 2050 2060 Écart 2020-2050 Pétrochimie 10,64 9,98 9,71 9,52 9,42 - 11 % Aluminium 11,40 8,40 8,88 9,48 9,41 - 17 % Ammoniac 5,02 5,69 5,23 4,55 4,49 - 10 % Autres chimies 5,06 4,70 4,42 4,53 4,47 - 11 % Chlore 4,17 4,70 4,15 3,77 3,72 - 10 % Sidérurgie 4,56 3,38 3,46 3,65 3,52 - 20 % Papier-pâtes 3,25 3,07 2,91 2,90 2,87 - 11 % Verre 2,68 2,80 2,67 2,47 2,44 - 8 % Équipement 2,52 2,10 2,14 2,27 2,24 - 10 % Sucre 2,07 2,01 1,86 1,79 1,77 - 14 % Autres non métalliques 1,36 1,29 1,21 1,24 1,23 - 9 % Ciment 1,14 0,96 0,97 0,92 0,92 - 19 % Autres autres (textiles, etc.) 1,04 0,99 0,94 0,93 0,92 - 10 % Autres métaux primaires 1,06 0,95 0,89 0,95 0,94 - 10 % Construction 0,74 0,70 0,66 0,67 0,66 - 10 % Autres IAA 0,30 0,27 0,25 0,26 0,26 - 15 % Source : CGDD, modèle TiTAN La décarbonation des vecteurs énergétiques, l?efficacité énergétique et la réduction des émissions de procédés conduisent à des réductions très importantes des facteurs d?émissions pour toutes les filières de l?industrie (tableau 14). La décarbonation des vecteurs et l?efficacité accomplissent la plus grande part de cet effort. Notamment, la chaleur de réseau haute Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 69 ? température pour l?industrie est entièrement produites par BECCS, ce qui lui confère un contenu carbone fortement négatif. De plus, les émissions de procédés ne représentent qu?une faible part des émissions de l?industrie en 202050 (13 MtCO2e d?émissions de procédés contre 67 MtCO2e d?émissions énergétiques), et sont relativement peu réduites en 2050 (9 MtCO2e/an). L?effort de réduction des émissions de procédés est principalement supporté par les filières ciment, ammoniac et sidérurgie. Tableau 14 : facteur d?émissions (énergie + procédés) par filière, nets de la CCS sur site et en amont En kgCO2e/t de produit Filière 2020 2030 2040 2050 2060 Écart 2020-2050 Pétrochimie 2061 1030 337 115 - 152 - 94 % Aluminium 1910 1233 233 252 112 - 87 % Sidérurgie 1544 847 506 242 109 - 84 % Ammoniac 1202 1255 1033 733 200 - 39 % Autres chimies 1013 354 104 21 -142 - 98 % Ciment 771 330 331 304 303 - 61 % Verre 732 609 409 230 168 - 69 % Sucre 526 188 95 65 12 -88 % Autres non métalliques 454 361 289 283 217 - 38 % Papier-pâtes 333 122 - 8 - 91 - 90 - 100 % Équipement 313 168 64 - 40 - 96 - 100 % Construction 170 101 59 28 17 - 84 % Chlore 171 81 41 41 20 - 76 % Autres autres (textiles, etc.) 149 72 13 - 51 - 70 -100 % Autres métaux primaires 105 50 22 3 - 1 - 97 % Autres IAA 40 18 - 3 - 18 - 17 - 100 % Lecture : les facteurs d?émissions présentés sont nets de la capture et du stockage de carbone réalisés sur le site de production et pendant la production de l?énergie consommée. L?écart 2020-2050 a été fixé à -100 % lorsque les émissivités sont négatives en 2050. Source : CGDD, modèle TiTAN 50 Ce volume d?émissions de procédés peut sembler faible au regard des inventaires nationaux (41 MtCO2e/an en 2018 selon le CGDD : www.notre-environnement.gouv.fr/themes/climat/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-et-l-empreinte-carbone- ressources/article/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-du-secteur-de-l-industrie-manufacturiere). Le paramétrage du secteur industrie de TiTAN s?améliorera au fur et à mesure de la publication des plans de transition sectoriels de l?Ademe et de leur intégration dans le paramétrage. https://www.notre-environnement.gouv.fr/themes/climat/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-et-l-empreinte-carbone-ressources/article/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-du-secteur-de-l-industrie-manufacturiere https://www.notre-environnement.gouv.fr/themes/climat/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-et-l-empreinte-carbone-ressources/article/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-du-secteur-de-l-industrie-manufacturiere ? 70 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Conclusion Les simulations produites avec TiTAN pour la révision de la valeur de l?action pour le climat montrent que l?atteinte de la neutralité nette des émissions française vers 2050 est techniquement possible à des coûts raisonnables, sous les hypothèses combinées d?une sobriété généralisée, d?un renforcement du puits UTCATF par rapport au présent et de la disponibilité de certaines technologies de rupture (CCS, avion à hydrogène, etc. ). Toutefois, les variantes produites en relâchant une de ces hypothèses toutes choses égales par ailleurs montrent que l?atteinte de l?objectif de décarbonation y est très sensible : l?effort nécessaire devient très intense sous l?hypothèse d?une évolution tendancielle des modes de vie, tandis qu?une dégradation trop importante du puits UTCATF ou une indisponibilité du stockage géologique de carbone empêchent le modèle de trouver une solution. Ces résultats soulignent l?importance pour l?action publique de mobiliser l?ensemble des leviers disponibles pour atteindre l?objectif de décarbonation que la France s?est fixée. Il s?agit notamment de soutenir et d?inciter à des modes de vie plus sobres d?une part, ainsi qu?à soutenir le développement des technologies de rupture, en particulier d?émissions négatives, d?autre part. Plus généralement, l?optimisation des efforts de décarbonation montre l?importance d?agir dès aujourd?hui et dans l?ensemble des secteurs, au risque, dans le cas contraire, d?augmenter significativement le coût de la transition. La version de TiTAN présentée dans ce document n?est pas définitive. Le modèle et ses données d?entrée ont vocation à être améliorés en continu, sur des aspects déjà identifiés comme perfectibles (paramétrage du secteur industrie, réseaux de CO2 et d?H2, flexibilité des moyens de production, etc.), mais aussi pour répondre aux besoins rencontrés lors des utilisations futures. Ce travail d?amélioration continue pourra être facilité par la mise en libre accès intégrale du modèle (code, paramétrage, notices) courant 2025. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 71 ? ANNEXES ? 72 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace ANNEXE 1 ? STRUCTURE DU MODÈLE TITAN Tableau 15 : listes des filières du secteur industrie de TiTAN et exemples de voies technologiques IGCE/diffus Filière Exemples de voies technologiques IGCE Acier Haut fourneau + Injection de gaz de cokerie + Augmentation du taux de ferrailles dans le convertisseur à 30 % Four à arc électrique + Brûleurs oxyfuel pour le préchauffage des poches Aluminium Usine d'aluminium primaire + Efficacité anodes efficaces + Efficacité fonderie Ammoniac Voie Haber-Bosch + Capture de carbone Chlore Vapeur décarbonée Ciment Conversion en voie sèche avec précalcinateur + Baisse du taux de clinker par des argiles calcinées Papier-pâtes Voie (émissivité -/consommation +) Pétrochimie Vapocraquage ; Vapocraquage + capture de CO2 Sucre Récupération biogaz Verre Four électrique + recyclage Diffus Équipement Voie (émissivité +/consommation +) Autres chimies Voie (émissivité -/consommation +) Autres IAA Voie (émissivité +/consommation -) Autres métaux primaires Voie (émissivité -/consommation -) Autres non métalliques ?? Construction ?? Autres autres (textile, etc.) ?? Lecture : l?industrie est décomposée en 16 filières. La finesse du paramétrage varie selon la filière. Les industries grandes consommatrices d?énergie (IGCE) sont les plus détaillées : pour les filières ciment, acier et aluminium, le paramétrage inclut une liste de briques technologiques pouvant être combinées. Source : CGDD, modèle TiTAN Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 73 ? Figure 35 : schéma simplifié du secteur énergie Source : CGDD, modèle TiTAN ? 74 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 36 : schéma simplifié de la construction de la demande d'énergie de chauffage dans TiTAN Source : CGDD, modèle TiTAN Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 75 ? ANNEXE 2 ? PARAMÉTRAGE Tableau 16 : panorama des hypothèses de sobriété dans les variantes produites pour la révision de la valeur de l?action pour le climat Secteur Champ Variante « avec sobriété » Variante « sans sobriété » Bâtiment Chauffage Part croissante de ménages « consciencieux » se chauffant moins que la consigne générale Part constante Part décroissante de ménages précaires se sous-chauffant Part constante Température de consigne générale abaissée de 19 °C à 18,5 °C Température de consigne constante Climatisation Température de consigne relevée de 22 °C à 26 °C Température de consigne constante Autres usages Baisse de la demande individuelle d?énergie utile pour la cuisson, l?ECS, l?électricité spécifique Demande constante Logement Croissance ralentie de la part des maisons individuelles Croissance tendancielle Baisse ralentie du nombre moyen d'habitants par logement Baisse tendancielle Transport Passagers Report modal vers les mobilités douces et les transports en commun Parts modales constantes Augmentation du taux de remplissage des véhicules Taux constant Croissance modérée de la demande en mobilité Croissance forte Fret Croissance modérée de la demande en fret Croissance forte Augmentation du taux de remplissage des véhicules Taux constant Report modal des poids lourds vers le fret ferroviaire et fluvial Parts modales constantes Industrie Toutes filières Hypothèse de réindustrialisation forte idem Pétrochimie, aluminium, acier Augmentation du taux d?incorporation de matériaux recyclés Taux constant Source : CGDD d?après hypothèses de travail DGEC pour la SNBC3. ? 76 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Paramétrage du secteur énergie Tableau 17 : facteurs d?émission des ressources primaires Ressource primaire Facteur d?émission à la consommation (kgCO2/kWh) Charbon 0,374 Pétrole 0,286 Gaz fossile 0,204 Électricité importée 0,325 Biomasse 0,00 Lecture : émissivités calculées avec analyse du cycle de vie (émissions comptées de l'extraction jusqu'à la combustion). Dans les simulations présentées ici, les émissivités sont supposés fixes dans le temps et ne tiennent donc pas compte des variations dues aux éventuels changements d?approvisionnements (par exemple : gaz de schiste versus gaz naturel conventionnel). Source : Ademe (www.bilans-ges.ademe.fr), calculs CGDD https://bilans-ges.ademe.fr/ Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 77 ? Tableau 18 : paramètres économiques des principales technologies de production énergétique Energie produite Technologie OPEX fixes (¤2023/MWh produit) 2020 2030 2050 Carburants Raffinage fossile aérien 33 33 33 Raffinage fossile terrestre 30 30 30 Energie produite Technologie CAPEX (¤2023/kW amont) OPEX fixes (¤2023/kW amont/an) Durée de vie (en ans) 2020 2030 2050 2020 2030 2050 Carburants Bioraffinage aérien 330 248 248 17 17 17 20 Bioraffinage terrestre 153 129 129 8 8 8 20 Synthèse de carburant aérien 451 451 451 23 23 23 20 Synthèse de carburant terrestre 977 977 977 49 49 49 20 Chaleur de réseau Chaleur biosourcée 491 465 465 21 19 19 25 Chaleur biosourcée + capture CO2 1 258 1 237 1 237 320 312 297 25 Chaleur gaz 145 145 145 3 3 3 25 Chaleur gaz + capture CO2 970 970 970 163 159 152 25 Chaleur géothermique 1 553 1 553 1 553 104 104 104 25 Chaleur de réseau/ électricité Cogénération biosourcée 2 350 1 898 1 953 47 41 39 30 Cogénération biosourcée + capture CO2 2 808 2 444 2515 346 334 317 30 Cogénération gaz 1 014 956 991 26 26 26 30 Cogénération gaz + capture CO2 1 695 1 662 1 722 186 182 175 30 Électricité Éolienne en mer, flottante [min;max] [4 290 ; 6 249] [3721 ; 5301] [3152 ; 4353] 127 92 58 30 Éolienne en mer, posée [min;max] [3 816 ; 5 459] [2963 ; 4037] [2584 ; 3405] 92 67 41 30 Éolienne terrestre [min;max] [1 121 ; 1 869] [1035 ; 1725] [776 ; 1294] 46 40 29 30 PV au sol [min;max] [430 ; 1 289] [343 ; 1030] [274 ; 823] 13 12 9 30 PV sur toiture [min;max] [1 227 ; 2 722] [997 ; 2205] [779 ; 1710] 23 23 17 30 Thermique biosourcée 1 509 1 370 1 250 26 26 26 30 Thermique biosourcée + capture CO2 1 448 1 428 1 480 28 29 29 30 Thermique gaz 621 642 662 188 185 178 30 Thermique gaz + capture CO2 1 023 1 140 1 233 40 39 39 30 Thermique nucléaire ancien 2 768 2 679 2 679 41 43 46 60 Thermique nucléaire nouveau 6 142 2 695 2 584 48 46 40 60 Géothermique 1 668 1 550 1 618 348 338 319 30 Thermique H2 721 721 721 53 51 52 30 Méthane Méthanation 540 405 225 27 22 11 30 Méthaniseur 897 863 725 20 18 16 30 Méthaniseur + capture CO2 1 306 1 272 1 134 83 81 79 30 Hydrogène Vaporeformage 944 944 944 47 42 40 25 Vaporeformage + capture CO2 1 744 1 412 1 328 52 42 40 25 Électrolyseur 1 150 958 863 35 29 26 25 Lecture : les CAPEX et OPEX sont exprimés en euros par kW amont, qu?on peut diviser par l?efficacité pour passer en puissance aval. Par exemple, le CAPEX d?une centrale thermique à gaz est de 621 ¤/kW amont en 2020, ce qui correspond à 621/0,6 = 1 035 ¤/kW électrique. Cette convention implique pour certaines technologies une hausse des CAPEX/OPEX en puissance amont au cours du temps : il y a une amélioration de l?efficacité à CAPEX/OPEX constants en puissance aval. Les technologies éoliennes et photovoltaïque sont déclinées en trois catégories chacune, à coûts croissants, pour tenir compte de l?hétérogénéité des gisements (ex : coûts de raccordement variables, zones de vents ou ensoleillement moins forts). Sources : RTE ; base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; hypothèses CGDD https://zenodo.org/records/3544900 ? 78 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 19 : efficacité des principales technologies de production énergétique Energie produite Technologie Efficacité 2020 2050 Carburants Raffinage fossile aérien 0,97 0,97 Raffinage fossile terrestre 0,97 0,97 Bioraffinage aérien 0,55 0,7 Bioraffinage terrestre 0,55 0,8 Synthèse de carburant aérien 0,84 0,84 Synthèse de carburant terrestre 0,84 0,84 Chaleur de réseau Chaleur biosourcée 0,9 0,9 Chaleur biosourcée + capture CO2 0,75 0,75 Chaleur gaz 0,9 0,9 Chaleur gaz + capture CO2 0,75 0,75 Chaleur géothermique 1 1 Chaleur de réseau/électricité Cogénération biosourcée 0,65/0,25 0,68/0,26 Cogénération biosourcée + capture CO2 0,54/0,21 0,56/0,22 Cogénération gaz 0,59/0,32 0,62/0,33 Cogénération gaz + capture CO2 0,49/0,26 0,51/0,28 Électricité Éolienne en mer, flottante 1 1 Éolienne en mer, posée 1 1 Éolienne terrestre 1 1 PV au sol 1 1 PV sur toiture 1 1 Thermique biosourcée 0,46 0,49 Thermique biosourcée + capture CO2 0,32 0,39 Thermique gaz 0,6 0,64 Thermique gaz + capture CO2 0,44 0,53 Thermique nucléaire ancien 0,34 0,34 Thermique nucléaire nouveau 0,36 0,4 Géothermique 1 1 Thermique H2 0,57 0,57 Méthane Méthanation 0,78 0,78 Méthaniseur 0,6 0,6 Méthaniseur + capture CO2 0,6 0,6 Hydrogène Vaporeformage 0,76 0,76 Vaporeformage + capture CO2 0,69 0,69 Électrolyseur 0,6 0,64 Lecture : par convention l?efficacité des technologies de production à partir d?énergie primaire renouvelable est fixée à 1. Les deux efficacités pour les technologies de cogénération correspondent respectivement aux rapports de l?énergie thermique utile et de l?énergie électrique produites sur l?énergie primaire consommée pour le total des deux productions (leur somme correspond donc à l?efficacité totale du processus de cogénération). Sources : base de données du modèles JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; RTE ; hypothèses CGDD https://zenodo.org/records/3544900 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 79 ? Tableau 20 : paramètres technico-économiques des technologies de stockage énergétique CAPEX Technologie Unité CAPEX 2030 2050 Efficacité (cycle complet) Durée de vie (ans) Batteries ¤2023/kWh 316 213 0,85 12 Pompage STEP ¤2023/kW 932 932 0,81 50 Stockage H2 ¤2023/kW 9 177 4 669 1 40 Source : RTE ; base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; hypothèses CGDD Figure 37 : facteur de charge quotidien sur l?année utilisée pour le calibrage (année 2019) pour les technologies concernées Lecture : le facteur de charge des technologies de production énergétique est supposé égal à 1, sauf pour les éoliennes, le photovoltaïque, les centrales nucléaires et les barrages. Pour ces technologies, le facteur de charge est paramétré heure par heure de l?année d?après l?année de référence (2019), puis moyenné sur chaque plage horaire utilisée dans la modélisation du système électrique. Par exemple, si une seule plage horaire par jour (0h-24h) est utilisée, le facteur de charge quotidien est la moyenne des facteurs de charge horaire paramétrés pour toutes les heures de la journée. Le graphique décrit ce facteur de charge quotidien moyen. Si la modélisation est réalisée avec plusieurs plages horaires (par exemple : 7h-10h ; 10h-19h ; 19h-21h ; 21h-7h), le facteur de charge pour chaque plage est la moyenne des facteurs de charge horaire sur les heures composant la plage. Sources : RTE ; www.renewables.ninja/ https://zenodo.org/records/3544900 https://www.renewables.ninja/ ? 80 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 38 : facteur de charge horaire sur une journée-type estivale (25/08/2019) Sources : RTE ; www.renewables.ninja/ Figure 39 : facteur de charge horaire sur une journée-type hivernale (23/01/2019) Sources : RTE ; www.renewables.ninja https://www.renewables.ninja/ http://www.renewables.ninja/ Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 81 ? Tableau 21 : paramètres technico-économiques des infrastructures de distribution d?énergie Énergie distribuée CAPEX (M¤2023/MW) OPEX (M¤2023/MW) Efficacité Durée de vie (ans) 2020 2050 Électricité 1,2 0,05 0,92 0,94 60 Énergie distribuée Zone de densité Type de bâtiment CAPEX (k¤2023/bâtiment raccordé) OPEX (k¤2023/bâtiment raccordé) Efficacité Durée de vie (ans) 2020 2050 Gaz de réseau urbaine MI 5,8 0,2 0,98 0,98 25 HC 11,5 0,5 HLM 28,8 1,2 Tertiaire 11,5 0,5 périurbaine MI 17,3 0,7 HC 34,5 1,4 HLM 86,3 3,5 Tertiaire 34,5 1,4 rurale MI 575,0 23,0 HC 1 150,0 46,0 HLM 2 875,0 115,0 Tertiaire 1 150,0 46,0 Gaz en vrac toutes MI 1,8 0,98 0,98 25 HC 3,0 HLM 3,6 Tertiaire 3,6 Chaleur moyenne température urbaine MI 16,3 0,1 0,83 0,83 25 HC 24,8 0,4 HLM 42,5 1,0 Tertiaire 25,7 0,4 périurbaine MI 39,1 0,1 HC 59,5 0,6 HLM 102,0 1,6 Tertiaire 61,7 0,6 rurale MI 391,3 1,0 HC 595,3 5,3 HLM 1 019,7 14,3 Tertiaire 617,1 5,8 Froid urbaine HLM 135,7 1,6 0,79 0,83 25 HC 72,0 0,6 MI 41,4 0,1 Tertiaire 75,3 0,6 périurbaine MI 414,4 14,3 HC 720,4 5,3 HLM 1 357,1 1,0 Tertiaire 753,1 5,8 rurale MI 17,3 1,0 HC 30,0 0,4 HLM 56,5 0,1 Tertiaire 31,4 0,4 Lecture : le réseau électrique est compté de façon homogène, sans distinguer le transport de la distribution et sans distinguer de zone de densité. Les réseaux de distribution de gaz, de chaleur et de froid vers les bâtiments résidentiels et tertiaires sont comptés en nombre de bâtiments raccordés, et distingués par la zone de densité et le type de bâtiment raccordé (MI : maison individuelle ; HC : habitat collectif de 10 logements ; HLM : habitat collectif de 30 logements). Les réseaux desservant les infrastructures industrielles ne sont pas représentés (hors électricité). Source : RTE ; hypothèses CGDD ? 82 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 40 : courbe de coût marginal de la biomasse primaire En ¤2023/MWh et TWh d?énergie primaire/an Lecture : les gisements de biomasse primaire sont considérés comme un réservoir homogène disponible pour tous les usages énergétiques, à l?exception d?un petit volume disponible uniquement pour la méthanisation (19 TWh/an à 5,8 ¤2023/MWh) et d?un volume disponible uniquement pour le chauffage dans les maisons individuelles (59 TWh/an à 5,8 ¤2023/MWh). Source : SDES pour les premières tranches (jusqu?à 180 TWh/an) ; stratégie nationale de mobilisation de la biomasse et hypothèses CGDD pour les suivantes. Paramétrage du secteur bâtiment Tableau 22 : paramètres technico-économiques des bâtiments-types Type de bâtiment Description Nombre de logements Surface par logement (m² habitable) CAPEX de construction (k¤2023/bâtiment) Durée d'amortissement des travaux de construction et d'isolation (ans) MI maison individuelle 1 1 134 30 HC habitat collectif, immeuble de taille modérée 10 68 814 HLM habitat collectif, immeuble de grande taille 30 60 2 156 Tertiaire bâtiment tertiaire 1 665 797 Source : base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; calculs CGDD https://zenodo.org/records/3544900 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 83 ? Tableau 23 : paramètres technico-économiques des équipements des bâtiments Technologie Type de bâtiment CAPEX (k¤2023/bâtiment équipé) Efficacité chauffage Efficacité climatisation Efficacité ECS Durée de vie (ans) Chauffage joule MI 2,6-5,4 1 15 HC 13,4-29,5 HLM 35,6-78,3 Tertiaire 13,7-30 Chaudière gaz MI 2,4-4,9 0,96 20 HC 12,3-27,2 HLM 32,8-72 Tertiaire 12,6-27,6 Chaudière bois MI 5,4-11,3 0,85 15 HC 28,1-61,8 HLM 74,5-163,7 Tertiaire 28,6-62,8 Chaleur de réseau MI 3-5,9 0,95 0,95 20 HC 17-33,4 HLM 43,5-87 Tertiaire 16-32,7 PAC air-air MI 10,1-20,9 3 3 20 HC 64,6-77 HLM 136-168,9 Tertiaire 64,8-77,4 PAC air-eau MI 19,1-37 2,4 2,4 15 HC 123,1-143,8 HLM 258,3-313 Tertiaire 121,9-142,9 PAC géothermique MI 17,9-34,7 3,8 3,8 20 HC 115,5-134,8 HLM 242,2-293,5 Tertiaire 114,3-134 Climatiseur MI 1,2-2,5 3 15 HC 6,4-14 HLM 16,9-37,3 Tertiaire 6,5-14,3 Froid de réseau MI 0,8-1,8 0,95 20 HC 4,5-10 HLM 12,1-26,6 Tertiaire 4,6-10,2 Chauffe-eau thermodynamique MI 2,4 2,4 15 HC 20,8 HLM 45,4 Tertiaire 13,2 Chauffe-eau joule MI 0,2 1 15 HC 1,9 HLM 4,1 Tertiaire 1,2 Chauffe-eau gaz MI 0,2 0,8 15 HC 2,1 HLM 4,7 Tertiaire 1,4 Lecture : les CAPEX des équipements sont déclinés par type de bâtiment équipé (MI : maison individuelle ; HC : habitat collectif de 10 logements ; HLM : habitat collectif de 30 logements) et par classe d?isolation du logement (il faut un équipement plus puissant et donc plus coûteux pour un logement moins bien isolé). Par exemple, une maison neuve peut se chauffer avec une chaudière gaz ne coûtant que 2 400 ¤, tandis qu?une maison similaire mais de la pire classe d?isolation devra s?équiper d?une chaudière gaz plus puissante coûtant 4 900 ¤. Source : base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; hypothèses CGDD https://zenodo.org/records/3544900 ? 84 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 24 : paramètres de coût des travaux d?isolation (CAPEX, k¤2023/bâtiment) Type de bâtiment Classe après travaux Classe avant travaux C' D' E' F' G' MI B' 25,4 27,3 29,7 34,4 40,9 C' 15,7 18,1 22,8 29,3 D' 11,3 16,0 22,5 E' 11,2 17,7 F' 12,9 HC B' 186,3 199,4 214,3 242,5 294,4 C' 96,8 111,8 140,0 191,9 D' 61,2 89,4 141,2 E' 59,4 111,3 F' 83,2 HLM B' 493,0 527,7 567,3 641,9 779,2 C' 256,4 296,0 370,5 507,8 D' 162,0 236,5 373,9 E' 157,3 294,7 F' 220,2 Tertiaire B' 182,1 195,0 209,6 237,1 287,9 C' 94,7 109,3 136,9 187,6 D' 59,8 87,4 138,1 E' 58,1 108,9 F' 81,3 Lecture : les coûts des travaux dépendent des classes d?isolation avant et après travaux ainsi que du type de bâtiment (MI : maison individuelle ; HC : habitat collectif de 10 logements ; HLM : habitat collectif de 30 logements). Source : base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; calculs CGDD Figure 41 : coût des travaux d?isolation des maisons individuelles Lecture : les travaux d?isolation ont un coût croissant et convexe en le nombre de classe gagnées. De plus, il est toujours plus coûteux d?atteindre une classe donnée en plusieurs étapes qu?en une seule. Source : base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; calculs CGDD https://zenodo.org/records/3544900 https://zenodo.org/records/3544900 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 85 ? Paramétrage du secteur transport Tableau 25 : paramètres technico-économiques des véhicules de transport de passagers Technologie Type de distance Classes de consommation 1-5 Classes de consommation 6-7 OPEX (k¤2023/ véhicule) Kilométrage annuel (km/véhicule/ an) Taux de remplissage 2019 (passager/ véhicule) CAPEX (k¤2023/véhicule) Consommation unitaire (kWh/100 km) CAPEX (k¤2023/véhicule) Consommation unitaire (kWh/100 km) Durée de vie (ans) 2030 2050 Énergie principale (électricité si hybride) 2030 2050 Énergie principale (électricité si hybride) Bus essence CD 317 - 402 317 - 359 333 - 200 433 - 463 371 - 382 166 - 133 15,9 45 000 18,4 15 Bus électrique 369 - 468 333 - 377 115 - 99 504 - 540 389 - 402 95,8 - 92 12,7 15 Bus gaz 345 - 430 345 - 387 418,4 - 251 460 - 491 398 - 410 209 - 167 51,8 15 Bus hybride non rechargeable 337 - 344 337 - 344 221- 198 347 - 352 347 - 352 191,4 - 184,4 16,9 15 Bus hybride rechargeable 362 - 369 342 - 348 44,3 - 39,7 (92 - 79,7) 372 - 378 352 - 357 38,3 - 36,9 (76,7 - 73,6) 18,1 15 Bus pile H2 446 - 487 363 - 378 297 - 217 524 - 561 390 - 403 198 - 178,2 12,7 15 Métro 11 500 11 500 800 500 60 000 150 40 Train diesel 5 750 5 750 3195 250 65 000 130 30 Train électrique 8 049 8 049 1000 200 30 Tramway 2 300 2 300 400 100 45 000 30 40 2RM essence 6,9 6,9 40,2 0,3 5 000 1 10 2RM électrique 9,5 8,2 5,7 0,2 Vélo électrique 0,8 0,0 2 500 1 10 VP essence/diesel CD et LD 23 - 27 23 - 27 56 - 34,1 57 - 102 57 - 102 30,1 - 26,1 1,2 CD : 11 870 LD : 14 525 1,62 15 VP électrique 27 - 30 24 - 27 15 - 13 71 - 148 64 - 134 12,5 - 12 0,9 15 VP gaz 24 - 27 24 - 27 59,2 - 35,5 59 - 122 59 - 122 29,6 - 23,7 3,7 15 VP pile H2 41 - 44 32 - 34 31,2 - 22,9 103 - 214 79 - 164 20,8 - 18,7 0,9 15 VP hybride non rechargeable 25 - 30 25 - 30 84,9 - 51 54 - 81 54 - 81 42,5 - 34 1,3 15 VP hybride rechargeable 41 - 44 32 - 34 CD : 8,5 ? 5,1 (12,0 ? 10,4) 103 - 214 79 - 164 CD : 4,2 ? 3,4 (10,0 ? 9,6) 0,8 15 LD : 34,0 ? 20,4 (3,0 ? 2,6) LD : 17,0 ? 13,6 (2,5 ? 2,4) Car essence LD 339 - 429 339 - 390 240 - 144 491 - 552 420 - 450 120 - 96 17,0 34 000 18,4 15 Car électrique 458 - 579 376 - 433 115 - 99,7 663 - 746 466 - 499 95 - 92 13,6 15 Car gaz 345 - 430 345 - 387 418 - 251 460 - 491 398 - 410 209 - 167 51,8 15 Car hybride non rechargeable 370 - 446 370 - 419 278 - 167 498 - 550 447 - 475 139 - 111 18,5 15 Car hybride rechargeable 439 - 530 439 - 497 223 - 133 (23 - 19,9) 591 - 653 531 - 564 111,5 - 89,2 (19,2 - 18,4) 22,0 15 Car pile H2 hydrogène 479 - 565 389 - 424 219 - 161 646 - 728 456 - 489 146 - 131 13,6 15 TGV 31 260 31260 816 1359 295 000 350 25 Train grande ligne diesel 9 797 9797 1938 490 70 000 30 Train grande ligne électrique 9 797 9797 1209 392 150 30 Train pile H2 13 718 12 547 1214 392 30 Avion kérosène LD et interna- tional 125 502 ? 143 447 125 502 - 143 447 7 959 ? 6 172 149 991 - 166 772 149 057 - 154 667 5 774 - 5 376 5457 200 000 200 30 Avion H2 liquide 166 307 - 206 937 152 723 - 174 608 5 651 - 4 636 250 832 - 294 408 180 219 - 188 073 4 410 - 4 184 4365 30 Lecture : « CD » et « LD » signifient respectivement « courte distance » et « longue distance », « VP » signifie « véhicule particulier » et désigne les voitures. La plupart des véhicules sont déclinés en plusieurs classes de consommation décroissante et de CAPEX croissant, numérotées de 1 à 7. Les classes 1 à 5 correspondent à des niveaux d?efficacité correspondant aux technologies actuelles ou très proches. Les classes 6 et 7 correspondent à des niveaux d?efficacité beaucoup plus élevés, associés à des coûts très élevés en début de trajectoire et diminuant fortement au cours du temps. Quand ils sont déclinés par classe, les paramètres sont indiqués pour la classe 1 et 5, ou la classe 6 et 7, en étant séparés par un tiret. Par exemple, le CAPEX d?une voiture électrique en 2030 pour les classes 1 à 5 est compris entre 27 k¤2023 (classe 1) et 30 k¤2023 (classe 5). Les voitures hybrides rechargeables ont des consommations différenciées selon qu?elles réalisent des trajets courts ou longs. Source : : paramétrage du secteur transport pour le "EU Reference Scenario 2020" de la Commission européenne (www.energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en) ; hypothèses CGDD https://energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en ? 86 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 26: paramètres technico-économiques des véhicules de fret et agricoles Technologie Type de distance Classes de consommation 1 à 5 Classes de consommation 6 à 7 OPEX (k¤2023/véh icule) Kilométrage annuel (km/véhicule/ an) Taux de remplissage 2019 (tonne/véhicu le) Durée de vie (ans) CAPEX (k¤2023/véhicule) Consommation unitaire CAPEX (k¤2023/véhicule) Consommation unitaire 2030 2050 Énergie principale (Électricité si hybride) 2030 2050 Énergie principale (Électricité si hybride) Cyclomoteur essence CD 2 2 26,5 0,1 5 000 0,023 15 Cyclomoteur gaz 2 2 29,2 0,3 15 Cyclomoteur hybride non rechargeable 2 2 23,1 0,1 15 Cyclomoteur hybride rechargeable 2 2 4,6 (3,6) 0,1 15 Cyclomoteur pile H2 3 2 14,9 0,1 15 Cyclomoteur électrique 3 3 4,5 0,1 15 VUL essence/diesel CD et LD 22 - 26 22 - 26 70,5 - 42,3 90 - 277 89 - 243 35,2 - 28,2 1,1 CD : 16 000 LD : 16 000 0,17 18 VUL gaz 22 - 27 22 - 27 77,7 - 46,6 48 - 92 48 - 92 38,9 - 31,1 3,4 18 VUL hybride non rechargeable 24 - 60 24 - 60 61,5 - 36,9 141 - 223 141 - 223 30,7 - 24,6 1,3 18 VUL pile H2 38 - 43 30 - 32 34,4 - 24,6 (3 - 2,8) 164 - 426 121 - 234 4,9 - 19,7 (10,9 - 2,7) 0,9 18 VUL électrique 28 - 36 24 - 31 17 - 14,7 138 - 359 115 - 223 14,2 - 13,6 0,9 18 VUL hybride rechargeable 26 - 28 24 - 26 CD : 12,3 ? 7,4 (13,6 ? 11,8) 30 - 71 27 - 68 CD : 6,1 ? 4,9 (11,3 ? 10,9) 1,6 18 LD : 49,2 ? 29,5 (3,4 ? 2,9) LD : 24,6 ? 19,7 (2,8 ? 2,7) Navire fluvial diesel LD 8067 8067 6207,5 80,7 14 395 425 35 Navire fluvial gaz 12135 12135 85 121,4 35 Navire fluvial H2 18989 14809 3497 80,7 35 Poids lourd essence/diesel LD 119 - 190 119 - 181 241 - 144 244 - 298 229 - 277 120 - 96 6,0 100 000 8,29 20 Poids lourd gaz 155 - 225 155 - 217 212 ? 127 280 - 334 265 - 312 106 - 85 23,3 20 Poids lourd hybride non rechargeable 130 - 155 126 - 150 229 ? 137 172 - 190 167 - 183 114 - 91 6,8 20 Poids lourd hybride rechargeable 140 - 153 127 - 138 183 ? 110 (26,0 ? 22,5) 161 - 383 145 - 357 91,8 - 73,4 (21,7 ? 20,8) 8,3 20 Poids lourd hydrogène 237 - 405 166 - 253 184 ? 135 520 - 636 320 - 386 123 - 110 4,8 20 Poids lourd électrique 209 - 333 166 - 252 130 - 112 428 - 523 318 - 385 108 - 104 4,8 20 Train grande ligne diesel LD 10120 10120 12654 101,2 70 000 468 35 Train grande ligne pile H2 14757 13294 6844 101,2 35 Train grande ligne électrique 10120 10120 4012 101,2 35 Navire maritime diesel International 24724 24724 196647 247 100 000 35 Navire maritime gaz 27601 27601 206413 276 10 000 35 Navire maritime H2 229 229 134059 247 35 Avion kérosène LD 125502 - 143447 125502 - 143447 4345 ? 3369 149991 - 166772 149057 - 154667 3152 ? 2935 1 255 600 000 8,5 25 Avion hydrogène 166307 - 206937 152723 - 174608 3085 - 2531 250832 - 294408 180219 - 188073 2407 - 2284 1 255 25 Tracteur biodiesel Agriculture 117 117 181 6,0 10 000 1 15 Tracteur diesel fossile 114 114 182 5,8 15 Lecture : « CD » et « LD » signifient respectivement « courte distance » et « longue distance », « VUL » signifie « véhicule utilitaire léger ». La plupart des véhicules sont déclinés en plusieurs classes de consommation décroissante et de CAPEX croissant, numérotées de 1 à 7. Les classes 1 à 5 correspondent à des niveaux d?efficacité correspondant aux technologies actuelles ou très proches. Les classes 6 et 7 correspondent à des niveaux d?efficacité beaucoup plus élevés, associés à des coûts très élevés en début de trajectoire et diminuant fortement au cours du temps. Quand ils sont déclinés par classe, les paramètres sont indiqués pour la classe 1 et 5, ou la classe 6 et 7, en étant séparés par un tiret. Par exemple, le CAPEX d?un VUL électrique en 2030 pour les classes 1 à 5 est compris entre 28 k¤2023 (classe 1) et 36 k¤2023 (classe 5). Les VUL hybrides rechargeables ont des consommations différenciées selon qu?ils réalisent des trajets courts ou longs. Source : paramétrage du secteur transport pour le "EU Reference Scenario 2020" de la Commission européenne (www.energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en) ; hypothèses CGDD https://energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 87 ? Tableau 27 : paramètres technico-économiques des infrastructures de transport Infrastructure Unité CAPEX (k¤2023/unité) OPEX (k¤2023/an/unité) Taux d'occupation (106 véhicules.km/an/unité) Bornes de recharge électrique CD infrastructure 0,92 0,05 0,144 Bornes de recharge électrique LD 3,68 0,17 0,144 Station hydrogène CD 1 725 69 18,25 Station hydrogène LD 1 725 69 18,25 Aéroport intranational 460 000 3 450 1,3 Aéroport international 460 000 3 450 2,6 Port 172 500 115 0,8 Réseau métro km 138 000 0,23 0,19 Réseau tramway 23 000 0,12 0,08 Réseau ferré grandes lignes 13 800 0,12 0,017 Réseau ferré LGV 23 000 0,12 0,077 Lecture : « CD » et « LD » signifient respectivement « courte distance » et « longue distance ». Source : paramétrage du secteur transport pour le "EU Reference Scenario 2020" de la Commission européenne (www.energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en) ; hypothèses CGDD Paramétrage du secteur industrie Tableau 28 : liste des usines-type et des briques technologiques de la filière sidérurgie Type d?usine Étiquette Four à arc électrique A Haut fourneau F Brique technologique Étiquette Brûleurs oxyfuel pour le préchauffage des poches B Brûleurs régénératifs C Capture de CO2 D Capture de CO2 sur laminage à chaud E Conversion haut fourneau en four à arc - 100 % minerai de fer pré-réduit au gaz naturel G Conversion haut fourneau en four à arc - 100 % minerai de fer pré-réduit à l?hydrogène H Conversion haut fourneau en four à arc - 40 % ferrailles - 60 % minerai de fer pré-réduit au gaz naturel I Conversion haut fourneau en four à arc - 40 % ferrailles - 60 % minerai de fer pré-réduit à l?hydrogène J Électrolyse du fer K Electrowinning L Augmentation du taux de ferrailles dans le convertisseur à 30 % M Fours à induction pour le réchauffage N Combustion H2 pour le réchauffage O Injection de gaz de cokerie dans haut fourneau P Pompes à vide pour VOD (Vacuum Oxygen Decarburization) Q TGR (Top Gas Recycling) sur haut fourneau avec capture de CO2 R TGR (Top Gas Recycling) sur haut fourneau S Lecture : les voies technologiques de la filière sidérurgie sont construites en combinant une usine-type (haut fourneau ou four à arc) avec une ou plusieurs briques technologiques. Les briques peuvent affecter les coûts, la consommation énergétique, le facteur d?émission de procédés et le taux de capture des émissions de CO2. Les briques ne sont disponibles qu?à partir d?une certaine date, et certaines ne sont pas compatibles entre elles. Source : données sous-jacentes au plan de transition sectoriel de l'industrie de l'acier en France de l?Ademe (www.librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france- 9791029722950.html) ; retraitement CGDD https://energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france-9791029722950.html https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france-9791029722950.html ? 88 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 29 : paramètres technico-économiques de la filière sidérurgie Voie technologique CAPEX (M¤2023/(Mt/an)) OPEX fixe (M¤2023(Mt/an)) OPEX variable (M¤2023/Mt) Consommation unitaire (TWh final/Mt) Facteur d?émissions de procédé brutes (tCO2e/t) Taux de capture des émissions de procédé Date d'apparition A 240 24 270 2,235 0,072 - 2000 A+B 246 25 270 1,920 0,066 - 2025 A+B+Q 257 26 270 1,880 0,064 - 2025 A+C 248 25 270 1,875 0,042 - 2025 A+C+Q 260 26 270 1,835 0,040 - 2025 A+K 799 80 120 4,477 0,072 - 2035 A+L 1 408 141 120 4,777 - - 2035 A+N 740 74 270 2,085 - - 2025 A+N+Q 751 75 270 2,045 - - 2025 A+O 270 27 270 2,235 - - 2025 A+O+Q 281 28 270 2,195 - - 2025 A+Q 251 25 270 2,195 0,070 - 2025 F 284 28 194 5,543 0,086 - 2000 F+E 300 30 194 5,584 - - 2035 F+E+M 319 32 207 4,829 - - 2035 F+G 888 89 285 4,216 0,803 - 2030 F+G+D 994 99 285 4,376 0,302 100 % 2035 F+H 857 86 262 6,808 0,127 - 2030 F+I 730 73 260 2,823 0,511 - 2030 F+I+D 791 79 260 2,914 0,227 100 % 2035 F+J 720 72 246 4,303 0,127 - 2030 F+M 303 30 207 4,788 0,088 - 2025 F+P 289 29 194 4,986 0,087 - 2025 F+P+E 305 30 194 5,028 - - 2035 F+P+E+M 324 32 207 4,347 - - 2035 F+P+M 308 31 207 4,305 0,089 - 2025 F+R 434 43 194 4,864 0,086 100 % 2035 F+R+E 450 45 194 4,906 - - 2035 F+R+E+M 469 47 207 4,150 - - 2035 F+R+M 453 45 207 4,109 0,088 100 % 2035 F+S 394 39 194 4,636 0,145 - 2025 F+S+E 410 41 194 4,678 0,043 - 2035 F+S+E+M 429 43 207 3,772 0,046 - 2035 F+S+M 413 41 207 3,730 0,149 - 2025 Lecture : les infrastructures de production industrielle sont comptées en capacités de production (Mt de produit fini/an). La durée de vie de toutes les infrastructures sidérurgiques est de 20 ans. Les OPEX sont pour partie fixes (proportionnels aux capacités installées), pour partie variables (proportionnels à la production). Les voies technologiques sont indiquées en combinant les étiquettes d?une usine-type et d?une ou plusieurs briques technologiques. Par exemple, la voie « F+G+D » désigne un haut fourneau converti en four à arc, utilisant du minerai de fer réduit au gaz naturel et couplé à de la capture de CO2. Source : données sous-jacentes au plan de transition sectoriel de l'industrie de l'acier en France de l?Ademe (www.librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france- 9791029722950.html) ; retraitement CGDD https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france-9791029722950.html https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france-9791029722950.html Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 89 ? Tableau 30 : liste des usines-type et des briques technologiques de la filière ciment Type d?usine Étiquette Cimenterie C Brique technologique Étiquette Baisse du taux de clinker par des argiles calcinées - 78 %-> 50 % A Baisse du taux de clinker par du laitier de haut fourneau - 78 %-> 68 % B Conversion en voie sèche avec précalcinateur D Liant alcali activé au laitier E Liant alcali activé aux argiles F Air de combustion enrichi en oxygène G Capture du CO2 postcombustion par boucle de calcium H Capture du CO2 postcombustion par solvant MOA I Substitution combustibles fossiles par biomasse ou CSR - 25 % J Substitution combustibles fossiles par biomasse ou CSR - 40 % K Substitution combustibles fossiles par biomasse ou CSR - 80 % L Lecture : les voies technologiques de la filière sidérurgie sont construites en combinant une usine-type (cimenterie) avec une ou plusieurs briques technologiques. Les briques peuvent affecter les coûts, la consommation énergétique, le facteur d?émission de procédés et le taux de capture des émissions de CO2. Les briques ne sont disponibles qu?à partir d?une certaine date, et certaines ne sont pas compatibles entre elles. Source : données sous-jacentes au plan de transition sectoriel de l'industrie cimentière en France de l?Ademe (www.librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france- 9791029718212.html) ; retraitement CGDD Tableau 31 : paramètres technico-économiques de la filière ciment Voie technologique CAPEX (M¤2023/(Mt/an)) OPEX fixe (M¤2023(Mt/an)) OPEX variable (M¤/Mt) Consommation unitaire (TWh final/Mt) Facteur d?émissions de procédé brutes (tCO2e/t) Taux de capture des émissions de procédé Date d'apparition C 160 16 14 1,250 0,410 - 2000 C+A 185 19 17 1,237 0,263 - 2030 C+B 161 16 20 1,165 0,357 - 2030 C+A+G 188 19 17 1,225 0,263 - 2030 C+B+G 164 16 20 1,154 0,357 - 2030 C+A+H 612 61 17 3,408 0,263 - 78 % 2035 C+B+H 588 59 20 3,336 0,357 - 57 % 2035 C+A+I 612 61 17 1,995 0,263 - 100 % 2035 C+A+G+H 616 62 17 3,395 0,263 - 78 % 2035 C+B+G+H 592 59 20 3,325 0,357 - 57 % 2035 C+A+G+I 616 62 17 1,982 0,263 - 100 % 2035 C+B+G+I 592 59 20 1,912 0,357 - 100 % 2035 C+B+I 588 59 20 1,923 0,357 - 100 % 2035 C+D 160 16 14 1,153 0,410 - 2000 C+D+A 185 19 17 1,140 0,263 - 2030 C+D+A+G 188 19 17 1,130 0,263 - 2030 C+D+A+G+H 616 62 17 3,301 0,263 - 78 % 2035 C+D+A+G+I 616 62 17 1,888 0,263 - 100 % 2035 C+D+A+H 612 61 17 3,311 0,263 - 78 % 2035 C+D+A+I 612 61 17 1,898 0,263 - 100 % 2035 C+D+B 161 16 20 1,074 0,357 - 2030 C+D+B+G 164 16 20 1,066 0,357 - 2030 C+D+B+G+H 592 59 20 3,236 0,357 - 57 % 2035 C+D+B+G+I 592 59 20 1,824 0,357 - 100 % 2035 C+D+B+H 588 59 20 3,245 0,357 - 57 % 2035 C+D+B+I 588 59 20 1,832 0,357 - 100 % 2035 C+D+G 163 16 14 1,143 0,410 - 2030 C+D+G+H 591 59 14 3,313 0,410 - 50 % 2035 C+D+G+I 591 59 14 1,901 0,410 - 100 % 2035 C+D+H 587 59 14 3,323 0,410 - 50 % 2035 C+D+I 587 59 14 1,910 0,410 - 100 % 2035 C+D+J 168 17 14 1,153 0,410 - 2025 C+D+J+A 193 19 17 1,140 0,263 - 2030 C+D+J+A+G 197 20 17 1,130 0,263 - 2030 C+D+J+A+G+H 624 62 17 3,848 0,263 - 78 % 2035 C+D+J+A+G+I 624 62 17 2,049 0,263 - 100 % 2035 https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france-9791029718212.html https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france-9791029718212.html ? 90 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Voie technologique CAPEX (M¤2023/(Mt/an)) OPEX fixe (M¤2023(Mt/an)) OPEX variable (M¤/Mt) Consommation unitaire (TWh final/Mt) Facteur d?émissions de procédé brutes (tCO2e/t) Taux de capture des émissions de procédé Date d'apparition C+D+J+A+H 621 62 17 3,858 0,263 - 78 % 2035 C+D+J+A+I 621 62 17 2,059 0,263 - 100 % 2035 C+D+J+B 169 17 20 1,074 0,357 - 2030 C+D+J+B+G 173 17 20 1,066 0,357 - 2030 C+D+J+B+G+H 600 60 20 3,783 0,357 - 57 % 2035 C+D+J+B+G+I 600 60 20 1,985 0,357 - 100 % 2035 C+D+J+B+H 597 60 20 3,792 0,357 - 57 % 2035 C+D+J+B+I 597 60 20 1,993 0,357 - 100 % 2035 C+D+J+G 172 17 14 1,143 0,410 - 2030 C+D+J+G+H 599 60 14 3,860 0,410 - 50 % 2035 C+D+J+G+I 599 60 14 2,061 0,410 - 100 % 2035 C+D+J+H 596 60 14 3,870 0,410 - 50 % 2035 C+D+J+I 596 60 14 2,071 0,410 - 100 % 2035 C+D+K 177 18 14 1,153 0,410 - 2025 C+D+K+A 202 20 17 1,140 0,263 - 2030 C+D+K+A+G 205 21 17 1,130 0,263 - 2030 C+D+K+A+G+H 632 63 17 4,176 0,263 - 78 % 2035 C+D+K+A+G+I 632 63 17 2,146 0,263 - 100 % 2035 C+D+K+A+H 629 63 17 4,186 0,263 - 78 % 2035 C+D+K+A+I 629 63 17 2,156 0,263 - 100 % 2035 C+D+K+B 178 18 20 1,074 0,357 - 2030 C+D+K+B+G 181 18 20 1,066 0,357 - 2030 C+D+K+B+G+H 608 61 20 4,111 0,357 - 57 % 2035 C+D+K+B+G+I 608 61 20 2,081 0,357 - 100 % 2035 C+D+K+B+H 605 61 20 4,120 0,357 - 57 % 2035 C+D+K+B+I 605 61 20 2,090 0,357 - 100 % 2035 C+D+K+G 180 18 14 1,143 0,410 - 2030 C+D+K+G+H 607 61 14 4,188 0,410 - 50 % 2035 C+D+K+G+I 607 61 14 2,158 0,410 - 100 % 2035 C+D+K+H 604 60 14 4,198 0,410 - 50 % 2035 C+D+K+I 604 60 14 2,168 0,410 - 100 % 2035 C+D+L 185 19 14 1,153 0,410 - 2030 C+D+L+A 210 21 17 1,140 0,263 - 2030 C+D+L+A+G 213 21 17 1,130 0,263 - 2030 C+D+L+A+G+H 641 64 17 5,050 0,263 - 78 % 2035 C+D+L+A+G+I 641 64 17 2,403 0,263 - 100 % 2035 C+D+L+A+H 637 64 17 5,060 0,263 - 78 % 2035 C+D+L+A+I 637 64 17 2,413 0,263 - 100 % 2035 C+D+L+B 186 19 20 1,074 0,357 - 2030 C+D+L+B+G 189 19 20 1,066 0,357 - 2030 C+D+L+B+G+H 617 62 20 4,986 0,357 - 57 % 2035 C+D+L+B+G+I 617 62 20 2,338 0,357 - 100 % 2035 C+D+L+B+H 613 61 20 4,994 0,357 - 57 % 2035 C+D+L+B+I 613 61 20 2,347 0,357 - 100 % 2035 C+D+L+G 188 19 14 1,143 0,410 - 2030 C+D+L+G+H 616 62 14 5,063 0,410 - 50 % 2035 C+D+L+G+I 616 62 14 2,415 0,410 - 100 % 2035 C+D+L+H 612 61 14 5,072 0,410 - 50 % 2035 C+D+L+I 612 61 14 2,425 0,410 - 100 % 2035 C+E 248 25 58 0,140 0,232 - 2025 C+F 248 25 31 0,140 0,316 - 2025 C+G 163 16 14 1,238 0,410 - 2030 C+G+H 591 59 14 3,408 0,410 - 50 % 2035 C+G+I 591 59 14 1,995 0,410 - 100 % 2035 C+H 587 59 14 3,421 0,410 - 50 % 2035 C+I 587 59 14 2,008 0,410 - 100 % 2035 C+J 168 17 14 1,250 0,410 - 2025 C+J+A 193 19 17 1,237 0,263 - 2030 C+J+A+G 197 20 17 1,225 0,263 - 2030 C+J+A+G+H 624 62 17 3,942 0,263 - 78 % 2035 C+J+A+G+I 624 62 17 2,143 0,263 - 100 % 2035 C+J+A+H 621 62 17 3,954 0,263 - 78 % 2035 C+J+A+I 621 62 17 2,156 0,263 - 100 % 2035 C+J+B 169 17 20 1,165 0,357 - 2030 C+J+B+G 173 17 20 1,154 0,357 - 2030 C+J+B+G+H 600 60 20 3,871 0,357 - 57 % 2035 C+J+B+G+I 600 60 20 2,073 0,357 - 100 % 2035 C+J+B+H 597 60 20 3,882 0,357 - 57 % 2035 C+J+B+I 597 60 20 2,084 0,357 - 100 % 2035 C+J+G 172 17 14 1,238 0,410 - 2030 C+J+G+H 599 60 14 3,955 0,410 - 50 % 2035 C+J+G+I 599 60 14 2,156 0,410 - 100 % 2035 C+J+H 596 60 14 3,967 0,410 - 50 % 2035 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 91 ? Voie technologique CAPEX (M¤2023/(Mt/an)) OPEX fixe (M¤2023(Mt/an)) OPEX variable (M¤/Mt) Consommation unitaire (TWh final/Mt) Facteur d?émissions de procédé brutes (tCO2e/t) Taux de capture des émissions de procédé Date d'apparition C+J+I 596 60 14 2,169 0,410 - 100 % 2035 C+K 177 18 14 1,250 0,410 - 2025 C+K+A 202 20 17 1,237 0,263 - 2030 C+K+A+G 205 21 17 1,225 0,263 - 2030 C+K+A+G+H 632 63 17 4,270 0,263 - 78 % 2035 C+K+A+G+I 632 63 17 2,240 0,263 - 100 % 2035 C+K+A+H 629 63 17 4,282 0,263 - 78 % 2035 C+K+A+I 629 63 17 2,252 0,263 - 100 % 2035 C+K+B 178 18 20 1,165 0,357 - 2030 C+K+B+G 181 18 20 1,154 0,357 - 2030 C+K+B+G+H 608 61 20 4,199 0,357 - 57 % 2035 C+K+B+G+I 608 61 20 2,169 0,357 - 100 % 2035 C+K+B+H 605 61 20 4,210 0,357 - 57 % 2035 C+K+B+I 605 61 20 2,180 0,357 - 100 % 2035 C+K+G 180 18 14 1,238 0,410 - 2030 C+K+G+H 607 61 14 4,283 0,410 - 50 % 2035 C+K+G+I 607 61 14 2,253 0,410 - 100 % 2035 C+K+H 604 60 14 4,295 0,410 - 50 % 2035 C+K+I 604 60 14 2,265 0,410 - 100 % 2035 C+L 185 19 14 1,250 0,410 - 2030 C+L+A 210 21 17 1,237 0,263 - 2030 C+L+A+G 213 21 17 1,225 0,263 - 2030 C+L+A+G+H 641 64 17 5,145 0,263 - 78 % 2035 C+L+A+G+I 641 64 17 2,497 0,263 - 100 % 2035 C+L+A+H 637 64 17 5,157 0,263 - 78 % 2035 C+L+A+I 637 64 17 2,510 0,263 - 100 % 2035 C+L+B 186 19 20 1,165 0,357 - 2030 C+L+B+G 189 19 20 1,154 0,357 - 2030 C+L+B+G+H 617 62 20 5,074 0,357 - 57 % 2035 C+L+B+G+I 617 62 20 2,427 0,357 - 100 % 2035 C+L+B+H 613 61 20 5,085 0,357 - 57 % 2035 C+L+B+I 613 61 20 2,438 0,357 - 100 % 2035 C+L+G 188 19 14 1,238 0,410 - 2030 C+L+G+H 616 62 14 5,158 0,410 - 50 % 2035 C+L+G+I 616 62 14 2,510 0,410 - 100 % 2035 C+L+H 612 61 14 5,170 0,410 - 50 % 2035 C+L+I 612 61 14 2,523 0,410 - 100 % 2035 Lecture : les infrastructures de production industrielle sont comptées en capacités de production (Mt de produit fini/an). La durée de vie de toutes les infrastructures cimentières est de 20 ans. Les OPEX sont pour partie fixes (proportionnels aux capacités installées), pour partie variables (proportionnels à la production). Les voies technologiques sont indiquées en combinant les étiquettes d?une usine-type et d?une ou plusieurs briques technologiques. Par exemple, la voie « C+A+G » désigne une cimenterie utilisant un mélange dont le taux de clinker est abaissé de 78 % à 50 % grâce à l?incorporation d?argiles calcinées et avec un air de combustion enrichi en oxygène. Source : données sous-jacentes au plan de transition sectoriel de l'industrie cimentière en France de l?Ademe (www.librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france- 9791029718212.html) ; retraitement CGDD https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france-9791029718212.html https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france-9791029718212.html ? 92 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace ANNEXE 3 ?RÉSULTATS COMPLÉMENTAIRES Figure 42 : production journalière d?électricité des capacités pilotables en 2020 et 2050 En GWh/jour Lecture : les appels aux capacités électriques pilotables thermiques durent moins en 2050 qu?en 2020 (pics moins larges), mais ils sont plus puissants (pics plus élevés), ce qui implique une plus grande puissance installée. Source : CGDD, modèle TiTAN Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 93 ? Tableau 32 : coût moyen de fourniture (production et distribution) des principales énergies finales En ¤2023/MWh 2020 2030 2040 2050 2060 Carburant aérien 76,5 95,6 107,6 84,9 92,2 Carburant terrestre 69,7 89,8 78,2 52,6 53,9 Chaleur de réseau (bâtiment) 102,6 121,2 148,4 170,8 188,5 Chaleur de réseau (industrie) 52,1 86,8 111,9 124,5 138,0 Charbon 8,6 12,8 13,4 15,1 15,9 Électricité 122,5 115,7 107,3 107,4 105,3 Gaz de réseau 31,7 66,8 67,3 71,1 109,3 Granulé 12,4 25,6 39,0 39,4 41,3 H2 190,1 161,9 138,8 127,8 Lecture : le coût de fourniture est calculé de façon analogue à un LCOE. Le coût de l?intrant CO2 dans les hydrocarbures synthétiques n?est pas pris en compte. Les énergies finales « gaz de réseau », « carburant terrestre » et « carburant aérien » sont des mélanges en proportions variables de précurseurs fossile, biosourcé et synthétique. Le coût élevé de la chaleur de réseau s?explique par la mobilisation de technologies BECCS pour sa production, qui sont coûteuses mais co-produisent des émissions négatives qui ont une grande valeur pour l?ensemble du système. Source : CGDD, modèle TiTAN Tableau 33 : intensité carbone des énergies finales, nette du CCUS En gCO2e/kWh 2020 2030 2040 2050 2060 Carburant aérien 293,7 270,7 184,6 61,9 61,9 Carburant terrestre 270,1 256,5 125,0 0 0 Chaleur de réseau (bâtiment) 94,7 - 4,8 - 40,2 - 100,2 - 87,6 Chaleur de réseau (industrie) 195,8 - 126,3 - 201,1 - 284,9 - 333,5 Charbon 374,0 374,0 374,0 374,0 374,0 Électricité 33,1 12,6 5,5 6,1 0,9 Gaz de réseau 232,6 222,0 214,4 197,2 53,5 Granulé 0 0 0 0 0 H2 0 0 0 0 0 Lecture : l?intensités carbone présentée est nette de la capture, du stockage et de l?utilisation du CO2 qui ont lieu pendant la production. Par exemple, la chaleur de réseau pour l?industrie ou le bâtiment a une intensité carbone très négative à partir de 2030 car elle est produite en très grande partie par des technologies BECCS. Source : CGDD, modèle TiTAN Figure 43 : consommation finale à usage énergétique de l'industrie, par filière (1) En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN ? 94 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 44 : consommation finale à usage énergétique de l'industrie, par filière (2) En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Figure 45 : consommation finale à usage énergétique de l'industrie, par filière (3) En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 95 ? Figure 46 : production de ciment, par voie technologique En Mt/an Source : CGDD, modèle TiTAN Figure 47 : production d'acier, par voie technologique En Mt/an Source : CGDD, modèle TiTAN ? 96 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace ? Benda, Robert. 2018. 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Table des matières Introduction ............................................................................................................................................... 4 Partie 1 - Présentation du modèle TiTAN ............................................................................................ 7 1. TiTAN en bref ...................................................................................................................................... 8 A. Un modèle technico-économique d?optimisation du système énergétique ..................... 8 B. Le choix d?une approche strictement technico-économique .............................................. 9 C. Limites de TiTAN et complémentarité avec d?autres approches .......................................10 2. La structure générale de TiTAN ..................................................................................................... 11 A. Décomposition du système énergétique en secteurs ........................................................... 11 B. Traitement de la dimension temporelle ..................................................................................12 C. Traitement de la dimension spatiale et périmètre géographique ......................................12 D. Comptabilité des émissions .......................................................................................................12 E. Comptabilité des coûts ...............................................................................................................13 F. Comptabilité des stocks de capital ..........................................................................................15 3. Les secteurs modélisés dans TiTAN ............................................................................................. 16 A. Secteur énergie .............................................................................................................................16 B. Secteur transport .........................................................................................................................19 C. Secteur bâtiment ......................................................................................................................... 20 D. Secteur industrie .......................................................................................................................... 22 E. Secteur agriculture ...................................................................................................................... 24 4. La construction de scénarios avec TiTAN .................................................................................. 24 A. La démarche de scénarisation .................................................................................................. 24 B. Les éléments de contexte .......................................................................................................... 25 C. Les hypothèses sur le déploiement des technologies .......................................................... 25 D. Les projections de demande ..................................................................................................... 27 E. Les hypothèses sur les émissions hors périmètre et les puits de carbone ....................... 28 F. L?objectif de réduction des émissions de GES ....................................................................... 29 G. Les objectifs hors émissions de GES ........................................................................................ 30 Partie 2 - Une première application : la contribution de TiTAN à la révision de la valeur de l?action pour le climat ............................................................................................................................ 31 1. Un cadrage des simulations cohérent avec la SNBC3 .............................................................. 32 A. Un objectif climatique cohérent avec la SNBC3, exprimé en budget pour assurer une bonne répartition des efforts dans le temps .............................................................................. 33 B. Le cadrage du contexte socio-économique ........................................................................... 35 C. Des potentiels technologiques alignés sur la SNBC3 ........................................................... 39 ? 100 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace 2. La réduction des émissions de GES .............................................................................................. 40 A. Une réduction des émissions par plusieurs mécanismes ..................................................... 40 B. La trajectoire de réduction des émissions selon la forme de la contrainte carbone .... 42 C. Des réductions d?émissions importantes dans tous les secteurs ....................................... 43 3. Le coût d?abattement marginal du système, un indicateur de l?intensité des efforts de décarbonation ...................................................................................................................................... 44 4. La sensibilité du coût d?abattement marginal aux hypothèses de contexte ...................... 47 A. La sensibilité aux hypothèses de prix des énergies fossiles ................................................ 47 B. La sensibilité aux hypothèses sur les puits de carbone........................................................ 49 C. La sensibilité aux hypothèses de sobriété ...............................................................................51 D. Synthèse des tests de sensibilité .............................................................................................. 52 5. Les coûts de la décarbonation ...................................................................................................... 53 A. Périmètre des coûts considérés et nécessité d?un contrefactuel ...................................... 53 B. Le coût de la décarbonation est modéré sous les hypothèses retenues. ........................ 53 C. La répartition des coûts de la décarbonation ....................................................................... 54 6. La transformation du système énergétique ............................................................................... 56 A. L?évolution de la consommation totale .................................................................................. 56 B. La transformation du secteur de production d?énergie ...................................................... 59 C. La transformation des secteurs consommateurs d?énergie ................................................ 62 Conclusion ................................................................................................................................................ 70 ANNEXES .................................................................................................................................................. 71 Annexe 1 ? Structure du modèle TiTAN .......................................................................................... 72 Annexe 2 ? Paramétrage ..................................................................................................................... 75 Paramétrage du secteur énergie ............................................................................................... 76 Paramétrage du secteur bâtiment ........................................................................................... 82 Paramétrage du secteur transport ........................................................................................... 85 Paramétrage du secteur industrie ............................................................................................ 87 Annexe 3 ? Résultats complémentaires .......................................................................................... 92 Bibliographie ............................................................................................................................................ 96 Sigles .......................................................................................................................................................... 98 Table des matières .................................................................................................................................. 99 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 101 ? CGDD, juillet 2025 Coordination éditoriale : Laurianne Courtier Commissariat général au développement durable Service de l?économie verte et solidaire (SEVS) Sous-direction de l?économie et de l?évaluation Tour Séquoia ? 92055 La Défense cedex Courriel : diffusion.cgdd@developpement-durable.gouv.fr www.ecologie.gouv.fr mailto:diffusion.cgdd@developpement-durable.gouv.fr http://www.ecologie.gouv.fr/  Résumé  Sommaire  Introduction  Partie 1 Présentation du modèle TiTAN  Partie 2 Une première application : la contribution de TiTAN à la révision de la valeur de l?action pour le climat  Conclusion << /ASCII85EncodePages false /AllowTransparency false /AutoPositionEPSFiles true /AutoRotatePages /All /Binding /Left /CalGrayProfile (Gray Gamma 2.2) /CalRGBProfile (sRGB IEC61966-2.1) /CalCMYKProfile (U.S. Web Coated (SWOP) v2) /sRGBProfile (sRGB IEC61966-2.1) /CannotEmbedFontPolicy /Warning /CompatibilityLevel 1.6 /CompressObjects /All /CompressPages true /ConvertImagesToIndexed true 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Created PDF documents can be opened with Acrobat and Adobe Reader 7.0 and later.) >> >> setdistillerparams << /HWResolution [600 600] /PageSize [612.000 792.000] >> setpagedevice (ATTENTION: OPTION s perspectives de réduction des coûts des technologies de décarbonation ; ? Une réduction exogène des émissions hors périmètre : la trajectoire des émissions hors du périmètre d?optimisation de TiTAN est fixée de façon exogène comme expliqué plus haut (de 70 MtCO2e/an en 2020 à 7 MtCO2e/an à partir de 2050), et permet une réduction de 39 MtCO2e/an en 2050 par rapport à une évolution tendancielle ; ? Une réduction exogène par la sobriété paramétrée : les leviers de sobriété, intervenant dans les calculs de la demande présentés plus haut, permettent de Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 41 ? réduire les émissions d?encore 46 MtCO2e/an à l?horizon 2050, en supposant ici qu?ils peuvent se déployer indépendamment des investissements optimisés par ailleurs 30 ; ? Le déploiement endogène des technologies de décarbonation : pour respecter la contrainte carbone et satisfaire la demande, TiTAN déploie la combinaison coût- optimale des technologies de décarbonation (à hypothèses technologiques et de demande données). Cette transformation du système énergétique permet en 2050 une réduction supplémentaire de 150 MtCO2e/an si l?objectif ZEN en 2050 est imposé (approche flux), et de 123 MtCO2e/an si la contrainte carbone prend la forme d?un budget équivalent sur un horizon plus étalé (approche budget). Figure 13 : trajectoires d'émissions selon la contrainte carbone, les hypothèses de demande et les hypothèses d?émissions hors périmètre En MtCO2e/an *Tendanciel : scénario sans contrainte carbone, à mode de vie inchangé et à trajectoire des émissions hors périmètre TiTAN tendancielle (d?après scénario AME). La réduction des émissions sur le périmètre TiTAN correspond au potentiel de réduction économiquement rentable sans contrainte carbone. **Baseline : scénario sans contrainte carbone sur le périmètre TiTAN mais avec leviers de sobriété activés (évolution de la demande cohérente à l?AMS) et réduction des émissions des émissions hors périmètre TiTAN. Source : CGDD sur la base de données DGEC et des modélisations TiTAN 30 Les effets de la sobriété sur les investissements ne sont pris en compte que partiellement (par exemple, baisse des besoins d?investissements sur les véhicules particuliers et sur les logements d?un côté et augmentation des besoins sur les infrastructures de transport). De plus, la réduction des émissions induite par les leviers de sobriété telle que mesurée ici ne tient pas compte des effets croisés avec les réductions permises par les investissements optimisés par TiTAN. ? 42 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace La trajectoire de réduction des émissions selon la forme de la contrainte carbone La trajectoire d?émissions qui résulte de l?optimisation de la consommation du budget carbone diffère légèrement de celle suivant les objectifs intermédiaires de la SNBC (en flux), bien que les deux correspondent au même niveau d?émissions cumulées. La trajectoire sous budget carbone apparaît plus ambitieuse à court terme et tend à reculer l?atteinte stricte de la neutralité, avec néanmoins des émissions résiduelles faibles à l?horizon 2050 où 93 % des émissions sont abattues par rapport à 2020 (figure 14). L?optimisation de la consommation du budget carbone conduit ainsi à lisser les efforts dans le temps, en anticipant dès le départ le coût très élevé des toutes dernières actions à mettre en oeuvre pour atteindre la neutralité carbone, et dont la faisabilité reste encore incertaine. Ce décalage des efforts vers le court terme est cependant réalisé sous des hypothèses relativement optimistes sur les capacités d?ajustement du système énergétique, qui ne tiennent pas compte de toutes les barrières au déploiement des solutions de décarbonation. Figure 14 : trajectoire d'émissions dans les scénarios TiTAN en flux et en budget, périmètre SNBC En MtCO2e/an Lecture : le graphique représente les niveaux d?émissions aux différentes dates : dans le scénario où la contrainte est exprimée comme une trajectoire d?émissions a priori (en bleu, simulation en flux) et dans le scénario où la contrainte est exprimée en budget (en orange). Dans ce dernier scénario, les niveaux d?émissions à chaque point résultent de l?optimisation de la consommation du budget des points 2025 à 2060, et une contrainte de flux assure la neutralité des émissions à partir du point 2065. Les émissions au périmètre TiTAN sont ensuite ajoutées aux hypothèses d?émissions hors périmètre TiTAN pour obtenir la trajectoire d?émissions au périmètre SNBC. La SNBC3 n?étant pas encore complètement établie à la date des simulations, la trajectoire d'émissions post-2035 avec contrainte en flux correspond à une interpolation linéaire entre le point 2035 retenu dans le projet de SNBC3 et la neutralité en 2050. Sources : CGDD, modèle TiTAN ; DGEC. Calculs CGDD Par rapport à la trajectoire du scénario en flux, calée sur le projet de SNBC3, la consommation optimale du budget carbone équivalent se traduit par une baisse des émissions plus rapide à court terme et plus lente à long terme. Sur le périmètre TiTAN, l?abattement annuel moyen de 2020 à 2030 est de 14 MtCO2e/an dans le scénario en budget, contre 12 MtCO2e/an dans celui en flux. En revanche, l?abattement moyen de 2030 à 2050 est de 9 MtCO2e/an en budget contre 11 MtCO2e/an en flux. Les émissions nationales sont encore de 27 MtCO2e/an en 2050, dont 14 MtCO2e/an sur le périmètre TiTAN (figure 15). Ces écarts de répartition des efforts dans les simulations ne signifient ni une remise en cause des objectifs fixés dans la SNBC3, ni une incompatibilité stricte du scénario en budget avec ces objectifs. En premier lieu, le modèle a tendance à sous-estimer les contraintes d?ajustement à court terme et donc à surévaluer les possibilités de réduction des émissions à court terme. Par conséquent, il tend aussi à surestimer les possibilités de report de la Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 43 ? neutralité carbone. En second lieu, l?écart d?émissions en 2050 par rapport à l?objectif ZEN reste délicat à évaluer compte tenu de l?ampleur des incertitudes sur le contexte économique, social et technologique à cet horizon. Figure 15 : trajectoires d?émissions de GES par périmètre, scénario en budget En MtCO2e/an Source : CGDD, simulations TiTAN et calculs sur données DGEC Des réductions d?émissions importantes dans tous les secteurs Sans surprise, le scénario TiTAN en budget montre que tous les secteurs doivent réduire drastiquement leurs émissions pour atteindre les objectifs climatiques (figure 16). Le rythme des efforts est relativement homogène entre les secteurs, avec néanmoins certaines disparités. Ainsi, le secteur bâtiment abat ses émissions à un rythme très régulier (entre 6 %/an et 8 %/an de 2025 à 2050), comme le secteur industrie (entre 6 %/an et 10 %/an). Le secteur transport (passagers et fret, hors soutes internationales) est plus lent au démarrage (5,5 %/an en moyenne jusqu?en 2030), avant d?accélérer fortement et d?être le premier secteur à atteindre la quasi-neutralité, dès 2045. Quant aux soutes internationales, leurs émissions stagnent jusqu?en 2035, avant de décroître rapidement grâce aux carburants synthétiques décarbonés puis à l?avion à hydrogène. Dans le scénario en budget, les émissions en 2050 s?élèvent encore à 27 MtCO2e/an, dont 14 MtCO2e/an sur le périmètre TiTAN. Elles se partagent entre le secteur du bâtiment (9 MtCO2e/an), de l?industrie (6 MtCO2e/an), des soutes internationales (4 MtCO2e/an) et du transport (1 MtCO2e/an). L?atteinte de la neutralité stricte est possible notamment grâce à un déploiement important des puits technologiques, qui permet au système énergétique d?afficher un bilan négatif et de de compenser les + 7 MtCO2e/an résiduelles hors périmètre TiTAN. ? 44 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 16 : répartition sectorielle des émissions sur le périmètre TiTAN, scénario en budget En MtCO2e/an Lecture : les émissions liées à la production-distribution d?énergie sont ventilées sur les secteurs aval au prorata de leurs consommations, le secteur énergie n?apparaît donc pas dans cette décomposition. Les émissions sont présentées nettes de la CCS. Source : CGDD, modèle TiTAN 3. LE COÛT D?ABATTEMENT MARGINAL DU SYSTÈME, UN INDICATEUR DE L?INTENSITÉ DES EFFORTS DE DÉCARBONATION La résolution du problème d?optimisation par TiTAN renvoie une trajectoire de coût d?abattement marginal du système (CAMS). Celui-ci est défini comme le coût pour le système optimisé de la dernière tonne de carbone abattue 31 , c?est-à-dire le coût d?abattement complet du levier mobilisé à la marge (en intégrant les « effets système », cf. encadré 9). On peut aussi comprendre cette valeur comme le prix fictif (shadow price) des émissions, c?est à dire le coût unitaire qu?il faudrait leur affecter dans une simulation sans contrainte carbone pour retrouver le niveau d?abattement imposé par cette contrainte. La CAMS correspond ainsi à la valeur de l?action pour le climat (VAC) dans le cadre de TiTAN. Il ne constitue toutefois pas une VAC « clé en main » pour la commission Quinet III. Celle-ci utilise une approche plus complète, combinant les enseignements de la théorie économique, une interprétation raisonnée des résultats chiffrés des modèles, une prise en compte des prospectives technologiques disponibles et d?éventuels éléments additionnels à prendre en compte comme les cobénéfices. 31 Mathématiquement, il s?agit de la valeur de la variable duale associée à la contrainte carbone à l?optimum, ce qui revient à la dérivée de la fonction objectif à l?optimum par rapport au niveau de la contrainte carbone. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 45 ? Le CAMS renseigne également le modélisateur sur la tension du système pour respecter la contrainte carbone dans une configuration donnée du problème. Par exemple, il peut arriver que le modèle renvoie une solution du problème avec un CAMS très élevé (supérieur à plusieurs milliers d?euros). Bien que le problème soit mathématiquement faisable, l?intensité de l?effort requis est alors invraisemblable et invite à reconsidérer le réalisme de l?abattement imposé vis-à-vis des hypothèses technologiques et socioéconomiques. Dans le cas où la contrainte carbone exprimée en budget, la trajectoire de CAMS suit la règle de Hotelling et croît au taux d?actualisation (figure 17). Elle part d?environ 260 ¤2023/tCO2e en 2025 pour atteindre près de 580 ¤2023/tCO2e en 2050 et jusqu?à 790 ¤2023/tCO2e en 2060. Encadré 9 : coût d?abattement marginal du système et coût d?abattement des technologies Le coût d?abattement marginal du système (CAMS) issu de TiTAN ne peut pas être directement comparé au coût d?abattement spécifique d?une technologie. La principale raison est d?ordre méthodologique. Ce qu?on désigne usuellement par « coût d?abattement d?une technologie » correspond à un coût d?abattement microfondé, c?est-à-dire calculé en comparant un déploiement unitaire de la technologie à une situation de référence, sans considérer les impacts sur le reste du système énergétique. Dans la réalité, le déploiement à grande ampleur d?une technologie d?abattement peut avoir des répercussions sur l?ensemble du système, notamment par l?ajustement des coûts des énergies. Par exemple, le déploiement des voitures électriques cause un surcroît de demande d?électricité, impliquant une augmentation de la production d?électricité et donc de son coût. Cela provoque en retour des ajustements de la consommation dans tous les secteurs. Ces « effets système » sont captés dans TiTAN grâce aux contraintes de bouclage offre- demande et à la logique coût-efficacité : le CAMS correspond non seulement au déploiement d?une technologie d?abattement, mais aussi à l?ajustement en conséquence de la configuration optimale dans l?ensemble des secteurs. En pratique, la portée de ces effets système varie d?une technologie à l?autre. Par exemple, l?électrification d?un usage tend à affecter l?ensemble du système énergétique, tandis qu?un changement de procédé industriel à consommation énergétique constante n?a aucune répercussion sur le reste du système. La comparabilité du coût d?abattement marginal du système issu de TiTAN et des coûts d?abattement microfondés doit donc être étudié au cas par cas. De façon plus générale, la comparabilité de deux coûts d?abattements dépend aussi de la cohérence de leurs hypothèses paramétriques (CAPEX/OPEX des technologies, taux d?actualisation, taxes et subventions, coût des énergies, etc.). ? 46 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 17 : coût d?abattement marginal du système optimisé, scénario TiTAN budget En ¤2023/tCO2e Lecture : le coût d?abattement marginal croît au taux d?actualisation du modèle (3,2 %) sur la période du budget carbone, du point 2025 au point 2060. La valeur au point 2065 correspond à la valeur duale de la contrainte sur le flux d?émissions en 2065, qui permet de maintenir la neutralité carbone après le budget. Source : CGDD, modèle TiTAN Dans le scénario où la contrainte carbone est exprimée « en flux », la trajectoire de CAMS diffère fortement de la trajectoire précédente (figure 18). Elle part cette fois d?une valeur initiale faible et croît à un taux non constant et rapidement supérieur au taux d?actualisation pour atteindre un niveau très élevé (proche de 1200 ¤2023/tCO2e) à l?approche de la neutralité carbone. Cette forte pente traduit à la fois l?accélération nécessaire des efforts en fin de période pour compenser des efforts initiaux plus progressifs et la plus grande difficulté à atteindre la neutralité carbone plus tôt et donc avec des technologies moins matures et/ou aux potentiels plus réduits32. Les coûts marginaux à l?atteinte de la neutralité carbone stricte s?avèrent ainsi plus élevé dans la simulation en flux que dans la simulation en budget. Cette trajectoire de CAMS fondée sur une contrainte carbone exprimée en flux se rapproche fortement de celles produites, également sous contrainte de flux, par les modèles technico- économiques TIMES-FR et POLES-Enerdata utilisés par la deuxième commission sur la VAC en 2019 (« commission Quinet II ») 33. Dans le cadre de l?élaboration de la valeur de l?action pour le climat, la forte sensibilité du CAMS à la trajectoire de réduction des émissions que montre la simulation en flux conduit à favoriser une approche budget, de sorte à aboutir à une trajectoire qui n?incite pas au report de ces efforts. 32 Les possibilités technologiques de décarbonation sont améliorées au-delà de 2050 dans les simulations, principalement en relevant les plafonds paramétrés sur les potentiels technologiques. Par exemple, la part de marché maximum des PAC est relevée de 46 % en 2050 à 90 % en 2065. 33 France Stratégie (2019). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 47 ? Figure 18 : émissions du périmètre TiTAN et coût d'abattement marginal du système (CAMS) dans la variante en budget et la variante en flux Émissions en MtCO2e/an et CAMS en ¤2023/tCO2e Lecture : la série « CAMS, TiTAN flux » correspond à la valeur duale de la contrainte sur le flux d?émissions définie à chaque point. Le scénario en flux n?est simulé que jusqu?en 2055. Source : CGDD, modèle TiTAN 4. LA SENSIBILITÉ DU COÛT D?ABATTEMENT MARGINAL AUX HYPOTHÈSES DE CONTEXTE Cette section présente les analyses de sensibilité produites avec TiTAN dans le cadre de la troisième commission sur la valeur de l?action pour le climat (VAC). Celles-ci ont été réalisées en faisant varier un seul élément à la fois et en observant les effets sur le CAMS (la VAC au sens de TiTAN, cf. supra). Le CAMS constitue un indicateur de la « tension » du système énergétique pour respecter la contrainte carbone : plus il est élevé, plus la contrainte carbone est difficile à respecter pour le modèle. Les effets sur les autres variables du modèle n?ont pas été analysés. Les variantes ont été concentrées sur les hypothèses les plus structurantes d?après la littérature et l?expérience des modélisateurs. Elles portent sur le contexte international (prix des énergies fossiles) ou le contexte national (potentiels d?absorption des puits naturels et technologiques, sobriété). Elles ont été calibrées pour correspondre à des chocs importants mais plausibles, en s?appuyant autant que possible sur les valeurs alternatives disponibles dans des sources de référence. Par défauts d?éléments suffisamment robustes, les variantes n?ont pas été probabilisées. La sensibilité aux hypothèses de prix des énergies fossiles Les prix anticipés des énergies fossiles sont très liés au contexte international et au degré d?ambition de réduction des émissions de GES dans les autres pays. De plus, ils ont un effet direct sur la trajectoire optimale de décarbonation et son coût. Pour rendre compte de cet effet, quatre variantes ont été produites : une variante analytique considérant une multiplication par deux du prix des énergies fossiles par rapport aux hypothèses centrales (cadrage de la Commission européenne) et trois variantes reprenant les projections des trois ? 48 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace scénarios-phares de l?AIE 34 (Stated Policies (STEP), Announced Pledges (APS), et Net Zero Emissions by 2050 (NZE)). Ces trois scénarios présentent tous des trajectoires de prix des énergies fossiles inférieures aux projections de la Commission européenne (figure 19). Figure 19 : projection des prix d?approvisionnement en énergies fossiles pour l?Union européenne, selon le cadrage de la Commission européenne et les différents scénarios de l'AIE En ¤2023/MWh Lecture : l?année 2020 du modèle est calibrée sur l?année observée 2019 pour éviter de capter l?effet de la crise du Covid­19. Les valeurs 2050 sont prolongées jusqu?en 2065. Source : AIE, World Energy Outlook 2024, p.90 34IEA, World Energy Outlook 2024, octobre 2024, p.78. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 49 ? Le CAMS est respectivement plus élevé de 19 %, 23 % et 28 % par rapport à la référence dans les variantes alignées sur les scénarios STEP, APS et NZE (tableau 6). En effet, un prix plus bas des énergies fossiles implique que la substitution des énergies fossiles par les renouvelables permet moins d?économies sur les importations d?énergies, ce qui relève mécaniquement le coût d?abattement marginal. Inversement, la variante où le prix des énergies fossiles est multiplié par deux montre une réduction de 28 % du CAMS : plus les énergies fossiles sont chères, moins il est coûteux de s?en passer. Il est important de remarquer que s?il a bien un effet sur le CAMS, le prix des énergies fossiles n?impacte pas nécessairement les décisions d?investissement du modèle. En effet, la neutralité des émissions suppose une disparition quasi-complète des énergies fossiles dans le système énergétique, en dehors des volumes qui peuvent éventuellement être compensés par les puits naturels et technologiques. Puisque le potentiel de ces puits est limité, le modèle doit déployer des technologies qui se passent des énergies fossiles, quel qu?en soit le coût. Tableau 6 : sensibilité du CAMS aux hypothèse de prix des énergies fossiles Scénario CAMS 2030 (¤2023/tCO2e) CAMS 2050 (¤2023/tCO2e) Écart à Central (%) Central 308 578 - PrixFossilex2 222 416 - 28 % AIE-STEP 367 690 + 19 % AIE-APS 377 709 + 23 % AIE-NZE 393 738 + 28 % Lecture : dans la variante « PrixFossilex2 », le prix paramétré des énergies fossiles est multiplié par 2 par rapport à l?hypothèse centrale. En réponse, le CAMS est abaissé de 28 % par rapport au scénario central, soit une valeur de 222 ¤2023/tCO2e en 2030 et de 416 ¤2023/tCO2e en 2050. Source : CGDD, modèle TiTAN La sensibilité aux hypothèses sur les puits de carbone L?atteinte de la neutralité implique par construction que les émissions brutes soient égales à la capacité d?absorption des puits de carbone, naturels et artificiels. Dans ce cadre, on produit deux jeux de variantes distincts, l?une portant sur les puits naturels, l?autre sur les puits technologiques, car ces deux types de puits ne présentent pas les mêmes caractéristiques. Les puits naturels ont un effet mécanique sur la contrainte carbone : renforcer les puits naturels, hors périmètre TiTAN, relâche par construction la contrainte carbone sur les émissions du périmètre TiTAN. De plus, ils sont sans coût pour le modèle. En revanche, les puits technologiques ont un coût pour le modèle. Par conséquent, augmenter leur potentiel ne signifie pas forcément qu?ils vont être mobilisés davantage, cela dépend de leurs coûts et potentiels comparés aux autres options d?abattement. Les chocs sur les puits naturels ont été calibrés arbitrairement pour les chocs intermédiaires, et d?après une récente étude de l?IGN et de la FCBA 35 pour les chocs les plus extrêmes (UTCATF+++ et UTCATF---). Les chocs sur les puits technologiques ont été calibrés pour correspondre respectivement à de petites variations du potentiel de stockage, et à un choc radical (aucun stockage). 35 IGN et FCBA (2024). ? 50 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 7 : sensibilité du CAMS aux hypothèses sur les puits naturels de carbone Scénario Choc sur la cible d'émissions 2050 (Choc sur le budget carbone 2025- 2060) CAMS 2030 (¤2023/tCO2e) CAMS 2050 (¤2023/tCO2e) Écart à Central (%) Central - 308 578 - UTCATF+ + 5 MtCO2e/an (+ 2 %) 291 546 - 6 % UTACTF++ + 10 MtCO2e/an (+ 5 %) 270 507 - 12 % UTCATF+++ + 15 MtCO2e/an (+ 8 %) 260 488 - 15 % UTCATF- - 5 MtCO2e/an (- 2 %) 314 590 + 2 % UTCATF-- - 5 MtCO2e/an (- 5 %) 361 678 + 17 % UTCATF--- - 22 MtCO2e/an (- 13 %) Pas de solution Lecture : dans la variante UTCATF-, les puits naturels sont affaiblis à partir de 2035 pour aboutir à un niveau de - 30 MtCO2e/an en 2050 et au-delà, contre - 35 MtCO2e/an dans le scénario principal. À trajectoire d?émissions nettes inchangée, cela se traduit par une réduction du budget carbone imposé au modèle de 2 %. Le CAMS s?en trouve relevé de 2 %. Source : CGDD, modèle TiTAN Une légère dégradation des puits naturels par rapport à l?hypothèse centrale (UTCATF-) ne relève la trajectoire de de CAMS que de 2 % (tableau 7). En effet le budget d?émissions que doit respecter le modèle n?est que faiblement réduit (- 2 %) par ce choc. Le choc symétrique, correspondant à un léger renforcement des puits naturels, (UTCATF+) réduit le CAMS de 6 %, soit un effet de sens inverse et de plus grande ampleur. Cela suggère que la courbe de coût d?abattement marginal implicite de TiTAN 36 , bien que croissante, est localement non convexe. Cela contredit les hypothèses usuelles sur les fonctions agrégées de coût d?abattement, mais c?est une possibilité qu?autorisent les approches bottom-up. Les variantes traduisant respectivement une dégradation modérée et un renforcement modéré des puits naturels (UTCATF-- et UTCATF++) montrent des effets plus marqués sur le CAMS, de respectivement + 17 % et - 12 %. De plus, on voit qu?à cette échelle le coût d?abattement marginal est globalement convexe : l?effet d?une dégradation des puits (ie. un resserrement du budget carbone) est plus fort que celui d?un renforcement symétrique. Dans l?hypothèse la plus favorable sur un renforcement fort des puits (UTCATF+++), l?effet est de - 15 %, soit assez proche de celui d?un choc moyen (UTCATF++), traduisant un coût d?abattement marginal relativement « plat » à ce niveau d?effort. Enfin, dans l?hypothèse la plus défavorable de forte dégradation des puits naturels (UTCATF---), le problème est infaisable : l?objectif de réduction des émissions ne peut physiquement pas être atteint sous les hypothèses technologiques et économiques retenues, même à des valeurs très élevées du coût d?abattement marginal. S?agissant des puits technologiques37 , trois tests de sensibilité ont été réalisés (tableau 8). Dans les deux premiers tests, le plafond annuel sur le stockage géologique de CO2 a été légèrement ajusté tout le long de la trajectoire, conduisant à un écart relativement modeste sur la capacité de stockage cumulée (+/- 20 % de capacité cumulée sur 2025-2060). Dans le troisième test, le plafond a été fixé à 0 tCO2/an sur toute la trajectoire, interdisant de fait le stockage géologique du CO2. 36 Aucune courbe de coût d?abattement n?est paramétrée dans TiTAN, en revanche on peut révéler sa courbe de coût d?abattement marginal implicite en resserrant progressivement l?objectif d?abattement au cours d?une série de simulations, à reste du paramétrage identique. 37 Les puits technologiques intègrent les technologies de CCUS, de capture atmosphérique (DAC) ? contrainte à 5 MtCO2/an maximum compte tenu de l?incertitude sur sa faisabilité ? et le stockage géologique. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 51 ? Le CAMS réagit faiblement (- 3 %) à une légère augmentation des capacités des puits, et beaucoup plus fortement (+ 11 %) à une légère diminution. La variante sans stockage géologique de CO2 apparaît quant à elle infaisable pour le modèle. Tableau 8 : sensibilité du CAMS aux hypothèses de potentiel de stockage de CO2 Scénario Choc sur la capacité de stockage géologique en 2050 (Choc sur la capacité cumulée 2025-2060) CAMS 2030 (¤2023/tCO2e) CAMS 2050 (¤2023/tCO2e) Écart à Central (%) Central - 308 578 - Stockage+ + 5 MtCO2/an (+ 20 %) 299 561 - 3 % Stockage- - 5 MtCO2/an (- 20 %) 342 642 + 11 % Aucun stockage - 29 MtCO2/an (- 100 %) Pas de solution Lecture : dans la variante Stockage+, la capacité de stockage géologique de CO2 est progressivement renforcée jusqu?à aboutir à 34 MtCO2/an en 2050 et au-delà, contre 29 MtCO2/an dans le scénario Central. Cela correspond à un choc de + 20 % sur la capacité cumulée de stockage géologique. Le CAMS en est abaissé de ? 3 %. Source : CGDD, modèle TiTAN La sensibilité aux hypothèses de sobriété La demande en services énergétiques, exogène dans TiTAN, est alignée dans le scénario central sur le scénario AMS de la SNBC3 (cf. supra). Un test de sensibilité a été réalisé en construisant un jeu alternatif d?hypothèses de demande aligné tant que possible sur le scénario AME 38 de la SNBC3, qui représente une évolution tendancielle de la demande en services énergétiques (cf. annexe 5). Ce test, dit « sans sobriété », aboutit à un coût d?abattement marginal accru de près de 35 % par rapport au scénario central (tableau 9). L?effet de la sobriété est fort : en effet, elle réduit mécaniquement l?abattement à réaliser par le système énergétique, et cela sans coût pour le modèle. Une sobriété forte permet donc d?éliminer le recours aux technologies décarbonées les plus coûteuses, et abaisse in fine le coût d?abattement marginal. Inversement, une sobriété faible augmente le coût d?abattement marginal. Tableau 9 : sensibilité du CAMS aux hypothèses de sobriété Scénario Valeur 2030 (¤2023/tCO2e) Valeur 2050 (¤2023/tCO2e) Écart à Central (%) Central (sobriété généralisée, alignée sur l?AMS) 308 578 - Sans sobriété (demande tendancielle, proche de l?AME) 413 775 + 34 % Source : CGDD, modèle TiTAN 38 Voir Synthèse du scénario avec mesures existantes 2024, DGEC, octobre 2024. ? 52 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Synthèse des tests de sensibilité Plusieurs enseignements peuvent être dégagés des tests de sensibilité réalisés (figure 20): ? Une sobriété généralisée à tous les secteurs réduit beaucoup l?intensité des efforts à faire pour respecter les objectifs d?émissions, et soutient par là leur faisabilité. ? Les effets des puits de carbone, naturels et technologiques, sont importants et non- linéaires : un affaiblissement des puits intensifie beaucoup les efforts à fournir, tandis qu?un renforcement équivalent ne les soulage que faiblement. ? Compte tenu d?un niveau incompressible d?émissions brutes en l?état des prospectives technologiques, les objectifs d?émissions ne sont pas atteignables sans des puits naturels vigoureux et semblent difficilement atteignables sans puits technologiques. ? Le prix des énergies fossiles a un impact fort sur l?intensité des efforts économiques de décarbonation, même s?il ne change rien à sa faisabilité physique. Figure 20 : trajectoires du CAMS dans l?ensemble des variantes réalisées En ¤2023/tCO2e Lecture : chaque courbe correspond à la trajectoire du CAMS dans un test de sensibilité. Le faisceau qui en résulte correspond à la plage de CAMS qui a été explorée lors des tests. La variante PrixFossilesx2 a été écartée de cette synthèse car elle a été produite avec un choc très invraisemblable pour des raisons purement analytiques. Source : CGDD, modèle TiTAN Étant donné qu?on a réalisé les tests sur un seul paramètre à la fois et sans les probabiliser, ils ne constituent qu?une première exploration des incertitudes sur l?intensité des efforts de décarbonation, et sont un préalable à des analyses plus ciblées et approfondies. Celles-ci pourront par exemple étudier les effets de chocs croisés sur les paramètres et analyser les effets sur d?autres variables que le CAMS. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 53 ? 5. LES COÛTS DE LA DÉCARBONATION Périmètre des coûts considérés et nécessité d?un contrefactuel Plusieurs points doivent être précisés pour la bonne compréhension du coût de la décarbonation évalué sur la base des simulations TiTAN : ? Le coût du système minimisé par TiTAN est un coût purement technique : il décrit la dépense à injecter dans le système énergétique pour atteindre des objectifs donnés de réduction des émissions et de satisfaction de la demande, calculée sans tenir compte des effets macroéconomiques. D?autre part, il n?inclut ni les coûts de l?adaptation au changement climatique, ni les cobénéfices de la décarbonation (santé, biodiversité?), ni la variation de bien-être que peut impliquer l?évolution des modes de vie. Enfin, ce coût est déterminé pour l?ensemble du système énergétique, sans s?intéresser à sa répartition entre les différents agents économiques (État, ménages, entreprises, collectivités?). ? Les coûts des réductions d?émissions hors périmètre TiTAN ne sont pas inclus. En particulier, les coûts associés aux réductions des émissions énergétiques de l?agriculture et au renforcement du puits UTCATF ne sont pas inclus. ? Le coût est évalué en écart à un scénario contrefactuel sans contrainte carbone. Il correspond ainsi au surcoût du scénario de décarbonation net des coûts supportés dans le scénario de référence. Cette évaluation se distingue donc fortement des calculs de besoins d?investissements en comparaison à une année de référence (approche retenue par exemple dans le rapport Pisani-Ferry-Mahfouz 39 ou par le panorama des investissements climat d?I4CE 40). En résumé, le coût de la décarbonation tel qu?il est évalué ici ne correspond pas au coût complet de la transition bas-carbone. Il exclut notamment les coûts (positifs ou négatifs) liés à la sobriété et aux réductions d?émissions hors périmètre TiTAN. Il constitue en revanche une évaluation rigoureuse du surcoût « pur » qu?implique la décarbonation de l?ensemble du système énergétique. Le coût de la décarbonation est modéré sous les hypothèses retenues. Afin de révéler le coût strictement associé à la contrainte carbone, le contrefactuel retenu est un scénario où tous les paramètres sont identiques aux scénarios de décarbonation (budget et flux), à l?exception de la contrainte carbone qui est désactivée. Ce contrefactuel comprend donc les mêmes hypothèses de demandes (avec sobriété généralisée, cf. supra) et les mêmes possibilités technologiques que les scénarios de décarbonation, mais en étant libre sur le niveau de ses émissions. On appelle donc ce contrefactuel « scénario libre ». Même sans contrainte carbone, le scénario libre montre un abattement important (- 267 MtCO2e de 2020 à 2050, cf. supra, figure 13), qui s?explique par les hypothèses de sobriété et par la minimisation du coût du système dans un contexte de prix des énergies fossiles élevés. Sous les hypothèses retenues, il existe donc un important potentiel d?abattement à coût négatif ou nul. L?écart de coût entre le scénario en budget et le scénario libre fournit une estimation du coût de la décarbonation du scénario en budget (figure 21). Ce coût est significatif tout au long de la trajectoire, à court terme comme à long terme, bien qu?il reste relativement modéré (+ 12 à + 27 Md¤2023/an). Ce surcoût se compose principalement d?un surplus d?investissement (CAPEX, + 18 Md¤2023/an en moyenne) important dès le début de la trajectoire, ainsi que d?un 39 Pisani-Ferry, Mahfouz, et France Stratégie (2023). 40 I4CE (2023). ? 54 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace surplus croissant de coûts d?opération hors énergie (OPEX, + 9 Md¤2023/an en moyenne). Des économies croissantes sur les approvisionnements en énergie primaire, grâce à la réduction des importations d?énergies fossiles (- 8 Md¤2023/an en moyenne), viennent réduire le surcoût total sans le compenser. Figure 21 : surcoût du scénario en budget par rapport à une variante sans contrainte carbone, par type de coût En Md¤2023/an Lecture : les OPEX présentés correspondent à des coûts d?opération et de maintenance, hors coût des consommation énergétiques. Source : CGDD, modèle TiTAN La répartition des coûts de la décarbonation Les besoins d?investissement supplémentaires se concentrent avant tout dans le secteur énergie (respectivement + 7,4 Md¤/an et + 2,7 Md¤/an en moyenne pour la production et la distribution d?énergie), puis dans le secteur bâtiment (respectivement + 3,5 Md¤/an et + 1,0 Md¤/an pour les équipements et la rénovation thermique) et enfin les transports (+ 3,2 Md¤/an pour les véhicules) - (tableau 10). Les besoins d?investissement dans l?industrie semblent très faibles au regard de l?abattement réalisé par le secteur. Ce paradoxe s?explique notamment par le fait que l?abattement du secteur est en grande partie réalisé par des substitutions entre énergies finales de mêmes natures, qui sont paramétrées comme peu coûteuses en investissement (cf. supra), et par la baisse du contenu carbone des énergies finales, dont le coût est supporté par le secteur énergie. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 55 ? Tableau 10 : surplus d'investissement du scénario en budget par rapport au scénario libre Secteur Principaux postes d?investissements (CAPEX) Surplus moyen de CAPEX (Md¤2023/an) 2025-2030 2035-2050 2055-2065 2025-2065 Énergie Capacités de production + 1,9 + 11,5 + 5,7 + 7,4 Réseaux + 1,6 + 5,6 -0,3 2,7 Stockage de l?énergie - - - - Bâtiment Isolation thermique + 4,6 - - + 1,0 Équipements de chauffage, climatisation et ECS + 1,8 + 0,2 + 8,9 + 3,5 Transport Véhicules + 5,8 + 2,7 + 2,0 + 3,2 Industrie Capacités de production + 0,3 - + 0,2 + 0,1 Total + 16,0 + 16,0 + 20,0 + 16,5 Source : CGDD, modèle TiTAN Le surplus d?OPEX se concentre lui aussi dans le secteur énergie (tableau 11). Il correspond à l?augmentation des coûts d?opération et de maintenance qu?implique l?extension du réseau électrique (+ 2 Md¤/an en 2035 et + 5 Md¤/an à partir de 2045), mais aussi aux coûts de maintenance et d?opération des capacités supplémentaires de production énergétique : éolien et photovoltaïque principalement (+ 2,6 Md¤/an à partir de 2050), thermique décarboné (+ 0,8 Md¤/an) et électrolyse (+ 0,4 Md¤/an). Enfin l?ensemble des activités de capture, distribution et stockage de carbone contribuent de manière significative au surplus d?OPEX du secteur énergie (environ + 1 Md¤/an à partir de 2050). Pour le secteur industrie, la décarbonation n?implique qu?un léger surcoût d?OPEX (+ 0,4 Md¤/an en 2050), tandis qu?elle est quasi-neutre dans le transport (- 0,1 Md¤/an en 2050). Tableau 11 : surplus d'OPEX du scénario en budget par rapport au scénario libre Secteur Principaux postes de coûts d?opération (OPEX) Surplus moyen d?OPEX (Md¤2023/an) 2025-2030 2035-2050 2055-2065 2025-2065 Énergie Capacités de production - 0,3 + 4,3 + 6,5 + 4,0 Réseaux + 0,3 + 4,3 + 6,0 + 4,0 Stockage du CO2 + 0,1 + 0,6 + 1,0 + 0,6 Stockage de l?énergie - - - - Transport Véhicules + 0,8 + 0,1 - 0,9 - 0,1 Industrie Capacités de production + 0,1 + 0,2 + 0,4 + 0,3 Total + 1,0 + 9,5 + 13,0 + 8,8 Source : CGDD, modèle TiTAN Le scénario en budget réalise d?importantes économies sur les approvisionnements en énergies primaires fossiles par rapport au scénario libre (tableau 12). Ces économies sont particulièrement importantes sur les importations de gaz fossile (- 2,5 Md¤2023/an dès 2030, et plus de - 12 Md¤2023/an à partir de 2050). Elles sont moins marquées pour les produits pétroliers (- 2,4 Md¤2023/an en moyenne), qui représentent pourtant les trois quarts de la facture d?importations de fossiles en 2020. En effet, la consommation de ces énergies baisse aussi beaucoup dans le scénario libre du fait d?une électrification importante du parc de véhicules roulants, qui s?avère optimale même sans objectif d?abattement sous les hypothèses technologiques et de prix des fossiles retenues. La décarbonation du système énergétique conduit in fine à se passer presque intégralement des énergies fossiles, la facture des importations d?énergies fossiles de la France dans le scénario en budget passant ainsi de 40 Md¤2023 en 2020 à 3 Md¤2023 après l?atteinte de la neutralité carbone. ? 56 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace L?approvisionnement en biomasse, supposé réalisé uniquement à partir de la production nationale sans recours aux importations, représente un surcoût croissant au cours de la trajectoire (de + 2,1 Md¤2023/an sur 2025-2030 à + 6,2 Md¤2023/an sur 2055-2065), qui reflète la mobilisation accrue de cette énergie. Tableau 12 : surcoût d'approvisionnement en énergies primaires du scénario en budget par rapport au scénario libre Énergie primaire Surcoût d'approvisionnement moyen (Md¤2023/an) 2025-2030 2035-2050 2055-2065 2025-2065 Biomasse + 2,1 + 5,2 + 6,2 + 4,8 Charbon - 0,7 - 1,1 - 1,3 - 1,0 Produits pétroliers - 2,8 - 3,4 - 0,8 - 2,4 Gaz fossile - 2,2 - 9,4 - 13,2 - 9,1 Uranium - 0,0 - 0,1 - 0,0 - 0,1 Total - 3,5 - 8,7 - 9,3 - 7,6 Source : CGDD, modèle TiTAN 6. LA TRANSFORMATION DU SYSTÈME ÉNERGÉTIQUE Les résultats présentés dans cette section sont issus d?une modélisation simplifiée du système énergétique, malgré son niveau de détail, et calculés selon une approche d?optimisation avec anticipations parfaites. Par construction, ils sont donc optimistes sur les possibilités d?ajustement du système énergétique et sur la faisabilité des différentes configurations technologiques. De plus, ces résultats sont dépendants des hypothèses de coûts, de potentiels, de demandes, qui font l?objet de nombreuses incertitudes. Enfin, ils sont déterminés sans considérer les externalités hors changement climatique : salubrité des logements, pollution de l?air, biodiversité? Pour toutes ces raisons, ils ne permettent pas à eux seuls d?établir une prescription de politique énergétique, mais ils peuvent constituer des éléments d?aide à la décision. L?évolution de la consommation totale La substitution quasi-complète des énergies fossiles est un des principaux traits de l?évolution de la consommation finale totale dans le scénario en budget. La consommation primaire (figure 22) de produits pétroliers et celle de charbon baissent dès 2025 et de façon continue, jusqu?à un niveau quasi-nul à long terme (- 99 % de 2020 à 2050 pour les produits pétroliers et - 98 % pour le charbon). Des consommations résiduelles subsistent cependant, respectivement dans le transport aérien et l?industrie (10 TWh/an de pétrole et 2 TWh/an de charbon en 2050). Le cas du gaz fossile est différent : sa consommation diminue moins rapidement, et se maintient à un niveau important en 2050 (- 69 % de 2020 à 2050, soit 130 TWh/an résiduels). Elle baisse encore en 2060, à l?atteinte de la neutralité, tout en restant significative (46 TWh/an résiduels en 2060). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 57 ? Figure 22 : consommation d'énergie primaire En TWh/an Note : la consommation de chaleur de l?environnement n?est pas représentée. Source : CGDD, modèle TiTAN La substitution des énergies fossiles dans la consommation finale est principalement réalisée par l?électrification (figure 23). La part de l?électricité dans le mix énergétique final passe ainsi de 25 % en 2020 à 56 % en 2050, et progresse même au-delà grâce à la baisse de la consommation finale totale. Si la consommation d?électricité est en quasi-stagnation à court- terme (croissance de + 0,3 %/an en jusqu?en 2030), elle connaît une croissance soutenue de 2030 à 2050 (+ 1,6 %/an en moyenne), avant de se stabiliser. Figure 23 : consommation d'énergie finale En TWh/an Note : pour l?industrie, la consommation finale représentée est celle à usage énergétique seulement, à l?exception de la filière sidérurgie et de la filière ammoniac pour lesquels la consommation à usage matière de charbon (coke) d?une part, et celle de gaz naturel et d?hydrogène d?autre part sont prises en comptes. Source : CGDD, modèle TiTAN ? 58 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace D?autres vecteurs énergétiques viennent compléter la substitution des énergies fossiles, notamment pour les usages difficiles à électrifier. Ainsi, la consommation de biocarburants double presque de 2020 à 2045 (de 44 à 85 TWh/an), portée par tous les modes de transport, avant de redescendre légèrement jusqu?en 2055 (75 TWh/an) pour rester concentrée dans l?aérien, le transport maritime international et l?agriculture. La biomasse solide voit sa consommation augmenter légèrement à court terme (de 85 TWh/an en 2020 à 98 TWh/an en 2030) pour l?industrie et le chauffage des bâtiments, puis diminuer (76 TWh/an en 2050) à mesure que l?électrification de ces usages progresse et qu?elle est réaffectée vers d?autres usages à plus haute valeur. Notamment, la production de chaleur de réseau haute température biosourcée, couplée à de la CCS, permet de capturer du carbone biogénique pour réaliser des émissions négatives nécessaires au respect de la contrainte carbone 41, tout en se substituant aux énergies fossiles dans l?industrie et le chauffage des bâtiments. Le gaz biosourcé reste quant à lui peu mobilisé : sa consommation stagne sur l?essentiel de la trajectoire (de 9 TWh/an en 2020 à 11 TWh/an en 2050), avant d?augmenter légèrement à l?atteinte de la neutralité pour se substituer en partie au gaz fossile (23 TWh/an en 2060). Enfin, l?hydrogène et les carburants synthétiques dérivés émergent progressivement à partir de 2035, jusqu?à constituer une part significative de la consommation totale (7 % du mix final en 2050, soit 73 TWh/an, soit). L?hydrogène est d?abord consommé par l?industrie, puis également par le transport aérien à partir de 2045 grâce à l?apparition de l?avion à hydrogène, où il s?ajoute aux carburants synthétiques déjà en usage. Tous vecteurs confondus, la consommation d?énergie finale diminue de façon rapide (- 374 TWh/an de 2020 à 2030) et soutenue (- 675 TWh/an de 2020 à 2050). Cette réduction résulte de trois leviers complémentaires : les hypothèses de sobriété sur la demande en service énergétique, les efforts d?efficacité à vecteur énergétique constant 42 , et la substitution des énergies fossiles par l?électricité, plus efficace 43. Une grande partie de cette réduction est spontanée (- 445 TWh/an en 2050, figure 24) car considérée comme rentable par le modèle, mais la sobriété y contribue également de façon significative (- 197 TWh/an en 2050). La consommation d?énergie primaire diminue également, mais proportionnellement moins que la consommation finale (respectivement - 33 % et - 38 % de 2020 à 2050). En effet, la baisse de la consommation primaire induite par l?efficacité énergétique et l?électrification est mitigée par le déploiement de nouvelles chaînes énergétiques peu efficaces, mais nécessaires pour la neutralité (notamment hydrogène, carburants synthétiques et carburants biosourcés). 41 Le facteur d?émission retenu pour la biomasse est nul, ce qui permet d?obtenir des émissions négatives avec les technologies de BECCS (bio-energy with carbon capture and storage). Cette convention comptable peut ne pas tenir si les prélèvements de biomasse participent à la dégradation du puits UTCATF, notamment en ce qui concerne la forêt. Cependant, les interactions entre prélèvement de biomasse et puits UTCATF ne sont pour l?instant pas modélisées dans TiTAN en raison de leur complexité et du manque de consensus scientifique. 42 L?efficacité énergétique à vecteur énergétique constant correspond par exemple à l?isolation des bâtiments sans changement d?équipement de chauffage, à la réduction de la consommation des véhicules à type de motorisation donnée et à la réduction de la consommation d?énergie des équipements industriels à procédé et vecteur énergétique constant. 43 Pour un même usage, le rendement « énergie utile/énergie finale » des appareils électriques est souvent meilleur que celui de leurs analogues thermiques. Par exemple, les véhicules électriques ont un rendement « de la charge aux roues » de l?ordre de 80- 95 %, contre 20-40 % pour les véhicules thermiques. De même, une chaudière à gaz a un rendement de l?ordre de 80-110 %, contre près de 300 % pour une pompe à chaleur. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 59 ? Figure 24 : consommation d'énergie finale selon les projections de demande et la contrainte carbone En TWh/an *Tendanciel : scénario sans contrainte carbone, à mode de vie inchangée et à trajectoire des émissions hors périmètre TiTAN tendancielle (d?après scénario AME). Étant donné que ce scénario est le résultat de l?optimisation libre du système énergétique (sans contrainte sur les émissions ou la consommation d?énergie), la réduction de la consommation correspond au potentiel d?économies d?énergies rentables. **Baseline : scénario sans contrainte carbone mais avec leviers de sobriété actifs (évolution de la demande cohérente à l?AMS). L?écart avec le scénario « tendanciel » correspond à l?effet de la sobriété. Source : CGDD, modèle TiTAN La transformation du secteur de production d?énergie L?évolution de la production d?énergie est en miroir de l?évolution de la consommation : elle est marquée par une forte augmentation de la production électrique, la quasi-disparition des énergies fossiles et une mobilisation accrue de la biomasse et des carburants décarbonés. La production électrique (figure 25) est en quasi-stagnation de 2020 à 2030 (+ 13 TWh/an), puis connaît un développement important de 2030 à 2050 (+ 294 TWh/an) avant une phase de plateau. La part du nucléaire dans le mix passe de 72 % en 2020 à 33 % en 2050 et au-delà : de nouvelles centrales nucléaires entrent en service à partir de 2040 (figure 26) mais sans aller jusqu?à remplacer complètement le parc historique. Les énergies renouvelables assurent donc à la fois le remplacement de la production nucléaire non renouvelée et la production supplémentaire. L?éolien est le plus mobilisé, à la fois sur terre (+ 1,8 GW/an en moyenne de 2020 à 2050) et en mer (+ 1,7 GW/an en moyenne de 2025 à 2050), jusqu?à constituer plus de 40 % de la production en 2050. Le photovoltaïque est mobilisé plus tard (+ 5,3 GW/an de 2035 à 2050) et dans une moindre mesure (15 % de la production en 2050), du fait d?hypothèses relativement plus pessimistes sur son potentiel 44 . Le reste du mix en 2050 et au-delà correspond à l?hydroélectrique (7 % en 2050), qui se maintient à son niveau historique, ainsi que de petites parts de gaz fossile (1,4 % en 2050) et de biogaz (1,0 % en 2050). L?intensité carbone de l?électricité (cf. annexe 3), déjà très basse en 2020 (33 gCo2e/kWh), est donc quasiment nulle à terme. 44 Il convient de rappeler que les potentiels des différents moyens de production sont plafonnés de façon étroite tout au long de la trajectoire. Le mix qui en résulte n?est donc optimal qu?au sein d?un champ restreint des possibles. ? 60 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 25: production totale d'électricité par technologie En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN L?augmentation de la part des énergies renouvelables intermittentes dans le mix électrique a pour corollaire d?augmenter les besoins de flexibilité. Étant donné que les flexibilités de la demande ne sont pas modélisées (pas d?effacement, ni de smart-grid ni de vehicle-to-grid) et que les capacités hydroélectriques et de STEP sont plafonnées à leur niveau historique, la réponse du modèle est d?augmenter fortement les capacités de production pilotables (de 20 GWe en 2020 à 39 GWe en 2050, figure 26), principalement de thermique à gaz (+ 20 GWe) et secondairement de thermique à hydrogène (+ 2 GWe). Aucun investissement dans les batteries n?est réalisé, bien qu?il soit possible. Paradoxalement, la production annuelle des capacités thermiques pilotables diminue de 2020 à 2050 (38 TWh/an à 16 TWh/an), en dépit de l?augmentation des capacités. L?analyse de la production journalière indique que l?appel des centrales thermiques est en effet moins fréquent, mais correspond à des pics de puissance plus élevés (cf. annexe 3). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 61 ? Figure 26 : capacités de production électrique En GW électrique Lecture : les valeurs correspondent aux capacités disponibles et non aux capacités effectivement en service. Par exemple, des capacités de centrales au charbon et au fioul sont disponibles jusqu?en 2045, mais sont effectivement hors service dès 2030 avec des productions inférieures à 0,1 TWh/an. Source : CGDD, modèle TiTAN La capture de CO2 (figure 27) représente des volumes importants dès 2030 (6 MtCO2/an), qui augmentent rapidement jusqu?en 2050 (31 MtCO2/an). Le CO2 capté vient principalement de la production d?énergie, en l?occurrence la méthanisation et la production de chaleur de réseau de haute température biosourcée. La capture d?émissions de procédés industriels n?est que très peu mobilisée, alors qu?elle est souvent présentée comme un levier pertinent pour la réduction des émissions industrielles. Ce résultat contre-intuitif peut s?expliquer en comparant la valeur de l?option « capture de CO2 biogénique dans le secteur énergie + stockage géologique » à celle de l?option « capture d?émissions de procédés + stockage géologique ». La première option co-produit de l?énergie et des émissions négatives 45 qui peuvent annuler les émissions de procédés ; tandis que la deuxième option annule les émissions de procédés mais sans co-production d?énergie, et semble donc moins intéressante. Ce résultat peut cependant être interrogée en rappelant que la pertinence économique de la chaîne CCUS dépend aussi de la dispersion géographique des productions ciblées et de la taille des unités de production 46, des facteurs dont la modélisation ne tient pas compte ici. La capture directe de carbone atmosphérique (DAC) est déployée à partir de 2040, jusqu?à représenter des volumes significatifs en 2050 (7 MtCO2/an), et cela malgré sans coût énergétique élevé (11 TWh/an de chaleur haute température et 3 TWh/an d?électricité en 2050). Le CO2 capté est principalement destiné au stockage géologique, et son origine presque entièrement biogénique ou atmosphérique permet d?obtenir d?importantes émissions négatives. La consommation du CO2 capté ne représente qu?une part mineure du flux capté et elle sert uniquement à produire du kérosène synthétique décarboné par combinaison avec de l?hydrogène vert. Cet usage atteint un pic vers 2040, pour abattre les émissions de l?aviation en attendant la montée en puissance de l?avion à hydrogène, et diminue ensuite. 45 Sous la convention comptable retenue, le facteur d?émission de la biomasse est nul et les technologies de bioénergie couplées à la capture et au stockage de CO2 (BECCS) permettent d?obtenir des émissions négatives. 46 CRE (2024) ? 62 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 27 : volumes de CO2 capté et utilisé, par source et par usage En MtCO2/an Source : CGDD, modèle TiTAN La transformation des secteurs consommateurs d?énergie Cette partie présente des résultats détaillés pour chaque secteur consommateur d?énergie : évolution de la consommation d?énergie par usage, principales technologies de décarbonation mobilisées, efforts d?efficacité énergétique? Les bâtiments La consommation d?énergie de chauffage des bâtiments résidentiels (figure 28) est dominée en 2020 par le gaz fossile (119 TWh/an) et l?électricité (81 TWh/an), avec des parts significatives de bois (72 TWh/an) et de fioul (44 TWh/an). La consommation de fioul décroît très rapidement de 2020 à 2030 (- 34 TWh/an), mais ne disparaît qu?après 2040, le modèle trouvant coût-efficace de maintenir quelques chauffages au fioul dans les logements les mieux isolés. La consommation de gaz diminue rapidement de 2020 à 2030 (- 34 TWh/an), à la fois grâce à sa substitution par les PAC et la chaleur de réseau (figure 29), et grâce à des travaux d?isolation ciblant les logements les plus mal isolés. La consommation de gaz fossile continue de diminuer (43 TWh/an en 2050) grâce au remplacement des chaudières gaz par des PAC et par le chauffage urbain. La contrainte sur la part de marché maximum des PAC est levée de 2050 à 2060 sous hypothèse de progrès technologique et économique de la filière, le modèle choisit alors de s?en servir pour remplacer complètement les dernières chaudières à gaz. Les chauffages à électricité-joule sont remplacés par des PAC et des chauffages urbains dès 2030 (figure 29), et ont complètement disparu après 2050. La part des logements chauffés au bois est relativement stable jusqu?en 2050, mais la consommation diminue sous les effets du progrès technique des chaudières bois et de l?isolation des logements (20 TWh/an en 2050). La consommation d?énergie de chauffage des bâtiments tertiaires connaît une trajectoire assez semblable à celle des bâtiments résidentiels, avec une mobilisation légèrement plus forte de la chaleur de réseau en raison d?un potentiel technico-économique supérieur (plus grande taille des bâtiments et localisation plus concentrée dans les zones denses). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 63 ? Figure 28 : consommation finale de chauffage des bâtiments résidentiels En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Figure 29 : parc résidentiel par énergie de chauffage principale En millions de logements Lecture : l?énergie « Gaz » correspond ici à un mélange de gaz fossile et de gaz biosourcé. Source : CGDD, modèle TiTAN Les parcs résidentiel et tertiaire connaissent une forte amélioration de leurs performances énergétiques respectives au cours de la trajectoire (figure 30), mais ils restent relativement hétérogènes et comportent encore des « passoires thermiques » (étiquettes énergie du DPE en « F » ou « G ») à long terme. Le modèle choisit de réaliser des travaux d?isolation de 2020 à 2030, avec en moyenne respectivement 131 000 logements/an pour le résidentiel et 30 000 bâtiments/an pour le tertiaire. Ces volumes peuvent sembler modestes, mais du fait de l?optimisation technico-économique leurs effets sont importants. Les travaux sont en effet ciblés sur les classes d?isolation « F? » et « E? » 47 et correspondent à des rénovations plus profondes que celles observées dans le passé (2,3 sauts de classe d?isolation TiTAN en 47 Le modèle distingue la classe d?isolation du bâtiment, indiquée par une lettre suivie d?un prime (X?), et la performance énergétique globale du bâtiment qui inclut aussi la performance du système de chauffage et correspond au DPE. On approxime l?étiquette énergie du DPE, avec un biais négatif, selon la règle suivante : on prend « étiquette énergie du DPE = classe d?isolation » pour tous les systèmes de chauffage, à l?exception du chauffage électricité-Joule, pour lequel on dégrade la classe d?isolation de deux rangs. Par exemple, un logement de classe d?isolation « C? » correspond à peu près à un logement d?étiquette énergie du DPE « C » lorsqu?il est équipé d?une chaudière gaz, d?un poêle à bois ou d?une PAC et à un logement d?étiquette énergie du DPE « E » lorsqu?il est équipé d?un chauffage électricité-joule. ? 64 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace moyenne sur 2020-2030, contre 1,3 en 2020). Les travaux d?isolation cessent complètement après 2030, l?amélioration de la performance énergétique du parc est ensuite uniquement le fait des changements d?équipements et du renouvellement des bâtiments par les constructions et destructions. Ce dernier phénomène, sous l?hypothèse d?une destruction systématique des bâtiments les plus mal isolés à raison de 1,2 % du parc par an 48, est un puissant canal d?amélioration des performances thermiques, qui explique le maintien des « passoires thermiques » dans le parc (figure 30). En effet, en considérant uniquement un objectif de réduction des émissions, le modèle trouve peu efficace de payer les coûts de l?isolation des bâtiments « passoires » alors qu?ils peuvent être détruits à terme et remplacés par des bâtiments neufs très performants. Figure 30 : composition des parcs résidentiel et tertiaire par étiquette énergie du DPE (approximation conservative) En % Source : CGDD, modèle TiTAN Les autres usages énergétiques du bâtiment sont déjà largement électrifiés en 2020 (figure 31), une situation qui s?accentue jusqu?en 2050 (de 145 TWh/an à 160 TWh/an), où le gaz ne joue plus qu?un rôle résiduel (13 TWh/an). La maîtrise de la demande et le passage à des équipements plus efficaces (notamment PAC air-air réversibles et chauffe-eau thermodynamiques (CET)) conduit à une baisse significative de la consommation totale (de 212 TWh/an en 2020 à 179 TWh/an en 2050), malgré l?augmentation de la consommation de la climatisation. L'eau chaude sanitaire (ECS) se débarrasse très vite du fioul et plus progressivement du gaz fossile, au profit de l'électricité (22 TWh/an en 2050) et des réseaux de chaleur (4 TWh/an en 2050). La consommation totale pour l?ECS diminue légèrement grâce à la sobriété et à la diffusion des CET. La consommation d?électricité pour la climatisation est influencée à la hausse par la part croissante de logements équipés et la hausse des températures ; et à la baisse par l?efficacité accrue des équipements (notamment des PAC air-air réversibles) et la sobriété sur le confort d?été. La combinaison de ces facteurs conduit à une augmentation plutôt modérée de la consommation de la climatisation, de 14 TWh/an en 2020 à 29 TWh/an en 2050. La cuisson est quant à elle fortement électrifiée (28 TWh/an). Enfin, la consommation d?électricité spécifique décroit significativement, de 107 TWh/an en 2020 à 81 TWh/an en 2050, sous l?hypothèse d?une modération des usages et de gains d?efficacité des appareils électriques domestiques. 48 Cette hypothèse ne tient pas compte de l?impossibilité de destruction pour les bâtiments situés en zone patrimoniale. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 65 ? Figure 31 : consommation finale des usages énergétiques des bâtiments hors chauffage (résidentiel et tertiaire confondus) En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Le transport La consommation d?énergie du transport de passagers (figure 32) est à terme massivement électrifiée, les biocarburants jouant plutôt un rôle de transition. L?aérien est en 2050 le seul poste important de consommation de biocarburants, d?hydrogène et de carburants synthétiques. La substitution des véhicules thermiques par les électriques participe, avec l?efficacité énergétique et la sobriété, à une réduction drastique de la consommation finale du secteur (de 373 TWh/an en 2020 à 115 TWh/an en 2050). Les voitures constituent de très loin le principal poste de consommation du transport de passagers. En 2020, elles consomment 245 TWh/an de carburants fossiles, mais dès 2030 l'adoption de carburants biosourcés et de l'électricité s'accélère. En 2050, l'électricité domine le mix (53 TWh/an), le fossile a disparu et les biocarburants ne font plus que l?appoint. Le transport collectif routier connaît une trajectoire similaire : initialement très dépendant des carburants fossiles (8 TWh/an en 2020), il adopte progressivement l'électricité et les carburants biosourcés. En 2050, l'électricité est la composante principale de son mix (4 TWh/an), avec le carburant biosourcé et l?hydrogène en appoints. Le transport collectif ferroviaire est déjà largement électrifié en 2020 (5 TWh/an) et le reste (8 TWh/an en 2050). Enfin, le transport aérien de passagers (dont international), le deuxième poste de consommation du secteur, commence à intégrer des carburants biosourcés dès 2030 (6 TWh/an en 2030) et synthétiques à partir de 2040. Sous l?hypothèse de la disponibilité de l?avion à hydrogène à partir de 2040, il commence à consommer cette énergie entre 2040 et 2050 (33 TWh/an), réduisant drastiquement sa consommation de carburants fossiles à terme (87 TWh/an en 2020 versus 9 TWh/an en 2050). ? 66 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 32 : consommation finale du transport de passagers, par mode En TWh/an Lecture : « 2RM » signifie « deux-roues motorisés », « TC » signifie « transports en commun ». Source : CGDD, modèle TiTAN La consommation d?énergie du fret (figure 33) évolue vers un mix largement décarboné, équilibré entre électricité et biocarburants, avec des situations contrastées selon les modes. Le transport maritime maintient cependant une consommation significative de gaz fossile à long terme. La substitution des véhicules thermiques par les électriques participe, avec l?efficacité énergétique et la sobriété, à une réduction importante de la consommation finale du secteur (de 248 TWh/an en 2020 à 116 TWh/an en 2050). Les poids lourds, consommant presque exclusivement des carburants fossiles en 2020 (75 TWh/an), s'électrifient progressivement à partir de 2030 et jusqu?en 2050 (24 TWh/an). Leur consommation de biocarburants augmente légèrement jusqu?en 2040 (10 TWh/an), ce qui permet d?abattre des émissions avant que l?électrification monte à pleine puissance. Cette consommation redescend ensuite à un niveau modeste en 2050 (8 TWh/an), qui correspond aux trajets longue distance pour lesquels l?autonomie des poids lourds électriques n?est pas suffisante. Les véhicules utilitaires légers connaissent une évolution similaire, passant d?un mix dominé par le fossile (98 TWh/an en 2020) à un mix très électrifié (26 TWh/an en 2050). Leur électrification est plus profonde que celle des poids lourds, en raison de leur usage préférentiel pour les trajets courte distance pour lesquels l?autonomie des batteries suffit. Le transport fluvial et maritime (dont international) commence par substituer le gaz fossile au fioul en 2030, avant d?adopter le carburant biosourcé et l?hydrogène à partir de 2040. Il consomme encore une quantité importante de gaz fossile en 2050 (11 TWh/an). L?aérien commence à adopter les carburants biosourcés dès 2030 (0,3 TWh/an), puis les carburants synthétiques et l'hydrogène, réduisant progressivement la dépendance aux fossiles (0,5 TWh/an en 2050). Enfin, les engins agricoles commencent à adopter les carburants biosourcés dès 2030 (4 TWh/an), jusqu?à ne plus consommer que cette énergie en 2050 (25 TWh/an). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 67 ? Figure 33 : consommation finale du fret, par mode En TWh/an Lecture : « 2RM » signifie « deux-roues motorisés », « VUL » signifie « véhicules utilitaires légers ». Source : CGDD, modèle TiTAN L?industrie La consommation finale49 de l?industrie est assez diversifiée en 2020 (figure 34) : gaz fossile (129 TWh/an), électricité (118 TWh/an) et charbon (75 TWh/an) forment l?essentiel du mix, et sont complémentés par le fioul (16 TWh/an), la chaleur de réseau (15 TWh/an) et la biomasse solide (10 TWh/an). Le charbon, très émetteur de CO2, est principalement consommé par la sidérurgie et les cimenteries. Il est fortement substitué dès 2030 (- 53 TWh/an), par l?électricité et l?hydrogène dans la sidérurgie et par la biomasse dans les cimenteries. La sidérurgie en particulier ne consomme plus de charbon en 2050, toute la production étant assurée par des fours à arc électrique et avec des sources non fossiles de carbone matière. La consommation totale de gaz fossile diminue fortement dès 2030 (- 34 TWh/an), substituée par la biomasse solide et la chaleur de réseau ? et secondairement l?électricité ? dans de nombreuses filières, notamment la pétrochimie (- 9 TWh/an) et autres chimies (- 6 TWh/an), les IAA (- 12 TWh/an) et les papier-pâtes (- 4 TWh/an). La substitution du gaz fossile se poursuit dans toutes les filières jusqu?en 2050 (38 TWh/an) et au-delà, en accordant une part de plus en plus importante à l?électricité (213 TWh/an en 2050). L?hydrogène est consommé en grande quantité à partir de 2040 (18 TWh/an), principalement par la sidérurgie pour la réduction directe du minerai de fer, mais aussi par d?autres filières pour les besoins de haute température (papier-pâtes, verres, etc.). Sa part dans le mix à long terme reste cependant modeste (28 TWh/an en 2050, soit 8 % du mix). 49 On rappelle que la consommation d?énergie pour des usages non énergétiques n?est pas prise en compte, à l?exception de la filière acier (consommation de charbon pour carbone matière et de gaz fossile ou hydrogène pour la réduction directe) et de la filière ammoniac (consommation de gaz fossile ou d?hydrogène comme précurseurs de la molécule). ? 68 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 34 : consommation finale à usage énergétique de l'industrie En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Malgré les hausses de production qu?impliquent les hypothèses de réindustrialisation sur la plupart des filières, la consommation finale totale de l?industrie est relativement stable à long terme (de 367 TWh/an en 2020 à 374 TWh/an en 2050) grâce à des efforts d?efficacité énergétique. En effet, toutes les filières réduisent significativement leur consommation finale unitaire (tableau 13). Ces gains d?efficacité de 2020 à 2050 se situent entre 8 % et 11 % pour la plupart des filières, et dépassent les 15 % dans la sidérurgie, le ciment et l?aluminium. Tableau 13 : consommation finale unitaire par filière En MWh/t de produit fini Filière 2020 2030 2040 2050 2060 Écart 2020-2050 Pétrochimie 10,64 9,98 9,71 9,52 9,42 - 11 % Aluminium 11,40 8,40 8,88 9,48 9,41 - 17 % Ammoniac 5,02 5,69 5,23 4,55 4,49 - 10 % Autres chimies 5,06 4,70 4,42 4,53 4,47 - 11 % Chlore 4,17 4,70 4,15 3,77 3,72 - 10 % Sidérurgie 4,56 3,38 3,46 3,65 3,52 - 20 % Papier-pâtes 3,25 3,07 2,91 2,90 2,87 - 11 % Verre 2,68 2,80 2,67 2,47 2,44 - 8 % Équipement 2,52 2,10 2,14 2,27 2,24 - 10 % Sucre 2,07 2,01 1,86 1,79 1,77 - 14 % Autres non métalliques 1,36 1,29 1,21 1,24 1,23 - 9 % Ciment 1,14 0,96 0,97 0,92 0,92 - 19 % Autres autres (textiles, etc.) 1,04 0,99 0,94 0,93 0,92 - 10 % Autres métaux primaires 1,06 0,95 0,89 0,95 0,94 - 10 % Construction 0,74 0,70 0,66 0,67 0,66 - 10 % Autres IAA 0,30 0,27 0,25 0,26 0,26 - 15 % Source : CGDD, modèle TiTAN La décarbonation des vecteurs énergétiques, l?efficacité énergétique et la réduction des émissions de procédés conduisent à des réductions très importantes des facteurs d?émissions pour toutes les filières de l?industrie (tableau 14). La décarbonation des vecteurs et l?efficacité accomplissent la plus grande part de cet effort. Notamment, la chaleur de réseau haute Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 69 ? température pour l?industrie est entièrement produites par BECCS, ce qui lui confère un contenu carbone fortement négatif. De plus, les émissions de procédés ne représentent qu?une faible part des émissions de l?industrie en 202050 (13 MtCO2e d?émissions de procédés contre 67 MtCO2e d?émissions énergétiques), et sont relativement peu réduites en 2050 (9 MtCO2e/an). L?effort de réduction des émissions de procédés est principalement supporté par les filières ciment, ammoniac et sidérurgie. Tableau 14 : facteur d?émissions (énergie + procédés) par filière, nets de la CCS sur site et en amont En kgCO2e/t de produit Filière 2020 2030 2040 2050 2060 Écart 2020-2050 Pétrochimie 2061 1030 337 115 - 152 - 94 % Aluminium 1910 1233 233 252 112 - 87 % Sidérurgie 1544 847 506 242 109 - 84 % Ammoniac 1202 1255 1033 733 200 - 39 % Autres chimies 1013 354 104 21 -142 - 98 % Ciment 771 330 331 304 303 - 61 % Verre 732 609 409 230 168 - 69 % Sucre 526 188 95 65 12 -88 % Autres non métalliques 454 361 289 283 217 - 38 % Papier-pâtes 333 122 - 8 - 91 - 90 - 100 % Équipement 313 168 64 - 40 - 96 - 100 % Construction 170 101 59 28 17 - 84 % Chlore 171 81 41 41 20 - 76 % Autres autres (textiles, etc.) 149 72 13 - 51 - 70 -100 % Autres métaux primaires 105 50 22 3 - 1 - 97 % Autres IAA 40 18 - 3 - 18 - 17 - 100 % Lecture : les facteurs d?émissions présentés sont nets de la capture et du stockage de carbone réalisés sur le site de production et pendant la production de l?énergie consommée. L?écart 2020-2050 a été fixé à -100 % lorsque les émissivités sont négatives en 2050. Source : CGDD, modèle TiTAN 50 Ce volume d?émissions de procédés peut sembler faible au regard des inventaires nationaux (41 MtCO2e/an en 2018 selon le CGDD : www.notre-environnement.gouv.fr/themes/climat/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-et-l-empreinte-carbone- ressources/article/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-du-secteur-de-l-industrie-manufacturiere). Le paramétrage du secteur industrie de TiTAN s?améliorera au fur et à mesure de la publication des plans de transition sectoriels de l?Ademe et de leur intégration dans le paramétrage. https://www.notre-environnement.gouv.fr/themes/climat/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-et-l-empreinte-carbone-ressources/article/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-du-secteur-de-l-industrie-manufacturiere https://www.notre-environnement.gouv.fr/themes/climat/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-et-l-empreinte-carbone-ressources/article/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-du-secteur-de-l-industrie-manufacturiere ? 70 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Conclusion Les simulations produites avec TiTAN pour la révision de la valeur de l?action pour le climat montrent que l?atteinte de la neutralité nette des émissions française vers 2050 est techniquement possible à des coûts raisonnables, sous les hypothèses combinées d?une sobriété généralisée, d?un renforcement du puits UTCATF par rapport au présent et de la disponibilité de certaines technologies de rupture (CCS, avion à hydrogène, etc. ). Toutefois, les variantes produites en relâchant une de ces hypothèses toutes choses égales par ailleurs montrent que l?atteinte de l?objectif de décarbonation y est très sensible : l?effort nécessaire devient très intense sous l?hypothèse d?une évolution tendancielle des modes de vie, tandis qu?une dégradation trop importante du puits UTCATF ou une indisponibilité du stockage géologique de carbone empêchent le modèle de trouver une solution. Ces résultats soulignent l?importance pour l?action publique de mobiliser l?ensemble des leviers disponibles pour atteindre l?objectif de décarbonation que la France s?est fixée. Il s?agit notamment de soutenir et d?inciter à des modes de vie plus sobres d?une part, ainsi qu?à soutenir le développement des technologies de rupture, en particulier d?émissions négatives, d?autre part. Plus généralement, l?optimisation des efforts de décarbonation montre l?importance d?agir dès aujourd?hui et dans l?ensemble des secteurs, au risque, dans le cas contraire, d?augmenter significativement le coût de la transition. La version de TiTAN présentée dans ce document n?est pas définitive. Le modèle et ses données d?entrée ont vocation à être améliorés en continu, sur des aspects déjà identifiés comme perfectibles (paramétrage du secteur industrie, réseaux de CO2 et d?H2, flexibilité des moyens de production, etc.), mais aussi pour répondre aux besoins rencontrés lors des utilisations futures. Ce travail d?amélioration continue pourra être facilité par la mise en libre accès intégrale du modèle (code, paramétrage, notices) courant 2025. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 71 ? ANNEXES ? 72 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace ANNEXE 1 ? STRUCTURE DU MODÈLE TITAN Tableau 15 : listes des filières du secteur industrie de TiTAN et exemples de voies technologiques IGCE/diffus Filière Exemples de voies technologiques IGCE Acier Haut fourneau + Injection de gaz de cokerie + Augmentation du taux de ferrailles dans le convertisseur à 30 % Four à arc électrique + Brûleurs oxyfuel pour le préchauffage des poches Aluminium Usine d'aluminium primaire + Efficacité anodes efficaces + Efficacité fonderie Ammoniac Voie Haber-Bosch + Capture de carbone Chlore Vapeur décarbonée Ciment Conversion en voie sèche avec précalcinateur + Baisse du taux de clinker par des argiles calcinées Papier-pâtes Voie (émissivité -/consommation +) Pétrochimie Vapocraquage ; Vapocraquage + capture de CO2 Sucre Récupération biogaz Verre Four électrique + recyclage Diffus Équipement Voie (émissivité +/consommation +) Autres chimies Voie (émissivité -/consommation +) Autres IAA Voie (émissivité +/consommation -) Autres métaux primaires Voie (émissivité -/consommation -) Autres non métalliques ?? Construction ?? Autres autres (textile, etc.) ?? Lecture : l?industrie est décomposée en 16 filières. La finesse du paramétrage varie selon la filière. Les industries grandes consommatrices d?énergie (IGCE) sont les plus détaillées : pour les filières ciment, acier et aluminium, le paramétrage inclut une liste de briques technologiques pouvant être combinées. Source : CGDD, modèle TiTAN Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 73 ? Figure 35 : schéma simplifié du secteur énergie Source : CGDD, modèle TiTAN ? 74 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 36 : schéma simplifié de la construction de la demande d'énergie de chauffage dans TiTAN Source : CGDD, modèle TiTAN Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 75 ? ANNEXE 2 ? PARAMÉTRAGE Tableau 16 : panorama des hypothèses de sobriété dans les variantes produites pour la révision de la valeur de l?action pour le climat Secteur Champ Variante « avec sobriété » Variante « sans sobriété » Bâtiment Chauffage Part croissante de ménages « consciencieux » se chauffant moins que la consigne générale Part constante Part décroissante de ménages précaires se sous-chauffant Part constante Température de consigne générale abaissée de 19 °C à 18,5 °C Température de consigne constante Climatisation Température de consigne relevée de 22 °C à 26 °C Température de consigne constante Autres usages Baisse de la demande individuelle d?énergie utile pour la cuisson, l?ECS, l?électricité spécifique Demande constante Logement Croissance ralentie de la part des maisons individuelles Croissance tendancielle Baisse ralentie du nombre moyen d'habitants par logement Baisse tendancielle Transport Passagers Report modal vers les mobilités douces et les transports en commun Parts modales constantes Augmentation du taux de remplissage des véhicules Taux constant Croissance modérée de la demande en mobilité Croissance forte Fret Croissance modérée de la demande en fret Croissance forte Augmentation du taux de remplissage des véhicules Taux constant Report modal des poids lourds vers le fret ferroviaire et fluvial Parts modales constantes Industrie Toutes filières Hypothèse de réindustrialisation forte idem Pétrochimie, aluminium, acier Augmentation du taux d?incorporation de matériaux recyclés Taux constant Source : CGDD d?après hypothèses de travail DGEC pour la SNBC3. ? 76 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Paramétrage du secteur énergie Tableau 17 : facteurs d?émission des ressources primaires Ressource primaire Facteur d?émission à la consommation (kgCO2/kWh) Charbon 0,374 Pétrole 0,286 Gaz fossile 0,204 Électricité importée 0,325 Biomasse 0,00 Lecture : émissivités calculées avec analyse du cycle de vie (émissions comptées de l'extraction jusqu'à la combustion). Dans les simulations présentées ici, les émissivités sont supposés fixes dans le temps et ne tiennent donc pas compte des variations dues aux éventuels changements d?approvisionnements (par exemple : gaz de schiste versus gaz naturel conventionnel). Source : Ademe (www.bilans-ges.ademe.fr), calculs CGDD https://bilans-ges.ademe.fr/ Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 77 ? Tableau 18 : paramètres économiques des principales technologies de production énergétique Energie produite Technologie OPEX fixes (¤2023/MWh produit) 2020 2030 2050 Carburants Raffinage fossile aérien 33 33 33 Raffinage fossile terrestre 30 30 30 Energie produite Technologie CAPEX (¤2023/kW amont) OPEX fixes (¤2023/kW amont/an) Durée de vie (en ans) 2020 2030 2050 2020 2030 2050 Carburants Bioraffinage aérien 330 248 248 17 17 17 20 Bioraffinage terrestre 153 129 129 8 8 8 20 Synthèse de carburant aérien 451 451 451 23 23 23 20 Synthèse de carburant terrestre 977 977 977 49 49 49 20 Chaleur de réseau Chaleur biosourcée 491 465 465 21 19 19 25 Chaleur biosourcée + capture CO2 1 258 1 237 1 237 320 312 297 25 Chaleur gaz 145 145 145 3 3 3 25 Chaleur gaz + capture CO2 970 970 970 163 159 152 25 Chaleur géothermique 1 553 1 553 1 553 104 104 104 25 Chaleur de réseau/ électricité Cogénération biosourcée 2 350 1 898 1 953 47 41 39 30 Cogénération biosourcée + capture CO2 2 808 2 444 2515 346 334 317 30 Cogénération gaz 1 014 956 991 26 26 26 30 Cogénération gaz + capture CO2 1 695 1 662 1 722 186 182 175 30 Électricité Éolienne en mer, flottante [min;max] [4 290 ; 6 249] [3721 ; 5301] [3152 ; 4353] 127 92 58 30 Éolienne en mer, posée [min;max] [3 816 ; 5 459] [2963 ; 4037] [2584 ; 3405] 92 67 41 30 Éolienne terrestre [min;max] [1 121 ; 1 869] [1035 ; 1725] [776 ; 1294] 46 40 29 30 PV au sol [min;max] [430 ; 1 289] [343 ; 1030] [274 ; 823] 13 12 9 30 PV sur toiture [min;max] [1 227 ; 2 722] [997 ; 2205] [779 ; 1710] 23 23 17 30 Thermique biosourcée 1 509 1 370 1 250 26 26 26 30 Thermique biosourcée + capture CO2 1 448 1 428 1 480 28 29 29 30 Thermique gaz 621 642 662 188 185 178 30 Thermique gaz + capture CO2 1 023 1 140 1 233 40 39 39 30 Thermique nucléaire ancien 2 768 2 679 2 679 41 43 46 60 Thermique nucléaire nouveau 6 142 2 695 2 584 48 46 40 60 Géothermique 1 668 1 550 1 618 348 338 319 30 Thermique H2 721 721 721 53 51 52 30 Méthane Méthanation 540 405 225 27 22 11 30 Méthaniseur 897 863 725 20 18 16 30 Méthaniseur + capture CO2 1 306 1 272 1 134 83 81 79 30 Hydrogène Vaporeformage 944 944 944 47 42 40 25 Vaporeformage + capture CO2 1 744 1 412 1 328 52 42 40 25 Électrolyseur 1 150 958 863 35 29 26 25 Lecture : les CAPEX et OPEX sont exprimés en euros par kW amont, qu?on peut diviser par l?efficacité pour passer en puissance aval. Par exemple, le CAPEX d?une centrale thermique à gaz est de 621 ¤/kW amont en 2020, ce qui correspond à 621/0,6 = 1 035 ¤/kW électrique. Cette convention implique pour certaines technologies une hausse des CAPEX/OPEX en puissance amont au cours du temps : il y a une amélioration de l?efficacité à CAPEX/OPEX constants en puissance aval. Les technologies éoliennes et photovoltaïque sont déclinées en trois catégories chacune, à coûts croissants, pour tenir compte de l?hétérogénéité des gisements (ex : coûts de raccordement variables, zones de vents ou ensoleillement moins forts). Sources : RTE ; base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; hypothèses CGDD https://zenodo.org/records/3544900 ? 78 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 19 : efficacité des principales technologies de production énergétique Energie produite Technologie Efficacité 2020 2050 Carburants Raffinage fossile aérien 0,97 0,97 Raffinage fossile terrestre 0,97 0,97 Bioraffinage aérien 0,55 0,7 Bioraffinage terrestre 0,55 0,8 Synthèse de carburant aérien 0,84 0,84 Synthèse de carburant terrestre 0,84 0,84 Chaleur de réseau Chaleur biosourcée 0,9 0,9 Chaleur biosourcée + capture CO2 0,75 0,75 Chaleur gaz 0,9 0,9 Chaleur gaz + capture CO2 0,75 0,75 Chaleur géothermique 1 1 Chaleur de réseau/électricité Cogénération biosourcée 0,65/0,25 0,68/0,26 Cogénération biosourcée + capture CO2 0,54/0,21 0,56/0,22 Cogénération gaz 0,59/0,32 0,62/0,33 Cogénération gaz + capture CO2 0,49/0,26 0,51/0,28 Électricité Éolienne en mer, flottante 1 1 Éolienne en mer, posée 1 1 Éolienne terrestre 1 1 PV au sol 1 1 PV sur toiture 1 1 Thermique biosourcée 0,46 0,49 Thermique biosourcée + capture CO2 0,32 0,39 Thermique gaz 0,6 0,64 Thermique gaz + capture CO2 0,44 0,53 Thermique nucléaire ancien 0,34 0,34 Thermique nucléaire nouveau 0,36 0,4 Géothermique 1 1 Thermique H2 0,57 0,57 Méthane Méthanation 0,78 0,78 Méthaniseur 0,6 0,6 Méthaniseur + capture CO2 0,6 0,6 Hydrogène Vaporeformage 0,76 0,76 Vaporeformage + capture CO2 0,69 0,69 Électrolyseur 0,6 0,64 Lecture : par convention l?efficacité des technologies de production à partir d?énergie primaire renouvelable est fixée à 1. Les deux efficacités pour les technologies de cogénération correspondent respectivement aux rapports de l?énergie thermique utile et de l?énergie électrique produites sur l?énergie primaire consommée pour le total des deux productions (leur somme correspond donc à l?efficacité totale du processus de cogénération). Sources : base de données du modèles JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; RTE ; hypothèses CGDD https://zenodo.org/records/3544900 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 79 ? Tableau 20 : paramètres technico-économiques des technologies de stockage énergétique CAPEX Technologie Unité CAPEX 2030 2050 Efficacité (cycle complet) Durée de vie (ans) Batteries ¤2023/kWh 316 213 0,85 12 Pompage STEP ¤2023/kW 932 932 0,81 50 Stockage H2 ¤2023/kW 9 177 4 669 1 40 Source : RTE ; base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; hypothèses CGDD Figure 37 : facteur de charge quotidien sur l?année utilisée pour le calibrage (année 2019) pour les technologies concernées Lecture : le facteur de charge des technologies de production énergétique est supposé égal à 1, sauf pour les éoliennes, le photovoltaïque, les centrales nucléaires et les barrages. Pour ces technologies, le facteur de charge est paramétré heure par heure de l?année d?après l?année de référence (2019), puis moyenné sur chaque plage horaire utilisée dans la modélisation du système électrique. Par exemple, si une seule plage horaire par jour (0h-24h) est utilisée, le facteur de charge quotidien est la moyenne des facteurs de charge horaire paramétrés pour toutes les heures de la journée. Le graphique décrit ce facteur de charge quotidien moyen. Si la modélisation est réalisée avec plusieurs plages horaires (par exemple : 7h-10h ; 10h-19h ; 19h-21h ; 21h-7h), le facteur de charge pour chaque plage est la moyenne des facteurs de charge horaire sur les heures composant la plage. Sources : RTE ; www.renewables.ninja/ https://zenodo.org/records/3544900 https://www.renewables.ninja/ ? 80 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 38 : facteur de charge horaire sur une journée-type estivale (25/08/2019) Sources : RTE ; www.renewables.ninja/ Figure 39 : facteur de charge horaire sur une journée-type hivernale (23/01/2019) Sources : RTE ; www.renewables.ninja https://www.renewables.ninja/ http://www.renewables.ninja/ Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 81 ? Tableau 21 : paramètres technico-économiques des infrastructures de distribution d?énergie Énergie distribuée CAPEX (M¤2023/MW) OPEX (M¤2023/MW) Efficacité Durée de vie (ans) 2020 2050 Électricité 1,2 0,05 0,92 0,94 60 Énergie distribuée Zone de densité Type de bâtiment CAPEX (k¤2023/bâtiment raccordé) OPEX (k¤2023/bâtiment raccordé) Efficacité Durée de vie (ans) 2020 2050 Gaz de réseau urbaine MI 5,8 0,2 0,98 0,98 25 HC 11,5 0,5 HLM 28,8 1,2 Tertiaire 11,5 0,5 périurbaine MI 17,3 0,7 HC 34,5 1,4 HLM 86,3 3,5 Tertiaire 34,5 1,4 rurale MI 575,0 23,0 HC 1 150,0 46,0 HLM 2 875,0 115,0 Tertiaire 1 150,0 46,0 Gaz en vrac toutes MI 1,8 0,98 0,98 25 HC 3,0 HLM 3,6 Tertiaire 3,6 Chaleur moyenne température urbaine MI 16,3 0,1 0,83 0,83 25 HC 24,8 0,4 HLM 42,5 1,0 Tertiaire 25,7 0,4 périurbaine MI 39,1 0,1 HC 59,5 0,6 HLM 102,0 1,6 Tertiaire 61,7 0,6 rurale MI 391,3 1,0 HC 595,3 5,3 HLM 1 019,7 14,3 Tertiaire 617,1 5,8 Froid urbaine HLM 135,7 1,6 0,79 0,83 25 HC 72,0 0,6 MI 41,4 0,1 Tertiaire 75,3 0,6 périurbaine MI 414,4 14,3 HC 720,4 5,3 HLM 1 357,1 1,0 Tertiaire 753,1 5,8 rurale MI 17,3 1,0 HC 30,0 0,4 HLM 56,5 0,1 Tertiaire 31,4 0,4 Lecture : le réseau électrique est compté de façon homogène, sans distinguer le transport de la distribution et sans distinguer de zone de densité. Les réseaux de distribution de gaz, de chaleur et de froid vers les bâtiments résidentiels et tertiaires sont comptés en nombre de bâtiments raccordés, et distingués par la zone de densité et le type de bâtiment raccordé (MI : maison individuelle ; HC : habitat collectif de 10 logements ; HLM : habitat collectif de 30 logements). Les réseaux desservant les infrastructures industrielles ne sont pas représentés (hors électricité). Source : RTE ; hypothèses CGDD ? 82 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 40 : courbe de coût marginal de la biomasse primaire En ¤2023/MWh et TWh d?énergie primaire/an Lecture : les gisements de biomasse primaire sont considérés comme un réservoir homogène disponible pour tous les usages énergétiques, à l?exception d?un petit volume disponible uniquement pour la méthanisation (19 TWh/an à 5,8 ¤2023/MWh) et d?un volume disponible uniquement pour le chauffage dans les maisons individuelles (59 TWh/an à 5,8 ¤2023/MWh). Source : SDES pour les premières tranches (jusqu?à 180 TWh/an) ; stratégie nationale de mobilisation de la biomasse et hypothèses CGDD pour les suivantes. Paramétrage du secteur bâtiment Tableau 22 : paramètres technico-économiques des bâtiments-types Type de bâtiment Description Nombre de logements Surface par logement (m² habitable) CAPEX de construction (k¤2023/bâtiment) Durée d'amortissement des travaux de construction et d'isolation (ans) MI maison individuelle 1 1 134 30 HC habitat collectif, immeuble de taille modérée 10 68 814 HLM habitat collectif, immeuble de grande taille 30 60 2 156 Tertiaire bâtiment tertiaire 1 665 797 Source : base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; calculs CGDD https://zenodo.org/records/3544900 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 83 ? Tableau 23 : paramètres technico-économiques des équipements des bâtiments Technologie Type de bâtiment CAPEX (k¤2023/bâtiment équipé) Efficacité chauffage Efficacité climatisation Efficacité ECS Durée de vie (ans) Chauffage joule MI 2,6-5,4 1 15 HC 13,4-29,5 HLM 35,6-78,3 Tertiaire 13,7-30 Chaudière gaz MI 2,4-4,9 0,96 20 HC 12,3-27,2 HLM 32,8-72 Tertiaire 12,6-27,6 Chaudière bois MI 5,4-11,3 0,85 15 HC 28,1-61,8 HLM 74,5-163,7 Tertiaire 28,6-62,8 Chaleur de réseau MI 3-5,9 0,95 0,95 20 HC 17-33,4 HLM 43,5-87 Tertiaire 16-32,7 PAC air-air MI 10,1-20,9 3 3 20 HC 64,6-77 HLM 136-168,9 Tertiaire 64,8-77,4 PAC air-eau MI 19,1-37 2,4 2,4 15 HC 123,1-143,8 HLM 258,3-313 Tertiaire 121,9-142,9 PAC géothermique MI 17,9-34,7 3,8 3,8 20 HC 115,5-134,8 HLM 242,2-293,5 Tertiaire 114,3-134 Climatiseur MI 1,2-2,5 3 15 HC 6,4-14 HLM 16,9-37,3 Tertiaire 6,5-14,3 Froid de réseau MI 0,8-1,8 0,95 20 HC 4,5-10 HLM 12,1-26,6 Tertiaire 4,6-10,2 Chauffe-eau thermodynamique MI 2,4 2,4 15 HC 20,8 HLM 45,4 Tertiaire 13,2 Chauffe-eau joule MI 0,2 1 15 HC 1,9 HLM 4,1 Tertiaire 1,2 Chauffe-eau gaz MI 0,2 0,8 15 HC 2,1 HLM 4,7 Tertiaire 1,4 Lecture : les CAPEX des équipements sont déclinés par type de bâtiment équipé (MI : maison individuelle ; HC : habitat collectif de 10 logements ; HLM : habitat collectif de 30 logements) et par classe d?isolation du logement (il faut un équipement plus puissant et donc plus coûteux pour un logement moins bien isolé). Par exemple, une maison neuve peut se chauffer avec une chaudière gaz ne coûtant que 2 400 ¤, tandis qu?une maison similaire mais de la pire classe d?isolation devra s?équiper d?une chaudière gaz plus puissante coûtant 4 900 ¤. Source : base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; hypothèses CGDD https://zenodo.org/records/3544900 ? 84 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 24 : paramètres de coût des travaux d?isolation (CAPEX, k¤2023/bâtiment) Type de bâtiment Classe après travaux Classe avant travaux C' D' E' F' G' MI B' 25,4 27,3 29,7 34,4 40,9 C' 15,7 18,1 22,8 29,3 D' 11,3 16,0 22,5 E' 11,2 17,7 F' 12,9 HC B' 186,3 199,4 214,3 242,5 294,4 C' 96,8 111,8 140,0 191,9 D' 61,2 89,4 141,2 E' 59,4 111,3 F' 83,2 HLM B' 493,0 527,7 567,3 641,9 779,2 C' 256,4 296,0 370,5 507,8 D' 162,0 236,5 373,9 E' 157,3 294,7 F' 220,2 Tertiaire B' 182,1 195,0 209,6 237,1 287,9 C' 94,7 109,3 136,9 187,6 D' 59,8 87,4 138,1 E' 58,1 108,9 F' 81,3 Lecture : les coûts des travaux dépendent des classes d?isolation avant et après travaux ainsi que du type de bâtiment (MI : maison individuelle ; HC : habitat collectif de 10 logements ; HLM : habitat collectif de 30 logements). Source : base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; calculs CGDD Figure 41 : coût des travaux d?isolation des maisons individuelles Lecture : les travaux d?isolation ont un coût croissant et convexe en le nombre de classe gagnées. De plus, il est toujours plus coûteux d?atteindre une classe donnée en plusieurs étapes qu?en une seule. Source : base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; calculs CGDD https://zenodo.org/records/3544900 https://zenodo.org/records/3544900 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 85 ? Paramétrage du secteur transport Tableau 25 : paramètres technico-économiques des véhicules de transport de passagers Technologie Type de distance Classes de consommation 1-5 Classes de consommation 6-7 OPEX (k¤2023/ véhicule) Kilométrage annuel (km/véhicule/ an) Taux de remplissage 2019 (passager/ véhicule) CAPEX (k¤2023/véhicule) Consommation unitaire (kWh/100 km) CAPEX (k¤2023/véhicule) Consommation unitaire (kWh/100 km) Durée de vie (ans) 2030 2050 Énergie principale (électricité si hybride) 2030 2050 Énergie principale (électricité si hybride) Bus essence CD 317 - 402 317 - 359 333 - 200 433 - 463 371 - 382 166 - 133 15,9 45 000 18,4 15 Bus électrique 369 - 468 333 - 377 115 - 99 504 - 540 389 - 402 95,8 - 92 12,7 15 Bus gaz 345 - 430 345 - 387 418,4 - 251 460 - 491 398 - 410 209 - 167 51,8 15 Bus hybride non rechargeable 337 - 344 337 - 344 221- 198 347 - 352 347 - 352 191,4 - 184,4 16,9 15 Bus hybride rechargeable 362 - 369 342 - 348 44,3 - 39,7 (92 - 79,7) 372 - 378 352 - 357 38,3 - 36,9 (76,7 - 73,6) 18,1 15 Bus pile H2 446 - 487 363 - 378 297 - 217 524 - 561 390 - 403 198 - 178,2 12,7 15 Métro 11 500 11 500 800 500 60 000 150 40 Train diesel 5 750 5 750 3195 250 65 000 130 30 Train électrique 8 049 8 049 1000 200 30 Tramway 2 300 2 300 400 100 45 000 30 40 2RM essence 6,9 6,9 40,2 0,3 5 000 1 10 2RM électrique 9,5 8,2 5,7 0,2 Vélo électrique 0,8 0,0 2 500 1 10 VP essence/diesel CD et LD 23 - 27 23 - 27 56 - 34,1 57 - 102 57 - 102 30,1 - 26,1 1,2 CD : 11 870 LD : 14 525 1,62 15 VP électrique 27 - 30 24 - 27 15 - 13 71 - 148 64 - 134 12,5 - 12 0,9 15 VP gaz 24 - 27 24 - 27 59,2 - 35,5 59 - 122 59 - 122 29,6 - 23,7 3,7 15 VP pile H2 41 - 44 32 - 34 31,2 - 22,9 103 - 214 79 - 164 20,8 - 18,7 0,9 15 VP hybride non rechargeable 25 - 30 25 - 30 84,9 - 51 54 - 81 54 - 81 42,5 - 34 1,3 15 VP hybride rechargeable 41 - 44 32 - 34 CD : 8,5 ? 5,1 (12,0 ? 10,4) 103 - 214 79 - 164 CD : 4,2 ? 3,4 (10,0 ? 9,6) 0,8 15 LD : 34,0 ? 20,4 (3,0 ? 2,6) LD : 17,0 ? 13,6 (2,5 ? 2,4) Car essence LD 339 - 429 339 - 390 240 - 144 491 - 552 420 - 450 120 - 96 17,0 34 000 18,4 15 Car électrique 458 - 579 376 - 433 115 - 99,7 663 - 746 466 - 499 95 - 92 13,6 15 Car gaz 345 - 430 345 - 387 418 - 251 460 - 491 398 - 410 209 - 167 51,8 15 Car hybride non rechargeable 370 - 446 370 - 419 278 - 167 498 - 550 447 - 475 139 - 111 18,5 15 Car hybride rechargeable 439 - 530 439 - 497 223 - 133 (23 - 19,9) 591 - 653 531 - 564 111,5 - 89,2 (19,2 - 18,4) 22,0 15 Car pile H2 hydrogène 479 - 565 389 - 424 219 - 161 646 - 728 456 - 489 146 - 131 13,6 15 TGV 31 260 31260 816 1359 295 000 350 25 Train grande ligne diesel 9 797 9797 1938 490 70 000 30 Train grande ligne électrique 9 797 9797 1209 392 150 30 Train pile H2 13 718 12 547 1214 392 30 Avion kérosène LD et interna- tional 125 502 ? 143 447 125 502 - 143 447 7 959 ? 6 172 149 991 - 166 772 149 057 - 154 667 5 774 - 5 376 5457 200 000 200 30 Avion H2 liquide 166 307 - 206 937 152 723 - 174 608 5 651 - 4 636 250 832 - 294 408 180 219 - 188 073 4 410 - 4 184 4365 30 Lecture : « CD » et « LD » signifient respectivement « courte distance » et « longue distance », « VP » signifie « véhicule particulier » et désigne les voitures. La plupart des véhicules sont déclinés en plusieurs classes de consommation décroissante et de CAPEX croissant, numérotées de 1 à 7. Les classes 1 à 5 correspondent à des niveaux d?efficacité correspondant aux technologies actuelles ou très proches. Les classes 6 et 7 correspondent à des niveaux d?efficacité beaucoup plus élevés, associés à des coûts très élevés en début de trajectoire et diminuant fortement au cours du temps. Quand ils sont déclinés par classe, les paramètres sont indiqués pour la classe 1 et 5, ou la classe 6 et 7, en étant séparés par un tiret. Par exemple, le CAPEX d?une voiture électrique en 2030 pour les classes 1 à 5 est compris entre 27 k¤2023 (classe 1) et 30 k¤2023 (classe 5). Les voitures hybrides rechargeables ont des consommations différenciées selon qu?elles réalisent des trajets courts ou longs. Source : : paramétrage du secteur transport pour le "EU Reference Scenario 2020" de la Commission européenne (www.energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en) ; hypothèses CGDD https://energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en ? 86 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 26: paramètres technico-économiques des véhicules de fret et agricoles Technologie Type de distance Classes de consommation 1 à 5 Classes de consommation 6 à 7 OPEX (k¤2023/véh icule) Kilométrage annuel (km/véhicule/ an) Taux de remplissage 2019 (tonne/véhicu le) Durée de vie (ans) CAPEX (k¤2023/véhicule) Consommation unitaire CAPEX (k¤2023/véhicule) Consommation unitaire 2030 2050 Énergie principale (Électricité si hybride) 2030 2050 Énergie principale (Électricité si hybride) Cyclomoteur essence CD 2 2 26,5 0,1 5 000 0,023 15 Cyclomoteur gaz 2 2 29,2 0,3 15 Cyclomoteur hybride non rechargeable 2 2 23,1 0,1 15 Cyclomoteur hybride rechargeable 2 2 4,6 (3,6) 0,1 15 Cyclomoteur pile H2 3 2 14,9 0,1 15 Cyclomoteur électrique 3 3 4,5 0,1 15 VUL essence/diesel CD et LD 22 - 26 22 - 26 70,5 - 42,3 90 - 277 89 - 243 35,2 - 28,2 1,1 CD : 16 000 LD : 16 000 0,17 18 VUL gaz 22 - 27 22 - 27 77,7 - 46,6 48 - 92 48 - 92 38,9 - 31,1 3,4 18 VUL hybride non rechargeable 24 - 60 24 - 60 61,5 - 36,9 141 - 223 141 - 223 30,7 - 24,6 1,3 18 VUL pile H2 38 - 43 30 - 32 34,4 - 24,6 (3 - 2,8) 164 - 426 121 - 234 4,9 - 19,7 (10,9 - 2,7) 0,9 18 VUL électrique 28 - 36 24 - 31 17 - 14,7 138 - 359 115 - 223 14,2 - 13,6 0,9 18 VUL hybride rechargeable 26 - 28 24 - 26 CD : 12,3 ? 7,4 (13,6 ? 11,8) 30 - 71 27 - 68 CD : 6,1 ? 4,9 (11,3 ? 10,9) 1,6 18 LD : 49,2 ? 29,5 (3,4 ? 2,9) LD : 24,6 ? 19,7 (2,8 ? 2,7) Navire fluvial diesel LD 8067 8067 6207,5 80,7 14 395 425 35 Navire fluvial gaz 12135 12135 85 121,4 35 Navire fluvial H2 18989 14809 3497 80,7 35 Poids lourd essence/diesel LD 119 - 190 119 - 181 241 - 144 244 - 298 229 - 277 120 - 96 6,0 100 000 8,29 20 Poids lourd gaz 155 - 225 155 - 217 212 ? 127 280 - 334 265 - 312 106 - 85 23,3 20 Poids lourd hybride non rechargeable 130 - 155 126 - 150 229 ? 137 172 - 190 167 - 183 114 - 91 6,8 20 Poids lourd hybride rechargeable 140 - 153 127 - 138 183 ? 110 (26,0 ? 22,5) 161 - 383 145 - 357 91,8 - 73,4 (21,7 ? 20,8) 8,3 20 Poids lourd hydrogène 237 - 405 166 - 253 184 ? 135 520 - 636 320 - 386 123 - 110 4,8 20 Poids lourd électrique 209 - 333 166 - 252 130 - 112 428 - 523 318 - 385 108 - 104 4,8 20 Train grande ligne diesel LD 10120 10120 12654 101,2 70 000 468 35 Train grande ligne pile H2 14757 13294 6844 101,2 35 Train grande ligne électrique 10120 10120 4012 101,2 35 Navire maritime diesel International 24724 24724 196647 247 100 000 35 Navire maritime gaz 27601 27601 206413 276 10 000 35 Navire maritime H2 229 229 134059 247 35 Avion kérosène LD 125502 - 143447 125502 - 143447 4345 ? 3369 149991 - 166772 149057 - 154667 3152 ? 2935 1 255 600 000 8,5 25 Avion hydrogène 166307 - 206937 152723 - 174608 3085 - 2531 250832 - 294408 180219 - 188073 2407 - 2284 1 255 25 Tracteur biodiesel Agriculture 117 117 181 6,0 10 000 1 15 Tracteur diesel fossile 114 114 182 5,8 15 Lecture : « CD » et « LD » signifient respectivement « courte distance » et « longue distance », « VUL » signifie « véhicule utilitaire léger ». La plupart des véhicules sont déclinés en plusieurs classes de consommation décroissante et de CAPEX croissant, numérotées de 1 à 7. Les classes 1 à 5 correspondent à des niveaux d?efficacité correspondant aux technologies actuelles ou très proches. Les classes 6 et 7 correspondent à des niveaux d?efficacité beaucoup plus élevés, associés à des coûts très élevés en début de trajectoire et diminuant fortement au cours du temps. Quand ils sont déclinés par classe, les paramètres sont indiqués pour la classe 1 et 5, ou la classe 6 et 7, en étant séparés par un tiret. Par exemple, le CAPEX d?un VUL électrique en 2030 pour les classes 1 à 5 est compris entre 28 k¤2023 (classe 1) et 36 k¤2023 (classe 5). Les VUL hybrides rechargeables ont des consommations différenciées selon qu?ils réalisent des trajets courts ou longs. Source : paramétrage du secteur transport pour le "EU Reference Scenario 2020" de la Commission européenne (www.energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en) ; hypothèses CGDD https://energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 87 ? Tableau 27 : paramètres technico-économiques des infrastructures de transport Infrastructure Unité CAPEX (k¤2023/unité) OPEX (k¤2023/an/unité) Taux d'occupation (106 véhicules.km/an/unité) Bornes de recharge électrique CD infrastructure 0,92 0,05 0,144 Bornes de recharge électrique LD 3,68 0,17 0,144 Station hydrogène CD 1 725 69 18,25 Station hydrogène LD 1 725 69 18,25 Aéroport intranational 460 000 3 450 1,3 Aéroport international 460 000 3 450 2,6 Port 172 500 115 0,8 Réseau métro km 138 000 0,23 0,19 Réseau tramway 23 000 0,12 0,08 Réseau ferré grandes lignes 13 800 0,12 0,017 Réseau ferré LGV 23 000 0,12 0,077 Lecture : « CD » et « LD » signifient respectivement « courte distance » et « longue distance ». Source : paramétrage du secteur transport pour le "EU Reference Scenario 2020" de la Commission européenne (www.energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en) ; hypothèses CGDD Paramétrage du secteur industrie Tableau 28 : liste des usines-type et des briques technologiques de la filière sidérurgie Type d?usine Étiquette Four à arc électrique A Haut fourneau F Brique technologique Étiquette Brûleurs oxyfuel pour le préchauffage des poches B Brûleurs régénératifs C Capture de CO2 D Capture de CO2 sur laminage à chaud E Conversion haut fourneau en four à arc - 100 % minerai de fer pré-réduit au gaz naturel G Conversion haut fourneau en four à arc - 100 % minerai de fer pré-réduit à l?hydrogène H Conversion haut fourneau en four à arc - 40 % ferrailles - 60 % minerai de fer pré-réduit au gaz naturel I Conversion haut fourneau en four à arc - 40 % ferrailles - 60 % minerai de fer pré-réduit à l?hydrogène J Électrolyse du fer K Electrowinning L Augmentation du taux de ferrailles dans le convertisseur à 30 % M Fours à induction pour le réchauffage N Combustion H2 pour le réchauffage O Injection de gaz de cokerie dans haut fourneau P Pompes à vide pour VOD (Vacuum Oxygen Decarburization) Q TGR (Top Gas Recycling) sur haut fourneau avec capture de CO2 R TGR (Top Gas Recycling) sur haut fourneau S Lecture : les voies technologiques de la filière sidérurgie sont construites en combinant une usine-type (haut fourneau ou four à arc) avec une ou plusieurs briques technologiques. Les briques peuvent affecter les coûts, la consommation énergétique, le facteur d?émission de procédés et le taux de capture des émissions de CO2. Les briques ne sont disponibles qu?à partir d?une certaine date, et certaines ne sont pas compatibles entre elles. Source : données sous-jacentes au plan de transition sectoriel de l'industrie de l'acier en France de l?Ademe (www.librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france- 9791029722950.html) ; retraitement CGDD https://energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france-9791029722950.html https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france-9791029722950.html ? 88 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 29 : paramètres technico-économiques de la filière sidérurgie Voie technologique CAPEX (M¤2023/(Mt/an)) OPEX fixe (M¤2023(Mt/an)) OPEX variable (M¤2023/Mt) Consommation unitaire (TWh final/Mt) Facteur d?émissions de procédé brutes (tCO2e/t) Taux de capture des émissions de procédé Date d'apparition A 240 24 270 2,235 0,072 - 2000 A+B 246 25 270 1,920 0,066 - 2025 A+B+Q 257 26 270 1,880 0,064 - 2025 A+C 248 25 270 1,875 0,042 - 2025 A+C+Q 260 26 270 1,835 0,040 - 2025 A+K 799 80 120 4,477 0,072 - 2035 A+L 1 408 141 120 4,777 - - 2035 A+N 740 74 270 2,085 - - 2025 A+N+Q 751 75 270 2,045 - - 2025 A+O 270 27 270 2,235 - - 2025 A+O+Q 281 28 270 2,195 - - 2025 A+Q 251 25 270 2,195 0,070 - 2025 F 284 28 194 5,543 0,086 - 2000 F+E 300 30 194 5,584 - - 2035 F+E+M 319 32 207 4,829 - - 2035 F+G 888 89 285 4,216 0,803 - 2030 F+G+D 994 99 285 4,376 0,302 100 % 2035 F+H 857 86 262 6,808 0,127 - 2030 F+I 730 73 260 2,823 0,511 - 2030 F+I+D 791 79 260 2,914 0,227 100 % 2035 F+J 720 72 246 4,303 0,127 - 2030 F+M 303 30 207 4,788 0,088 - 2025 F+P 289 29 194 4,986 0,087 - 2025 F+P+E 305 30 194 5,028 - - 2035 F+P+E+M 324 32 207 4,347 - - 2035 F+P+M 308 31 207 4,305 0,089 - 2025 F+R 434 43 194 4,864 0,086 100 % 2035 F+R+E 450 45 194 4,906 - - 2035 F+R+E+M 469 47 207 4,150 - - 2035 F+R+M 453 45 207 4,109 0,088 100 % 2035 F+S 394 39 194 4,636 0,145 - 2025 F+S+E 410 41 194 4,678 0,043 - 2035 F+S+E+M 429 43 207 3,772 0,046 - 2035 F+S+M 413 41 207 3,730 0,149 - 2025 Lecture : les infrastructures de production industrielle sont comptées en capacités de production (Mt de produit fini/an). La durée de vie de toutes les infrastructures sidérurgiques est de 20 ans. Les OPEX sont pour partie fixes (proportionnels aux capacités installées), pour partie variables (proportionnels à la production). Les voies technologiques sont indiquées en combinant les étiquettes d?une usine-type et d?une ou plusieurs briques technologiques. Par exemple, la voie « F+G+D » désigne un haut fourneau converti en four à arc, utilisant du minerai de fer réduit au gaz naturel et couplé à de la capture de CO2. Source : données sous-jacentes au plan de transition sectoriel de l'industrie de l'acier en France de l?Ademe (www.librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france- 9791029722950.html) ; retraitement CGDD https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france-9791029722950.html https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france-9791029722950.html Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 89 ? Tableau 30 : liste des usines-type et des briques technologiques de la filière ciment Type d?usine Étiquette Cimenterie C Brique technologique Étiquette Baisse du taux de clinker par des argiles calcinées - 78 %-> 50 % A Baisse du taux de clinker par du laitier de haut fourneau - 78 %-> 68 % B Conversion en voie sèche avec précalcinateur D Liant alcali activé au laitier E Liant alcali activé aux argiles F Air de combustion enrichi en oxygène G Capture du CO2 postcombustion par boucle de calcium H Capture du CO2 postcombustion par solvant MOA I Substitution combustibles fossiles par biomasse ou CSR - 25 % J Substitution combustibles fossiles par biomasse ou CSR - 40 % K Substitution combustibles fossiles par biomasse ou CSR - 80 % L Lecture : les voies technologiques de la filière sidérurgie sont construites en combinant une usine-type (cimenterie) avec une ou plusieurs briques technologiques. Les briques peuvent affecter les coûts, la consommation énergétique, le facteur d?émission de procédés et le taux de capture des émissions de CO2. Les briques ne sont disponibles qu?à partir d?une certaine date, et certaines ne sont pas compatibles entre elles. Source : données sous-jacentes au plan de transition sectoriel de l'industrie cimentière en France de l?Ademe (www.librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france- 9791029718212.html) ; retraitement CGDD Tableau 31 : paramètres technico-économiques de la filière ciment Voie technologique CAPEX (M¤2023/(Mt/an)) OPEX fixe (M¤2023(Mt/an)) OPEX variable (M¤/Mt) Consommation unitaire (TWh final/Mt) Facteur d?émissions de procédé brutes (tCO2e/t) Taux de capture des émissions de procédé Date d'apparition C 160 16 14 1,250 0,410 - 2000 C+A 185 19 17 1,237 0,263 - 2030 C+B 161 16 20 1,165 0,357 - 2030 C+A+G 188 19 17 1,225 0,263 - 2030 C+B+G 164 16 20 1,154 0,357 - 2030 C+A+H 612 61 17 3,408 0,263 - 78 % 2035 C+B+H 588 59 20 3,336 0,357 - 57 % 2035 C+A+I 612 61 17 1,995 0,263 - 100 % 2035 C+A+G+H 616 62 17 3,395 0,263 - 78 % 2035 C+B+G+H 592 59 20 3,325 0,357 - 57 % 2035 C+A+G+I 616 62 17 1,982 0,263 - 100 % 2035 C+B+G+I 592 59 20 1,912 0,357 - 100 % 2035 C+B+I 588 59 20 1,923 0,357 - 100 % 2035 C+D 160 16 14 1,153 0,410 - 2000 C+D+A 185 19 17 1,140 0,263 - 2030 C+D+A+G 188 19 17 1,130 0,263 - 2030 C+D+A+G+H 616 62 17 3,301 0,263 - 78 % 2035 C+D+A+G+I 616 62 17 1,888 0,263 - 100 % 2035 C+D+A+H 612 61 17 3,311 0,263 - 78 % 2035 C+D+A+I 612 61 17 1,898 0,263 - 100 % 2035 C+D+B 161 16 20 1,074 0,357 - 2030 C+D+B+G 164 16 20 1,066 0,357 - 2030 C+D+B+G+H 592 59 20 3,236 0,357 - 57 % 2035 C+D+B+G+I 592 59 20 1,824 0,357 - 100 % 2035 C+D+B+H 588 59 20 3,245 0,357 - 57 % 2035 C+D+B+I 588 59 20 1,832 0,357 - 100 % 2035 C+D+G 163 16 14 1,143 0,410 - 2030 C+D+G+H 591 59 14 3,313 0,410 - 50 % 2035 C+D+G+I 591 59 14 1,901 0,410 - 100 % 2035 C+D+H 587 59 14 3,323 0,410 - 50 % 2035 C+D+I 587 59 14 1,910 0,410 - 100 % 2035 C+D+J 168 17 14 1,153 0,410 - 2025 C+D+J+A 193 19 17 1,140 0,263 - 2030 C+D+J+A+G 197 20 17 1,130 0,263 - 2030 C+D+J+A+G+H 624 62 17 3,848 0,263 - 78 % 2035 C+D+J+A+G+I 624 62 17 2,049 0,263 - 100 % 2035 https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france-9791029718212.html https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france-9791029718212.html ? 90 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Voie technologique CAPEX (M¤2023/(Mt/an)) OPEX fixe (M¤2023(Mt/an)) OPEX variable (M¤/Mt) Consommation unitaire (TWh final/Mt) Facteur d?émissions de procédé brutes (tCO2e/t) Taux de capture des émissions de procédé Date d'apparition C+D+J+A+H 621 62 17 3,858 0,263 - 78 % 2035 C+D+J+A+I 621 62 17 2,059 0,263 - 100 % 2035 C+D+J+B 169 17 20 1,074 0,357 - 2030 C+D+J+B+G 173 17 20 1,066 0,357 - 2030 C+D+J+B+G+H 600 60 20 3,783 0,357 - 57 % 2035 C+D+J+B+G+I 600 60 20 1,985 0,357 - 100 % 2035 C+D+J+B+H 597 60 20 3,792 0,357 - 57 % 2035 C+D+J+B+I 597 60 20 1,993 0,357 - 100 % 2035 C+D+J+G 172 17 14 1,143 0,410 - 2030 C+D+J+G+H 599 60 14 3,860 0,410 - 50 % 2035 C+D+J+G+I 599 60 14 2,061 0,410 - 100 % 2035 C+D+J+H 596 60 14 3,870 0,410 - 50 % 2035 C+D+J+I 596 60 14 2,071 0,410 - 100 % 2035 C+D+K 177 18 14 1,153 0,410 - 2025 C+D+K+A 202 20 17 1,140 0,263 - 2030 C+D+K+A+G 205 21 17 1,130 0,263 - 2030 C+D+K+A+G+H 632 63 17 4,176 0,263 - 78 % 2035 C+D+K+A+G+I 632 63 17 2,146 0,263 - 100 % 2035 C+D+K+A+H 629 63 17 4,186 0,263 - 78 % 2035 C+D+K+A+I 629 63 17 2,156 0,263 - 100 % 2035 C+D+K+B 178 18 20 1,074 0,357 - 2030 C+D+K+B+G 181 18 20 1,066 0,357 - 2030 C+D+K+B+G+H 608 61 20 4,111 0,357 - 57 % 2035 C+D+K+B+G+I 608 61 20 2,081 0,357 - 100 % 2035 C+D+K+B+H 605 61 20 4,120 0,357 - 57 % 2035 C+D+K+B+I 605 61 20 2,090 0,357 - 100 % 2035 C+D+K+G 180 18 14 1,143 0,410 - 2030 C+D+K+G+H 607 61 14 4,188 0,410 - 50 % 2035 C+D+K+G+I 607 61 14 2,158 0,410 - 100 % 2035 C+D+K+H 604 60 14 4,198 0,410 - 50 % 2035 C+D+K+I 604 60 14 2,168 0,410 - 100 % 2035 C+D+L 185 19 14 1,153 0,410 - 2030 C+D+L+A 210 21 17 1,140 0,263 - 2030 C+D+L+A+G 213 21 17 1,130 0,263 - 2030 C+D+L+A+G+H 641 64 17 5,050 0,263 - 78 % 2035 C+D+L+A+G+I 641 64 17 2,403 0,263 - 100 % 2035 C+D+L+A+H 637 64 17 5,060 0,263 - 78 % 2035 C+D+L+A+I 637 64 17 2,413 0,263 - 100 % 2035 C+D+L+B 186 19 20 1,074 0,357 - 2030 C+D+L+B+G 189 19 20 1,066 0,357 - 2030 C+D+L+B+G+H 617 62 20 4,986 0,357 - 57 % 2035 C+D+L+B+G+I 617 62 20 2,338 0,357 - 100 % 2035 C+D+L+B+H 613 61 20 4,994 0,357 - 57 % 2035 C+D+L+B+I 613 61 20 2,347 0,357 - 100 % 2035 C+D+L+G 188 19 14 1,143 0,410 - 2030 C+D+L+G+H 616 62 14 5,063 0,410 - 50 % 2035 C+D+L+G+I 616 62 14 2,415 0,410 - 100 % 2035 C+D+L+H 612 61 14 5,072 0,410 - 50 % 2035 C+D+L+I 612 61 14 2,425 0,410 - 100 % 2035 C+E 248 25 58 0,140 0,232 - 2025 C+F 248 25 31 0,140 0,316 - 2025 C+G 163 16 14 1,238 0,410 - 2030 C+G+H 591 59 14 3,408 0,410 - 50 % 2035 C+G+I 591 59 14 1,995 0,410 - 100 % 2035 C+H 587 59 14 3,421 0,410 - 50 % 2035 C+I 587 59 14 2,008 0,410 - 100 % 2035 C+J 168 17 14 1,250 0,410 - 2025 C+J+A 193 19 17 1,237 0,263 - 2030 C+J+A+G 197 20 17 1,225 0,263 - 2030 C+J+A+G+H 624 62 17 3,942 0,263 - 78 % 2035 C+J+A+G+I 624 62 17 2,143 0,263 - 100 % 2035 C+J+A+H 621 62 17 3,954 0,263 - 78 % 2035 C+J+A+I 621 62 17 2,156 0,263 - 100 % 2035 C+J+B 169 17 20 1,165 0,357 - 2030 C+J+B+G 173 17 20 1,154 0,357 - 2030 C+J+B+G+H 600 60 20 3,871 0,357 - 57 % 2035 C+J+B+G+I 600 60 20 2,073 0,357 - 100 % 2035 C+J+B+H 597 60 20 3,882 0,357 - 57 % 2035 C+J+B+I 597 60 20 2,084 0,357 - 100 % 2035 C+J+G 172 17 14 1,238 0,410 - 2030 C+J+G+H 599 60 14 3,955 0,410 - 50 % 2035 C+J+G+I 599 60 14 2,156 0,410 - 100 % 2035 C+J+H 596 60 14 3,967 0,410 - 50 % 2035 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 91 ? Voie technologique CAPEX (M¤2023/(Mt/an)) OPEX fixe (M¤2023(Mt/an)) OPEX variable (M¤/Mt) Consommation unitaire (TWh final/Mt) Facteur d?émissions de procédé brutes (tCO2e/t) Taux de capture des émissions de procédé Date d'apparition C+J+I 596 60 14 2,169 0,410 - 100 % 2035 C+K 177 18 14 1,250 0,410 - 2025 C+K+A 202 20 17 1,237 0,263 - 2030 C+K+A+G 205 21 17 1,225 0,263 - 2030 C+K+A+G+H 632 63 17 4,270 0,263 - 78 % 2035 C+K+A+G+I 632 63 17 2,240 0,263 - 100 % 2035 C+K+A+H 629 63 17 4,282 0,263 - 78 % 2035 C+K+A+I 629 63 17 2,252 0,263 - 100 % 2035 C+K+B 178 18 20 1,165 0,357 - 2030 C+K+B+G 181 18 20 1,154 0,357 - 2030 C+K+B+G+H 608 61 20 4,199 0,357 - 57 % 2035 C+K+B+G+I 608 61 20 2,169 0,357 - 100 % 2035 C+K+B+H 605 61 20 4,210 0,357 - 57 % 2035 C+K+B+I 605 61 20 2,180 0,357 - 100 % 2035 C+K+G 180 18 14 1,238 0,410 - 2030 C+K+G+H 607 61 14 4,283 0,410 - 50 % 2035 C+K+G+I 607 61 14 2,253 0,410 - 100 % 2035 C+K+H 604 60 14 4,295 0,410 - 50 % 2035 C+K+I 604 60 14 2,265 0,410 - 100 % 2035 C+L 185 19 14 1,250 0,410 - 2030 C+L+A 210 21 17 1,237 0,263 - 2030 C+L+A+G 213 21 17 1,225 0,263 - 2030 C+L+A+G+H 641 64 17 5,145 0,263 - 78 % 2035 C+L+A+G+I 641 64 17 2,497 0,263 - 100 % 2035 C+L+A+H 637 64 17 5,157 0,263 - 78 % 2035 C+L+A+I 637 64 17 2,510 0,263 - 100 % 2035 C+L+B 186 19 20 1,165 0,357 - 2030 C+L+B+G 189 19 20 1,154 0,357 - 2030 C+L+B+G+H 617 62 20 5,074 0,357 - 57 % 2035 C+L+B+G+I 617 62 20 2,427 0,357 - 100 % 2035 C+L+B+H 613 61 20 5,085 0,357 - 57 % 2035 C+L+B+I 613 61 20 2,438 0,357 - 100 % 2035 C+L+G 188 19 14 1,238 0,410 - 2030 C+L+G+H 616 62 14 5,158 0,410 - 50 % 2035 C+L+G+I 616 62 14 2,510 0,410 - 100 % 2035 C+L+H 612 61 14 5,170 0,410 - 50 % 2035 C+L+I 612 61 14 2,523 0,410 - 100 % 2035 Lecture : les infrastructures de production industrielle sont comptées en capacités de production (Mt de produit fini/an). La durée de vie de toutes les infrastructures cimentières est de 20 ans. Les OPEX sont pour partie fixes (proportionnels aux capacités installées), pour partie variables (proportionnels à la production). Les voies technologiques sont indiquées en combinant les étiquettes d?une usine-type et d?une ou plusieurs briques technologiques. Par exemple, la voie « C+A+G » désigne une cimenterie utilisant un mélange dont le taux de clinker est abaissé de 78 % à 50 % grâce à l?incorporation d?argiles calcinées et avec un air de combustion enrichi en oxygène. Source : données sous-jacentes au plan de transition sectoriel de l'industrie cimentière en France de l?Ademe (www.librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france- 9791029718212.html) ; retraitement CGDD https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france-9791029718212.html https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france-9791029718212.html ? 92 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace ANNEXE 3 ?RÉSULTATS COMPLÉMENTAIRES Figure 42 : production journalière d?électricité des capacités pilotables en 2020 et 2050 En GWh/jour Lecture : les appels aux capacités électriques pilotables thermiques durent moins en 2050 qu?en 2020 (pics moins larges), mais ils sont plus puissants (pics plus élevés), ce qui implique une plus grande puissance installée. Source : CGDD, modèle TiTAN Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 93 ? Tableau 32 : coût moyen de fourniture (production et distribution) des principales énergies finales En ¤2023/MWh 2020 2030 2040 2050 2060 Carburant aérien 76,5 95,6 107,6 84,9 92,2 Carburant terrestre 69,7 89,8 78,2 52,6 53,9 Chaleur de réseau (bâtiment) 102,6 121,2 148,4 170,8 188,5 Chaleur de réseau (industrie) 52,1 86,8 111,9 124,5 138,0 Charbon 8,6 12,8 13,4 15,1 15,9 Électricité 122,5 115,7 107,3 107,4 105,3 Gaz de réseau 31,7 66,8 67,3 71,1 109,3 Granulé 12,4 25,6 39,0 39,4 41,3 H2 190,1 161,9 138,8 127,8 Lecture : le coût de fourniture est calculé de façon analogue à un LCOE. Le coût de l?intrant CO2 dans les hydrocarbures synthétiques n?est pas pris en compte. Les énergies finales « gaz de réseau », « carburant terrestre » et « carburant aérien » sont des mélanges en proportions variables de précurseurs fossile, biosourcé et synthétique. Le coût élevé de la chaleur de réseau s?explique par la mobilisation de technologies BECCS pour sa production, qui sont coûteuses mais co-produisent des émissions négatives qui ont une grande valeur pour l?ensemble du système. Source : CGDD, modèle TiTAN Tableau 33 : intensité carbone des énergies finales, nette du CCUS En gCO2e/kWh 2020 2030 2040 2050 2060 Carburant aérien 293,7 270,7 184,6 61,9 61,9 Carburant terrestre 270,1 256,5 125,0 0 0 Chaleur de réseau (bâtiment) 94,7 - 4,8 - 40,2 - 100,2 - 87,6 Chaleur de réseau (industrie) 195,8 - 126,3 - 201,1 - 284,9 - 333,5 Charbon 374,0 374,0 374,0 374,0 374,0 Électricité 33,1 12,6 5,5 6,1 0,9 Gaz de réseau 232,6 222,0 214,4 197,2 53,5 Granulé 0 0 0 0 0 H2 0 0 0 0 0 Lecture : l?intensités carbone présentée est nette de la capture, du stockage et de l?utilisation du CO2 qui ont lieu pendant la production. Par exemple, la chaleur de réseau pour l?industrie ou le bâtiment a une intensité carbone très négative à partir de 2030 car elle est produite en très grande partie par des technologies BECCS. Source : CGDD, modèle TiTAN Figure 43 : consommation finale à usage énergétique de l'industrie, par filière (1) En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN ? 94 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 44 : consommation finale à usage énergétique de l'industrie, par filière (2) En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Figure 45 : consommation finale à usage énergétique de l'industrie, par filière (3) En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 95 ? Figure 46 : production de ciment, par voie technologique En Mt/an Source : CGDD, modèle TiTAN Figure 47 : production d'acier, par voie technologique En Mt/an Source : CGDD, modèle TiTAN ? 96 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace ? Benda, Robert. 2018. 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Table des matières Introduction ............................................................................................................................................... 4 Partie 1 - Présentation du modèle TiTAN ............................................................................................ 7 1. TiTAN en bref ...................................................................................................................................... 8 A. Un modèle technico-économique d?optimisation du système énergétique ..................... 8 B. Le choix d?une approche strictement technico-économique .............................................. 9 C. Limites de TiTAN et complémentarité avec d?autres approches .......................................10 2. La structure générale de TiTAN ..................................................................................................... 11 A. Décomposition du système énergétique en secteurs ........................................................... 11 B. Traitement de la dimension temporelle ..................................................................................12 C. Traitement de la dimension spatiale et périmètre géographique ......................................12 D. Comptabilité des émissions .......................................................................................................12 E. Comptabilité des coûts ...............................................................................................................13 F. Comptabilité des stocks de capital ..........................................................................................15 3. Les secteurs modélisés dans TiTAN ............................................................................................. 16 A. Secteur énergie .............................................................................................................................16 B. Secteur transport .........................................................................................................................19 C. Secteur bâtiment ......................................................................................................................... 20 D. Secteur industrie .......................................................................................................................... 22 E. Secteur agriculture ...................................................................................................................... 24 4. La construction de scénarios avec TiTAN .................................................................................. 24 A. La démarche de scénarisation .................................................................................................. 24 B. Les éléments de contexte .......................................................................................................... 25 C. Les hypothèses sur le déploiement des technologies .......................................................... 25 D. Les projections de demande ..................................................................................................... 27 E. Les hypothèses sur les émissions hors périmètre et les puits de carbone ....................... 28 F. L?objectif de réduction des émissions de GES ....................................................................... 29 G. Les objectifs hors émissions de GES ........................................................................................ 30 Partie 2 - Une première application : la contribution de TiTAN à la révision de la valeur de l?action pour le climat ............................................................................................................................ 31 1. Un cadrage des simulations cohérent avec la SNBC3 .............................................................. 32 A. Un objectif climatique cohérent avec la SNBC3, exprimé en budget pour assurer une bonne répartition des efforts dans le temps .............................................................................. 33 B. Le cadrage du contexte socio-économique ........................................................................... 35 C. Des potentiels technologiques alignés sur la SNBC3 ........................................................... 39 ? 100 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace 2. La réduction des émissions de GES .............................................................................................. 40 A. Une réduction des émissions par plusieurs mécanismes ..................................................... 40 B. La trajectoire de réduction des émissions selon la forme de la contrainte carbone .... 42 C. Des réductions d?émissions importantes dans tous les secteurs ....................................... 43 3. Le coût d?abattement marginal du système, un indicateur de l?intensité des efforts de décarbonation ...................................................................................................................................... 44 4. La sensibilité du coût d?abattement marginal aux hypothèses de contexte ...................... 47 A. La sensibilité aux hypothèses de prix des énergies fossiles ................................................ 47 B. La sensibilité aux hypothèses sur les puits de carbone........................................................ 49 C. La sensibilité aux hypothèses de sobriété ...............................................................................51 D. Synthèse des tests de sensibilité .............................................................................................. 52 5. Les coûts de la décarbonation ...................................................................................................... 53 A. Périmètre des coûts considérés et nécessité d?un contrefactuel ...................................... 53 B. Le coût de la décarbonation est modéré sous les hypothèses retenues. ........................ 53 C. La répartition des coûts de la décarbonation ....................................................................... 54 6. La transformation du système énergétique ............................................................................... 56 A. L?évolution de la consommation totale .................................................................................. 56 B. La transformation du secteur de production d?énergie ...................................................... 59 C. La transformation des secteurs consommateurs d?énergie ................................................ 62 Conclusion ................................................................................................................................................ 70 ANNEXES .................................................................................................................................................. 71 Annexe 1 ? Structure du modèle TiTAN .......................................................................................... 72 Annexe 2 ? Paramétrage ..................................................................................................................... 75 Paramétrage du secteur énergie ............................................................................................... 76 Paramétrage du secteur bâtiment ........................................................................................... 82 Paramétrage du secteur transport ........................................................................................... 85 Paramétrage du secteur industrie ............................................................................................ 87 Annexe 3 ? Résultats complémentaires .......................................................................................... 92 Bibliographie ............................................................................................................................................ 96 Sigles .......................................................................................................................................................... 98 Table des matières .................................................................................................................................. 99 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 101 ? CGDD, juillet 2025 Coordination éditoriale : Laurianne Courtier Commissariat général au développement durable Service de l?économie verte et solidaire (SEVS) Sous-direction de l?économie et de l?évaluation Tour Séquoia ? 92055 La Défense cedex Courriel : diffusion.cgdd@developpement-durable.gouv.fr www.ecologie.gouv.fr mailto:diffusion.cgdd@developpement-durable.gouv.fr http://www.ecologie.gouv.fr/ Résumé Sommaire Introduction Partie 1 Présentation du modèle TiTAN Partie 2 Une première application : la contribution de TiTAN à la révision de la valeur de l?action pour le climat Conclusion << /ASCII85EncodePages false /AllowTransparency false /AutoPositionEPSFiles true /AutoRotatePages /All /Binding /Left /CalGrayProfile (Gray Gamma 2.2) /CalRGBProfile (sRGB IEC61966-2.1) /CalCMYKProfile (U.S. Web Coated (SWOP) v2) /sRGBProfile (sRGB IEC61966-2.1) /CannotEmbedFontPolicy /Warning /CompatibilityLevel 1.6 /CompressObjects /All /CompressPages true /ConvertImagesToIndexed true 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Adobe PDF documents suitable for a delightful viewing experience and printing of business documents. Created PDF documents can be opened with Acrobat and Adobe Reader 7.0 and later.) >> >> setdistillerparams << /HWResolution [600 600] /PageSize [612.000 792.000] >> setpagedevice INVALIDE) (ATTENTION: OPTION tion de TiTAN est fixée de façon exogène comme expliqué plus haut (de 70 MtCO2e/an en 2020 à 7 MtCO2e/an à partir de 2050), et permet une réduction de 39 MtCO2e/an en 2050 par rapport à une évolution tendancielle ; ? Une réduction exogène par la sobriété paramétrée : les leviers de sobriété, intervenant dans les calculs de la demande présentés plus haut, permettent de Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 41 ? réduire les émissions d?encore 46 MtCO2e/an à l?horizon 2050, en supposant ici qu?ils peuvent se déployer indépendamment des investissements optimisés par ailleurs 30 ; ? Le déploiement endogène des technologies de décarbonation : pour respecter la contrainte carbone et satisfaire la demande, TiTAN déploie la combinaison coût- optimale des technologies de décarbonation (à hypothèses technologiques et de demande données). Cette transformation du système énergétique permet en 2050 une réduction supplémentaire de 150 MtCO2e/an si l?objectif ZEN en 2050 est imposé (approche flux), et de 123 MtCO2e/an si la contrainte carbone prend la forme d?un budget équivalent sur un horizon plus étalé (approche budget). Figure 13 : trajectoires d'émissions selon la contrainte carbone, les hypothèses de demande et les hypothèses d?émissions hors périmètre En MtCO2e/an *Tendanciel : scénario sans contrainte carbone, à mode de vie inchangé et à trajectoire des émissions hors périmètre TiTAN tendancielle (d?après scénario AME). La réduction des émissions sur le périmètre TiTAN correspond au potentiel de réduction économiquement rentable sans contrainte carbone. **Baseline : scénario sans contrainte carbone sur le périmètre TiTAN mais avec leviers de sobriété activés (évolution de la demande cohérente à l?AMS) et réduction des émissions des émissions hors périmètre TiTAN. Source : CGDD sur la base de données DGEC et des modélisations TiTAN 30 Les effets de la sobriété sur les investissements ne sont pris en compte que partiellement (par exemple, baisse des besoins d?investissements sur les véhicules particuliers et sur les logements d?un côté et augmentation des besoins sur les infrastructures de transport). De plus, la réduction des émissions induite par les leviers de sobriété telle que mesurée ici ne tient pas compte des effets croisés avec les réductions permises par les investissements optimisés par TiTAN. ? 42 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace La trajectoire de réduction des émissions selon la forme de la contrainte carbone La trajectoire d?émissions qui résulte de l?optimisation de la consommation du budget carbone diffère légèrement de celle suivant les objectifs intermédiaires de la SNBC (en flux), bien que les deux correspondent au même niveau d?émissions cumulées. La trajectoire sous budget carbone apparaît plus ambitieuse à court terme et tend à reculer l?atteinte stricte de la neutralité, avec néanmoins des émissions résiduelles faibles à l?horizon 2050 où 93 % des émissions sont abattues par rapport à 2020 (figure 14). L?optimisation de la consommation du budget carbone conduit ainsi à lisser les efforts dans le temps, en anticipant dès le départ le coût très élevé des toutes dernières actions à mettre en oeuvre pour atteindre la neutralité carbone, et dont la faisabilité reste encore incertaine. Ce décalage des efforts vers le court terme est cependant réalisé sous des hypothèses relativement optimistes sur les capacités d?ajustement du système énergétique, qui ne tiennent pas compte de toutes les barrières au déploiement des solutions de décarbonation. Figure 14 : trajectoire d'émissions dans les scénarios TiTAN en flux et en budget, périmètre SNBC En MtCO2e/an Lecture : le graphique représente les niveaux d?émissions aux différentes dates : dans le scénario où la contrainte est exprimée comme une trajectoire d?émissions a priori (en bleu, simulation en flux) et dans le scénario où la contrainte est exprimée en budget (en orange). Dans ce dernier scénario, les niveaux d?émissions à chaque point résultent de l?optimisation de la consommation du budget des points 2025 à 2060, et une contrainte de flux assure la neutralité des émissions à partir du point 2065. Les émissions au périmètre TiTAN sont ensuite ajoutées aux hypothèses d?émissions hors périmètre TiTAN pour obtenir la trajectoire d?émissions au périmètre SNBC. La SNBC3 n?étant pas encore complètement établie à la date des simulations, la trajectoire d'émissions post-2035 avec contrainte en flux correspond à une interpolation linéaire entre le point 2035 retenu dans le projet de SNBC3 et la neutralité en 2050. Sources : CGDD, modèle TiTAN ; DGEC. Calculs CGDD Par rapport à la trajectoire du scénario en flux, calée sur le projet de SNBC3, la consommation optimale du budget carbone équivalent se traduit par une baisse des émissions plus rapide à court terme et plus lente à long terme. Sur le périmètre TiTAN, l?abattement annuel moyen de 2020 à 2030 est de 14 MtCO2e/an dans le scénario en budget, contre 12 MtCO2e/an dans celui en flux. En revanche, l?abattement moyen de 2030 à 2050 est de 9 MtCO2e/an en budget contre 11 MtCO2e/an en flux. Les émissions nationales sont encore de 27 MtCO2e/an en 2050, dont 14 MtCO2e/an sur le périmètre TiTAN (figure 15). Ces écarts de répartition des efforts dans les simulations ne signifient ni une remise en cause des objectifs fixés dans la SNBC3, ni une incompatibilité stricte du scénario en budget avec ces objectifs. En premier lieu, le modèle a tendance à sous-estimer les contraintes d?ajustement à court terme et donc à surévaluer les possibilités de réduction des émissions à court terme. Par conséquent, il tend aussi à surestimer les possibilités de report de la Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 43 ? neutralité carbone. En second lieu, l?écart d?émissions en 2050 par rapport à l?objectif ZEN reste délicat à évaluer compte tenu de l?ampleur des incertitudes sur le contexte économique, social et technologique à cet horizon. Figure 15 : trajectoires d?émissions de GES par périmètre, scénario en budget En MtCO2e/an Source : CGDD, simulations TiTAN et calculs sur données DGEC Des réductions d?émissions importantes dans tous les secteurs Sans surprise, le scénario TiTAN en budget montre que tous les secteurs doivent réduire drastiquement leurs émissions pour atteindre les objectifs climatiques (figure 16). Le rythme des efforts est relativement homogène entre les secteurs, avec néanmoins certaines disparités. Ainsi, le secteur bâtiment abat ses émissions à un rythme très régulier (entre 6 %/an et 8 %/an de 2025 à 2050), comme le secteur industrie (entre 6 %/an et 10 %/an). Le secteur transport (passagers et fret, hors soutes internationales) est plus lent au démarrage (5,5 %/an en moyenne jusqu?en 2030), avant d?accélérer fortement et d?être le premier secteur à atteindre la quasi-neutralité, dès 2045. Quant aux soutes internationales, leurs émissions stagnent jusqu?en 2035, avant de décroître rapidement grâce aux carburants synthétiques décarbonés puis à l?avion à hydrogène. Dans le scénario en budget, les émissions en 2050 s?élèvent encore à 27 MtCO2e/an, dont 14 MtCO2e/an sur le périmètre TiTAN. Elles se partagent entre le secteur du bâtiment (9 MtCO2e/an), de l?industrie (6 MtCO2e/an), des soutes internationales (4 MtCO2e/an) et du transport (1 MtCO2e/an). L?atteinte de la neutralité stricte est possible notamment grâce à un déploiement important des puits technologiques, qui permet au système énergétique d?afficher un bilan négatif et de de compenser les + 7 MtCO2e/an résiduelles hors périmètre TiTAN. ? 44 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 16 : répartition sectorielle des émissions sur le périmètre TiTAN, scénario en budget En MtCO2e/an Lecture : les émissions liées à la production-distribution d?énergie sont ventilées sur les secteurs aval au prorata de leurs consommations, le secteur énergie n?apparaît donc pas dans cette décomposition. Les émissions sont présentées nettes de la CCS. Source : CGDD, modèle TiTAN 3. LE COÛT D?ABATTEMENT MARGINAL DU SYSTÈME, UN INDICATEUR DE L?INTENSITÉ DES EFFORTS DE DÉCARBONATION La résolution du problème d?optimisation par TiTAN renvoie une trajectoire de coût d?abattement marginal du système (CAMS). Celui-ci est défini comme le coût pour le système optimisé de la dernière tonne de carbone abattue 31 , c?est-à-dire le coût d?abattement complet du levier mobilisé à la marge (en intégrant les « effets système », cf. encadré 9). On peut aussi comprendre cette valeur comme le prix fictif (shadow price) des émissions, c?est à dire le coût unitaire qu?il faudrait leur affecter dans une simulation sans contrainte carbone pour retrouver le niveau d?abattement imposé par cette contrainte. La CAMS correspond ainsi à la valeur de l?action pour le climat (VAC) dans le cadre de TiTAN. Il ne constitue toutefois pas une VAC « clé en main » pour la commission Quinet III. Celle-ci utilise une approche plus complète, combinant les enseignements de la théorie économique, une interprétation raisonnée des résultats chiffrés des modèles, une prise en compte des prospectives technologiques disponibles et d?éventuels éléments additionnels à prendre en compte comme les cobénéfices. 31 Mathématiquement, il s?agit de la valeur de la variable duale associée à la contrainte carbone à l?optimum, ce qui revient à la dérivée de la fonction objectif à l?optimum par rapport au niveau de la contrainte carbone. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 45 ? Le CAMS renseigne également le modélisateur sur la tension du système pour respecter la contrainte carbone dans une configuration donnée du problème. Par exemple, il peut arriver que le modèle renvoie une solution du problème avec un CAMS très élevé (supérieur à plusieurs milliers d?euros). Bien que le problème soit mathématiquement faisable, l?intensité de l?effort requis est alors invraisemblable et invite à reconsidérer le réalisme de l?abattement imposé vis-à-vis des hypothèses technologiques et socioéconomiques. Dans le cas où la contrainte carbone exprimée en budget, la trajectoire de CAMS suit la règle de Hotelling et croît au taux d?actualisation (figure 17). Elle part d?environ 260 ¤2023/tCO2e en 2025 pour atteindre près de 580 ¤2023/tCO2e en 2050 et jusqu?à 790 ¤2023/tCO2e en 2060. Encadré 9 : coût d?abattement marginal du système et coût d?abattement des technologies Le coût d?abattement marginal du système (CAMS) issu de TiTAN ne peut pas être directement comparé au coût d?abattement spécifique d?une technologie. La principale raison est d?ordre méthodologique. Ce qu?on désigne usuellement par « coût d?abattement d?une technologie » correspond à un coût d?abattement microfondé, c?est-à-dire calculé en comparant un déploiement unitaire de la technologie à une situation de référence, sans considérer les impacts sur le reste du système énergétique. Dans la réalité, le déploiement à grande ampleur d?une technologie d?abattement peut avoir des répercussions sur l?ensemble du système, notamment par l?ajustement des coûts des énergies. Par exemple, le déploiement des voitures électriques cause un surcroît de demande d?électricité, impliquant une augmentation de la production d?électricité et donc de son coût. Cela provoque en retour des ajustements de la consommation dans tous les secteurs. Ces « effets système » sont captés dans TiTAN grâce aux contraintes de bouclage offre- demande et à la logique coût-efficacité : le CAMS correspond non seulement au déploiement d?une technologie d?abattement, mais aussi à l?ajustement en conséquence de la configuration optimale dans l?ensemble des secteurs. En pratique, la portée de ces effets système varie d?une technologie à l?autre. Par exemple, l?électrification d?un usage tend à affecter l?ensemble du système énergétique, tandis qu?un changement de procédé industriel à consommation énergétique constante n?a aucune répercussion sur le reste du système. La comparabilité du coût d?abattement marginal du système issu de TiTAN et des coûts d?abattement microfondés doit donc être étudié au cas par cas. De façon plus générale, la comparabilité de deux coûts d?abattements dépend aussi de la cohérence de leurs hypothèses paramétriques (CAPEX/OPEX des technologies, taux d?actualisation, taxes et subventions, coût des énergies, etc.). ? 46 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 17 : coût d?abattement marginal du système optimisé, scénario TiTAN budget En ¤2023/tCO2e Lecture : le coût d?abattement marginal croît au taux d?actualisation du modèle (3,2 %) sur la période du budget carbone, du point 2025 au point 2060. La valeur au point 2065 correspond à la valeur duale de la contrainte sur le flux d?émissions en 2065, qui permet de maintenir la neutralité carbone après le budget. Source : CGDD, modèle TiTAN Dans le scénario où la contrainte carbone est exprimée « en flux », la trajectoire de CAMS diffère fortement de la trajectoire précédente (figure 18). Elle part cette fois d?une valeur initiale faible et croît à un taux non constant et rapidement supérieur au taux d?actualisation pour atteindre un niveau très élevé (proche de 1200 ¤2023/tCO2e) à l?approche de la neutralité carbone. Cette forte pente traduit à la fois l?accélération nécessaire des efforts en fin de période pour compenser des efforts initiaux plus progressifs et la plus grande difficulté à atteindre la neutralité carbone plus tôt et donc avec des technologies moins matures et/ou aux potentiels plus réduits32. Les coûts marginaux à l?atteinte de la neutralité carbone stricte s?avèrent ainsi plus élevé dans la simulation en flux que dans la simulation en budget. Cette trajectoire de CAMS fondée sur une contrainte carbone exprimée en flux se rapproche fortement de celles produites, également sous contrainte de flux, par les modèles technico- économiques TIMES-FR et POLES-Enerdata utilisés par la deuxième commission sur la VAC en 2019 (« commission Quinet II ») 33. Dans le cadre de l?élaboration de la valeur de l?action pour le climat, la forte sensibilité du CAMS à la trajectoire de réduction des émissions que montre la simulation en flux conduit à favoriser une approche budget, de sorte à aboutir à une trajectoire qui n?incite pas au report de ces efforts. 32 Les possibilités technologiques de décarbonation sont améliorées au-delà de 2050 dans les simulations, principalement en relevant les plafonds paramétrés sur les potentiels technologiques. Par exemple, la part de marché maximum des PAC est relevée de 46 % en 2050 à 90 % en 2065. 33 France Stratégie (2019). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 47 ? Figure 18 : émissions du périmètre TiTAN et coût d'abattement marginal du système (CAMS) dans la variante en budget et la variante en flux Émissions en MtCO2e/an et CAMS en ¤2023/tCO2e Lecture : la série « CAMS, TiTAN flux » correspond à la valeur duale de la contrainte sur le flux d?émissions définie à chaque point. Le scénario en flux n?est simulé que jusqu?en 2055. Source : CGDD, modèle TiTAN 4. LA SENSIBILITÉ DU COÛT D?ABATTEMENT MARGINAL AUX HYPOTHÈSES DE CONTEXTE Cette section présente les analyses de sensibilité produites avec TiTAN dans le cadre de la troisième commission sur la valeur de l?action pour le climat (VAC). Celles-ci ont été réalisées en faisant varier un seul élément à la fois et en observant les effets sur le CAMS (la VAC au sens de TiTAN, cf. supra). Le CAMS constitue un indicateur de la « tension » du système énergétique pour respecter la contrainte carbone : plus il est élevé, plus la contrainte carbone est difficile à respecter pour le modèle. Les effets sur les autres variables du modèle n?ont pas été analysés. Les variantes ont été concentrées sur les hypothèses les plus structurantes d?après la littérature et l?expérience des modélisateurs. Elles portent sur le contexte international (prix des énergies fossiles) ou le contexte national (potentiels d?absorption des puits naturels et technologiques, sobriété). Elles ont été calibrées pour correspondre à des chocs importants mais plausibles, en s?appuyant autant que possible sur les valeurs alternatives disponibles dans des sources de référence. Par défauts d?éléments suffisamment robustes, les variantes n?ont pas été probabilisées. La sensibilité aux hypothèses de prix des énergies fossiles Les prix anticipés des énergies fossiles sont très liés au contexte international et au degré d?ambition de réduction des émissions de GES dans les autres pays. De plus, ils ont un effet direct sur la trajectoire optimale de décarbonation et son coût. Pour rendre compte de cet effet, quatre variantes ont été produites : une variante analytique considérant une multiplication par deux du prix des énergies fossiles par rapport aux hypothèses centrales (cadrage de la Commission européenne) et trois variantes reprenant les projections des trois ? 48 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace scénarios-phares de l?AIE 34 (Stated Policies (STEP), Announced Pledges (APS), et Net Zero Emissions by 2050 (NZE)). Ces trois scénarios présentent tous des trajectoires de prix des énergies fossiles inférieures aux projections de la Commission européenne (figure 19). Figure 19 : projection des prix d?approvisionnement en énergies fossiles pour l?Union européenne, selon le cadrage de la Commission européenne et les différents scénarios de l'AIE En ¤2023/MWh Lecture : l?année 2020 du modèle est calibrée sur l?année observée 2019 pour éviter de capter l?effet de la crise du Covid­19. Les valeurs 2050 sont prolongées jusqu?en 2065. Source : AIE, World Energy Outlook 2024, p.90 34IEA, World Energy Outlook 2024, octobre 2024, p.78. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 49 ? Le CAMS est respectivement plus élevé de 19 %, 23 % et 28 % par rapport à la référence dans les variantes alignées sur les scénarios STEP, APS et NZE (tableau 6). En effet, un prix plus bas des énergies fossiles implique que la substitution des énergies fossiles par les renouvelables permet moins d?économies sur les importations d?énergies, ce qui relève mécaniquement le coût d?abattement marginal. Inversement, la variante où le prix des énergies fossiles est multiplié par deux montre une réduction de 28 % du CAMS : plus les énergies fossiles sont chères, moins il est coûteux de s?en passer. Il est important de remarquer que s?il a bien un effet sur le CAMS, le prix des énergies fossiles n?impacte pas nécessairement les décisions d?investissement du modèle. En effet, la neutralité des émissions suppose une disparition quasi-complète des énergies fossiles dans le système énergétique, en dehors des volumes qui peuvent éventuellement être compensés par les puits naturels et technologiques. Puisque le potentiel de ces puits est limité, le modèle doit déployer des technologies qui se passent des énergies fossiles, quel qu?en soit le coût. Tableau 6 : sensibilité du CAMS aux hypothèse de prix des énergies fossiles Scénario CAMS 2030 (¤2023/tCO2e) CAMS 2050 (¤2023/tCO2e) Écart à Central (%) Central 308 578 - PrixFossilex2 222 416 - 28 % AIE-STEP 367 690 + 19 % AIE-APS 377 709 + 23 % AIE-NZE 393 738 + 28 % Lecture : dans la variante « PrixFossilex2 », le prix paramétré des énergies fossiles est multiplié par 2 par rapport à l?hypothèse centrale. En réponse, le CAMS est abaissé de 28 % par rapport au scénario central, soit une valeur de 222 ¤2023/tCO2e en 2030 et de 416 ¤2023/tCO2e en 2050. Source : CGDD, modèle TiTAN La sensibilité aux hypothèses sur les puits de carbone L?atteinte de la neutralité implique par construction que les émissions brutes soient égales à la capacité d?absorption des puits de carbone, naturels et artificiels. Dans ce cadre, on produit deux jeux de variantes distincts, l?une portant sur les puits naturels, l?autre sur les puits technologiques, car ces deux types de puits ne présentent pas les mêmes caractéristiques. Les puits naturels ont un effet mécanique sur la contrainte carbone : renforcer les puits naturels, hors périmètre TiTAN, relâche par construction la contrainte carbone sur les émissions du périmètre TiTAN. De plus, ils sont sans coût pour le modèle. En revanche, les puits technologiques ont un coût pour le modèle. Par conséquent, augmenter leur potentiel ne signifie pas forcément qu?ils vont être mobilisés davantage, cela dépend de leurs coûts et potentiels comparés aux autres options d?abattement. Les chocs sur les puits naturels ont été calibrés arbitrairement pour les chocs intermédiaires, et d?après une récente étude de l?IGN et de la FCBA 35 pour les chocs les plus extrêmes (UTCATF+++ et UTCATF---). Les chocs sur les puits technologiques ont été calibrés pour correspondre respectivement à de petites variations du potentiel de stockage, et à un choc radical (aucun stockage). 35 IGN et FCBA (2024). ? 50 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 7 : sensibilité du CAMS aux hypothèses sur les puits naturels de carbone Scénario Choc sur la cible d'émissions 2050 (Choc sur le budget carbone 2025- 2060) CAMS 2030 (¤2023/tCO2e) CAMS 2050 (¤2023/tCO2e) Écart à Central (%) Central - 308 578 - UTCATF+ + 5 MtCO2e/an (+ 2 %) 291 546 - 6 % UTACTF++ + 10 MtCO2e/an (+ 5 %) 270 507 - 12 % UTCATF+++ + 15 MtCO2e/an (+ 8 %) 260 488 - 15 % UTCATF- - 5 MtCO2e/an (- 2 %) 314 590 + 2 % UTCATF-- - 5 MtCO2e/an (- 5 %) 361 678 + 17 % UTCATF--- - 22 MtCO2e/an (- 13 %) Pas de solution Lecture : dans la variante UTCATF-, les puits naturels sont affaiblis à partir de 2035 pour aboutir à un niveau de - 30 MtCO2e/an en 2050 et au-delà, contre - 35 MtCO2e/an dans le scénario principal. À trajectoire d?émissions nettes inchangée, cela se traduit par une réduction du budget carbone imposé au modèle de 2 %. Le CAMS s?en trouve relevé de 2 %. Source : CGDD, modèle TiTAN Une légère dégradation des puits naturels par rapport à l?hypothèse centrale (UTCATF-) ne relève la trajectoire de de CAMS que de 2 % (tableau 7). En effet le budget d?émissions que doit respecter le modèle n?est que faiblement réduit (- 2 %) par ce choc. Le choc symétrique, correspondant à un léger renforcement des puits naturels, (UTCATF+) réduit le CAMS de 6 %, soit un effet de sens inverse et de plus grande ampleur. Cela suggère que la courbe de coût d?abattement marginal implicite de TiTAN 36 , bien que croissante, est localement non convexe. Cela contredit les hypothèses usuelles sur les fonctions agrégées de coût d?abattement, mais c?est une possibilité qu?autorisent les approches bottom-up. Les variantes traduisant respectivement une dégradation modérée et un renforcement modéré des puits naturels (UTCATF-- et UTCATF++) montrent des effets plus marqués sur le CAMS, de respectivement + 17 % et - 12 %. De plus, on voit qu?à cette échelle le coût d?abattement marginal est globalement convexe : l?effet d?une dégradation des puits (ie. un resserrement du budget carbone) est plus fort que celui d?un renforcement symétrique. Dans l?hypothèse la plus favorable sur un renforcement fort des puits (UTCATF+++), l?effet est de - 15 %, soit assez proche de celui d?un choc moyen (UTCATF++), traduisant un coût d?abattement marginal relativement « plat » à ce niveau d?effort. Enfin, dans l?hypothèse la plus défavorable de forte dégradation des puits naturels (UTCATF---), le problème est infaisable : l?objectif de réduction des émissions ne peut physiquement pas être atteint sous les hypothèses technologiques et économiques retenues, même à des valeurs très élevées du coût d?abattement marginal. S?agissant des puits technologiques37 , trois tests de sensibilité ont été réalisés (tableau 8). Dans les deux premiers tests, le plafond annuel sur le stockage géologique de CO2 a été légèrement ajusté tout le long de la trajectoire, conduisant à un écart relativement modeste sur la capacité de stockage cumulée (+/- 20 % de capacité cumulée sur 2025-2060). Dans le troisième test, le plafond a été fixé à 0 tCO2/an sur toute la trajectoire, interdisant de fait le stockage géologique du CO2. 36 Aucune courbe de coût d?abattement n?est paramétrée dans TiTAN, en revanche on peut révéler sa courbe de coût d?abattement marginal implicite en resserrant progressivement l?objectif d?abattement au cours d?une série de simulations, à reste du paramétrage identique. 37 Les puits technologiques intègrent les technologies de CCUS, de capture atmosphérique (DAC) ? contrainte à 5 MtCO2/an maximum compte tenu de l?incertitude sur sa faisabilité ? et le stockage géologique. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 51 ? Le CAMS réagit faiblement (- 3 %) à une légère augmentation des capacités des puits, et beaucoup plus fortement (+ 11 %) à une légère diminution. La variante sans stockage géologique de CO2 apparaît quant à elle infaisable pour le modèle. Tableau 8 : sensibilité du CAMS aux hypothèses de potentiel de stockage de CO2 Scénario Choc sur la capacité de stockage géologique en 2050 (Choc sur la capacité cumulée 2025-2060) CAMS 2030 (¤2023/tCO2e) CAMS 2050 (¤2023/tCO2e) Écart à Central (%) Central - 308 578 - Stockage+ + 5 MtCO2/an (+ 20 %) 299 561 - 3 % Stockage- - 5 MtCO2/an (- 20 %) 342 642 + 11 % Aucun stockage - 29 MtCO2/an (- 100 %) Pas de solution Lecture : dans la variante Stockage+, la capacité de stockage géologique de CO2 est progressivement renforcée jusqu?à aboutir à 34 MtCO2/an en 2050 et au-delà, contre 29 MtCO2/an dans le scénario Central. Cela correspond à un choc de + 20 % sur la capacité cumulée de stockage géologique. Le CAMS en est abaissé de ? 3 %. Source : CGDD, modèle TiTAN La sensibilité aux hypothèses de sobriété La demande en services énergétiques, exogène dans TiTAN, est alignée dans le scénario central sur le scénario AMS de la SNBC3 (cf. supra). Un test de sensibilité a été réalisé en construisant un jeu alternatif d?hypothèses de demande aligné tant que possible sur le scénario AME 38 de la SNBC3, qui représente une évolution tendancielle de la demande en services énergétiques (cf. annexe 5). Ce test, dit « sans sobriété », aboutit à un coût d?abattement marginal accru de près de 35 % par rapport au scénario central (tableau 9). L?effet de la sobriété est fort : en effet, elle réduit mécaniquement l?abattement à réaliser par le système énergétique, et cela sans coût pour le modèle. Une sobriété forte permet donc d?éliminer le recours aux technologies décarbonées les plus coûteuses, et abaisse in fine le coût d?abattement marginal. Inversement, une sobriété faible augmente le coût d?abattement marginal. Tableau 9 : sensibilité du CAMS aux hypothèses de sobriété Scénario Valeur 2030 (¤2023/tCO2e) Valeur 2050 (¤2023/tCO2e) Écart à Central (%) Central (sobriété généralisée, alignée sur l?AMS) 308 578 - Sans sobriété (demande tendancielle, proche de l?AME) 413 775 + 34 % Source : CGDD, modèle TiTAN 38 Voir Synthèse du scénario avec mesures existantes 2024, DGEC, octobre 2024. ? 52 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Synthèse des tests de sensibilité Plusieurs enseignements peuvent être dégagés des tests de sensibilité réalisés (figure 20): ? Une sobriété généralisée à tous les secteurs réduit beaucoup l?intensité des efforts à faire pour respecter les objectifs d?émissions, et soutient par là leur faisabilité. ? Les effets des puits de carbone, naturels et technologiques, sont importants et non- linéaires : un affaiblissement des puits intensifie beaucoup les efforts à fournir, tandis qu?un renforcement équivalent ne les soulage que faiblement. ? Compte tenu d?un niveau incompressible d?émissions brutes en l?état des prospectives technologiques, les objectifs d?émissions ne sont pas atteignables sans des puits naturels vigoureux et semblent difficilement atteignables sans puits technologiques. ? Le prix des énergies fossiles a un impact fort sur l?intensité des efforts économiques de décarbonation, même s?il ne change rien à sa faisabilité physique. Figure 20 : trajectoires du CAMS dans l?ensemble des variantes réalisées En ¤2023/tCO2e Lecture : chaque courbe correspond à la trajectoire du CAMS dans un test de sensibilité. Le faisceau qui en résulte correspond à la plage de CAMS qui a été explorée lors des tests. La variante PrixFossilesx2 a été écartée de cette synthèse car elle a été produite avec un choc très invraisemblable pour des raisons purement analytiques. Source : CGDD, modèle TiTAN Étant donné qu?on a réalisé les tests sur un seul paramètre à la fois et sans les probabiliser, ils ne constituent qu?une première exploration des incertitudes sur l?intensité des efforts de décarbonation, et sont un préalable à des analyses plus ciblées et approfondies. Celles-ci pourront par exemple étudier les effets de chocs croisés sur les paramètres et analyser les effets sur d?autres variables que le CAMS. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 53 ? 5. LES COÛTS DE LA DÉCARBONATION Périmètre des coûts considérés et nécessité d?un contrefactuel Plusieurs points doivent être précisés pour la bonne compréhension du coût de la décarbonation évalué sur la base des simulations TiTAN : ? Le coût du système minimisé par TiTAN est un coût purement technique : il décrit la dépense à injecter dans le système énergétique pour atteindre des objectifs donnés de réduction des émissions et de satisfaction de la demande, calculée sans tenir compte des effets macroéconomiques. D?autre part, il n?inclut ni les coûts de l?adaptation au changement climatique, ni les cobénéfices de la décarbonation (santé, biodiversité?), ni la variation de bien-être que peut impliquer l?évolution des modes de vie. Enfin, ce coût est déterminé pour l?ensemble du système énergétique, sans s?intéresser à sa répartition entre les différents agents économiques (État, ménages, entreprises, collectivités?). ? Les coûts des réductions d?émissions hors périmètre TiTAN ne sont pas inclus. En particulier, les coûts associés aux réductions des émissions énergétiques de l?agriculture et au renforcement du puits UTCATF ne sont pas inclus. ? Le coût est évalué en écart à un scénario contrefactuel sans contrainte carbone. Il correspond ainsi au surcoût du scénario de décarbonation net des coûts supportés dans le scénario de référence. Cette évaluation se distingue donc fortement des calculs de besoins d?investissements en comparaison à une année de référence (approche retenue par exemple dans le rapport Pisani-Ferry-Mahfouz 39 ou par le panorama des investissements climat d?I4CE 40). En résumé, le coût de la décarbonation tel qu?il est évalué ici ne correspond pas au coût complet de la transition bas-carbone. Il exclut notamment les coûts (positifs ou négatifs) liés à la sobriété et aux réductions d?émissions hors périmètre TiTAN. Il constitue en revanche une évaluation rigoureuse du surcoût « pur » qu?implique la décarbonation de l?ensemble du système énergétique. Le coût de la décarbonation est modéré sous les hypothèses retenues. Afin de révéler le coût strictement associé à la contrainte carbone, le contrefactuel retenu est un scénario où tous les paramètres sont identiques aux scénarios de décarbonation (budget et flux), à l?exception de la contrainte carbone qui est désactivée. Ce contrefactuel comprend donc les mêmes hypothèses de demandes (avec sobriété généralisée, cf. supra) et les mêmes possibilités technologiques que les scénarios de décarbonation, mais en étant libre sur le niveau de ses émissions. On appelle donc ce contrefactuel « scénario libre ». Même sans contrainte carbone, le scénario libre montre un abattement important (- 267 MtCO2e de 2020 à 2050, cf. supra, figure 13), qui s?explique par les hypothèses de sobriété et par la minimisation du coût du système dans un contexte de prix des énergies fossiles élevés. Sous les hypothèses retenues, il existe donc un important potentiel d?abattement à coût négatif ou nul. L?écart de coût entre le scénario en budget et le scénario libre fournit une estimation du coût de la décarbonation du scénario en budget (figure 21). Ce coût est significatif tout au long de la trajectoire, à court terme comme à long terme, bien qu?il reste relativement modéré (+ 12 à + 27 Md¤2023/an). Ce surcoût se compose principalement d?un surplus d?investissement (CAPEX, + 18 Md¤2023/an en moyenne) important dès le début de la trajectoire, ainsi que d?un 39 Pisani-Ferry, Mahfouz, et France Stratégie (2023). 40 I4CE (2023). ? 54 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace surplus croissant de coûts d?opération hors énergie (OPEX, + 9 Md¤2023/an en moyenne). Des économies croissantes sur les approvisionnements en énergie primaire, grâce à la réduction des importations d?énergies fossiles (- 8 Md¤2023/an en moyenne), viennent réduire le surcoût total sans le compenser. Figure 21 : surcoût du scénario en budget par rapport à une variante sans contrainte carbone, par type de coût En Md¤2023/an Lecture : les OPEX présentés correspondent à des coûts d?opération et de maintenance, hors coût des consommation énergétiques. Source : CGDD, modèle TiTAN La répartition des coûts de la décarbonation Les besoins d?investissement supplémentaires se concentrent avant tout dans le secteur énergie (respectivement + 7,4 Md¤/an et + 2,7 Md¤/an en moyenne pour la production et la distribution d?énergie), puis dans le secteur bâtiment (respectivement + 3,5 Md¤/an et + 1,0 Md¤/an pour les équipements et la rénovation thermique) et enfin les transports (+ 3,2 Md¤/an pour les véhicules) - (tableau 10). Les besoins d?investissement dans l?industrie semblent très faibles au regard de l?abattement réalisé par le secteur. Ce paradoxe s?explique notamment par le fait que l?abattement du secteur est en grande partie réalisé par des substitutions entre énergies finales de mêmes natures, qui sont paramétrées comme peu coûteuses en investissement (cf. supra), et par la baisse du contenu carbone des énergies finales, dont le coût est supporté par le secteur énergie. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 55 ? Tableau 10 : surplus d'investissement du scénario en budget par rapport au scénario libre Secteur Principaux postes d?investissements (CAPEX) Surplus moyen de CAPEX (Md¤2023/an) 2025-2030 2035-2050 2055-2065 2025-2065 Énergie Capacités de production + 1,9 + 11,5 + 5,7 + 7,4 Réseaux + 1,6 + 5,6 -0,3 2,7 Stockage de l?énergie - - - - Bâtiment Isolation thermique + 4,6 - - + 1,0 Équipements de chauffage, climatisation et ECS + 1,8 + 0,2 + 8,9 + 3,5 Transport Véhicules + 5,8 + 2,7 + 2,0 + 3,2 Industrie Capacités de production + 0,3 - + 0,2 + 0,1 Total + 16,0 + 16,0 + 20,0 + 16,5 Source : CGDD, modèle TiTAN Le surplus d?OPEX se concentre lui aussi dans le secteur énergie (tableau 11). Il correspond à l?augmentation des coûts d?opération et de maintenance qu?implique l?extension du réseau électrique (+ 2 Md¤/an en 2035 et + 5 Md¤/an à partir de 2045), mais aussi aux coûts de maintenance et d?opération des capacités supplémentaires de production énergétique : éolien et photovoltaïque principalement (+ 2,6 Md¤/an à partir de 2050), thermique décarboné (+ 0,8 Md¤/an) et électrolyse (+ 0,4 Md¤/an). Enfin l?ensemble des activités de capture, distribution et stockage de carbone contribuent de manière significative au surplus d?OPEX du secteur énergie (environ + 1 Md¤/an à partir de 2050). Pour le secteur industrie, la décarbonation n?implique qu?un léger surcoût d?OPEX (+ 0,4 Md¤/an en 2050), tandis qu?elle est quasi-neutre dans le transport (- 0,1 Md¤/an en 2050). Tableau 11 : surplus d'OPEX du scénario en budget par rapport au scénario libre Secteur Principaux postes de coûts d?opération (OPEX) Surplus moyen d?OPEX (Md¤2023/an) 2025-2030 2035-2050 2055-2065 2025-2065 Énergie Capacités de production - 0,3 + 4,3 + 6,5 + 4,0 Réseaux + 0,3 + 4,3 + 6,0 + 4,0 Stockage du CO2 + 0,1 + 0,6 + 1,0 + 0,6 Stockage de l?énergie - - - - Transport Véhicules + 0,8 + 0,1 - 0,9 - 0,1 Industrie Capacités de production + 0,1 + 0,2 + 0,4 + 0,3 Total + 1,0 + 9,5 + 13,0 + 8,8 Source : CGDD, modèle TiTAN Le scénario en budget réalise d?importantes économies sur les approvisionnements en énergies primaires fossiles par rapport au scénario libre (tableau 12). Ces économies sont particulièrement importantes sur les importations de gaz fossile (- 2,5 Md¤2023/an dès 2030, et plus de - 12 Md¤2023/an à partir de 2050). Elles sont moins marquées pour les produits pétroliers (- 2,4 Md¤2023/an en moyenne), qui représentent pourtant les trois quarts de la facture d?importations de fossiles en 2020. En effet, la consommation de ces énergies baisse aussi beaucoup dans le scénario libre du fait d?une électrification importante du parc de véhicules roulants, qui s?avère optimale même sans objectif d?abattement sous les hypothèses technologiques et de prix des fossiles retenues. La décarbonation du système énergétique conduit in fine à se passer presque intégralement des énergies fossiles, la facture des importations d?énergies fossiles de la France dans le scénario en budget passant ainsi de 40 Md¤2023 en 2020 à 3 Md¤2023 après l?atteinte de la neutralité carbone. ? 56 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace L?approvisionnement en biomasse, supposé réalisé uniquement à partir de la production nationale sans recours aux importations, représente un surcoût croissant au cours de la trajectoire (de + 2,1 Md¤2023/an sur 2025-2030 à + 6,2 Md¤2023/an sur 2055-2065), qui reflète la mobilisation accrue de cette énergie. Tableau 12 : surcoût d'approvisionnement en énergies primaires du scénario en budget par rapport au scénario libre Énergie primaire Surcoût d'approvisionnement moyen (Md¤2023/an) 2025-2030 2035-2050 2055-2065 2025-2065 Biomasse + 2,1 + 5,2 + 6,2 + 4,8 Charbon - 0,7 - 1,1 - 1,3 - 1,0 Produits pétroliers - 2,8 - 3,4 - 0,8 - 2,4 Gaz fossile - 2,2 - 9,4 - 13,2 - 9,1 Uranium - 0,0 - 0,1 - 0,0 - 0,1 Total - 3,5 - 8,7 - 9,3 - 7,6 Source : CGDD, modèle TiTAN 6. LA TRANSFORMATION DU SYSTÈME ÉNERGÉTIQUE Les résultats présentés dans cette section sont issus d?une modélisation simplifiée du système énergétique, malgré son niveau de détail, et calculés selon une approche d?optimisation avec anticipations parfaites. Par construction, ils sont donc optimistes sur les possibilités d?ajustement du système énergétique et sur la faisabilité des différentes configurations technologiques. De plus, ces résultats sont dépendants des hypothèses de coûts, de potentiels, de demandes, qui font l?objet de nombreuses incertitudes. Enfin, ils sont déterminés sans considérer les externalités hors changement climatique : salubrité des logements, pollution de l?air, biodiversité? Pour toutes ces raisons, ils ne permettent pas à eux seuls d?établir une prescription de politique énergétique, mais ils peuvent constituer des éléments d?aide à la décision. L?évolution de la consommation totale La substitution quasi-complète des énergies fossiles est un des principaux traits de l?évolution de la consommation finale totale dans le scénario en budget. La consommation primaire (figure 22) de produits pétroliers et celle de charbon baissent dès 2025 et de façon continue, jusqu?à un niveau quasi-nul à long terme (- 99 % de 2020 à 2050 pour les produits pétroliers et - 98 % pour le charbon). Des consommations résiduelles subsistent cependant, respectivement dans le transport aérien et l?industrie (10 TWh/an de pétrole et 2 TWh/an de charbon en 2050). Le cas du gaz fossile est différent : sa consommation diminue moins rapidement, et se maintient à un niveau important en 2050 (- 69 % de 2020 à 2050, soit 130 TWh/an résiduels). Elle baisse encore en 2060, à l?atteinte de la neutralité, tout en restant significative (46 TWh/an résiduels en 2060). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 57 ? Figure 22 : consommation d'énergie primaire En TWh/an Note : la consommation de chaleur de l?environnement n?est pas représentée. Source : CGDD, modèle TiTAN La substitution des énergies fossiles dans la consommation finale est principalement réalisée par l?électrification (figure 23). La part de l?électricité dans le mix énergétique final passe ainsi de 25 % en 2020 à 56 % en 2050, et progresse même au-delà grâce à la baisse de la consommation finale totale. Si la consommation d?électricité est en quasi-stagnation à court- terme (croissance de + 0,3 %/an en jusqu?en 2030), elle connaît une croissance soutenue de 2030 à 2050 (+ 1,6 %/an en moyenne), avant de se stabiliser. Figure 23 : consommation d'énergie finale En TWh/an Note : pour l?industrie, la consommation finale représentée est celle à usage énergétique seulement, à l?exception de la filière sidérurgie et de la filière ammoniac pour lesquels la consommation à usage matière de charbon (coke) d?une part, et celle de gaz naturel et d?hydrogène d?autre part sont prises en comptes. Source : CGDD, modèle TiTAN ? 58 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace D?autres vecteurs énergétiques viennent compléter la substitution des énergies fossiles, notamment pour les usages difficiles à électrifier. Ainsi, la consommation de biocarburants double presque de 2020 à 2045 (de 44 à 85 TWh/an), portée par tous les modes de transport, avant de redescendre légèrement jusqu?en 2055 (75 TWh/an) pour rester concentrée dans l?aérien, le transport maritime international et l?agriculture. La biomasse solide voit sa consommation augmenter légèrement à court terme (de 85 TWh/an en 2020 à 98 TWh/an en 2030) pour l?industrie et le chauffage des bâtiments, puis diminuer (76 TWh/an en 2050) à mesure que l?électrification de ces usages progresse et qu?elle est réaffectée vers d?autres usages à plus haute valeur. Notamment, la production de chaleur de réseau haute température biosourcée, couplée à de la CCS, permet de capturer du carbone biogénique pour réaliser des émissions négatives nécessaires au respect de la contrainte carbone 41, tout en se substituant aux énergies fossiles dans l?industrie et le chauffage des bâtiments. Le gaz biosourcé reste quant à lui peu mobilisé : sa consommation stagne sur l?essentiel de la trajectoire (de 9 TWh/an en 2020 à 11 TWh/an en 2050), avant d?augmenter légèrement à l?atteinte de la neutralité pour se substituer en partie au gaz fossile (23 TWh/an en 2060). Enfin, l?hydrogène et les carburants synthétiques dérivés émergent progressivement à partir de 2035, jusqu?à constituer une part significative de la consommation totale (7 % du mix final en 2050, soit 73 TWh/an, soit). L?hydrogène est d?abord consommé par l?industrie, puis également par le transport aérien à partir de 2045 grâce à l?apparition de l?avion à hydrogène, où il s?ajoute aux carburants synthétiques déjà en usage. Tous vecteurs confondus, la consommation d?énergie finale diminue de façon rapide (- 374 TWh/an de 2020 à 2030) et soutenue (- 675 TWh/an de 2020 à 2050). Cette réduction résulte de trois leviers complémentaires : les hypothèses de sobriété sur la demande en service énergétique, les efforts d?efficacité à vecteur énergétique constant 42 , et la substitution des énergies fossiles par l?électricité, plus efficace 43. Une grande partie de cette réduction est spontanée (- 445 TWh/an en 2050, figure 24) car considérée comme rentable par le modèle, mais la sobriété y contribue également de façon significative (- 197 TWh/an en 2050). La consommation d?énergie primaire diminue également, mais proportionnellement moins que la consommation finale (respectivement - 33 % et - 38 % de 2020 à 2050). En effet, la baisse de la consommation primaire induite par l?efficacité énergétique et l?électrification est mitigée par le déploiement de nouvelles chaînes énergétiques peu efficaces, mais nécessaires pour la neutralité (notamment hydrogène, carburants synthétiques et carburants biosourcés). 41 Le facteur d?émission retenu pour la biomasse est nul, ce qui permet d?obtenir des émissions négatives avec les technologies de BECCS (bio-energy with carbon capture and storage). Cette convention comptable peut ne pas tenir si les prélèvements de biomasse participent à la dégradation du puits UTCATF, notamment en ce qui concerne la forêt. Cependant, les interactions entre prélèvement de biomasse et puits UTCATF ne sont pour l?instant pas modélisées dans TiTAN en raison de leur complexité et du manque de consensus scientifique. 42 L?efficacité énergétique à vecteur énergétique constant correspond par exemple à l?isolation des bâtiments sans changement d?équipement de chauffage, à la réduction de la consommation des véhicules à type de motorisation donnée et à la réduction de la consommation d?énergie des équipements industriels à procédé et vecteur énergétique constant. 43 Pour un même usage, le rendement « énergie utile/énergie finale » des appareils électriques est souvent meilleur que celui de leurs analogues thermiques. Par exemple, les véhicules électriques ont un rendement « de la charge aux roues » de l?ordre de 80- 95 %, contre 20-40 % pour les véhicules thermiques. De même, une chaudière à gaz a un rendement de l?ordre de 80-110 %, contre près de 300 % pour une pompe à chaleur. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 59 ? Figure 24 : consommation d'énergie finale selon les projections de demande et la contrainte carbone En TWh/an *Tendanciel : scénario sans contrainte carbone, à mode de vie inchangée et à trajectoire des émissions hors périmètre TiTAN tendancielle (d?après scénario AME). Étant donné que ce scénario est le résultat de l?optimisation libre du système énergétique (sans contrainte sur les émissions ou la consommation d?énergie), la réduction de la consommation correspond au potentiel d?économies d?énergies rentables. **Baseline : scénario sans contrainte carbone mais avec leviers de sobriété actifs (évolution de la demande cohérente à l?AMS). L?écart avec le scénario « tendanciel » correspond à l?effet de la sobriété. Source : CGDD, modèle TiTAN La transformation du secteur de production d?énergie L?évolution de la production d?énergie est en miroir de l?évolution de la consommation : elle est marquée par une forte augmentation de la production électrique, la quasi-disparition des énergies fossiles et une mobilisation accrue de la biomasse et des carburants décarbonés. La production électrique (figure 25) est en quasi-stagnation de 2020 à 2030 (+ 13 TWh/an), puis connaît un développement important de 2030 à 2050 (+ 294 TWh/an) avant une phase de plateau. La part du nucléaire dans le mix passe de 72 % en 2020 à 33 % en 2050 et au-delà : de nouvelles centrales nucléaires entrent en service à partir de 2040 (figure 26) mais sans aller jusqu?à remplacer complètement le parc historique. Les énergies renouvelables assurent donc à la fois le remplacement de la production nucléaire non renouvelée et la production supplémentaire. L?éolien est le plus mobilisé, à la fois sur terre (+ 1,8 GW/an en moyenne de 2020 à 2050) et en mer (+ 1,7 GW/an en moyenne de 2025 à 2050), jusqu?à constituer plus de 40 % de la production en 2050. Le photovoltaïque est mobilisé plus tard (+ 5,3 GW/an de 2035 à 2050) et dans une moindre mesure (15 % de la production en 2050), du fait d?hypothèses relativement plus pessimistes sur son potentiel 44 . Le reste du mix en 2050 et au-delà correspond à l?hydroélectrique (7 % en 2050), qui se maintient à son niveau historique, ainsi que de petites parts de gaz fossile (1,4 % en 2050) et de biogaz (1,0 % en 2050). L?intensité carbone de l?électricité (cf. annexe 3), déjà très basse en 2020 (33 gCo2e/kWh), est donc quasiment nulle à terme. 44 Il convient de rappeler que les potentiels des différents moyens de production sont plafonnés de façon étroite tout au long de la trajectoire. Le mix qui en résulte n?est donc optimal qu?au sein d?un champ restreint des possibles. ? 60 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 25: production totale d'électricité par technologie En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN L?augmentation de la part des énergies renouvelables intermittentes dans le mix électrique a pour corollaire d?augmenter les besoins de flexibilité. Étant donné que les flexibilités de la demande ne sont pas modélisées (pas d?effacement, ni de smart-grid ni de vehicle-to-grid) et que les capacités hydroélectriques et de STEP sont plafonnées à leur niveau historique, la réponse du modèle est d?augmenter fortement les capacités de production pilotables (de 20 GWe en 2020 à 39 GWe en 2050, figure 26), principalement de thermique à gaz (+ 20 GWe) et secondairement de thermique à hydrogène (+ 2 GWe). Aucun investissement dans les batteries n?est réalisé, bien qu?il soit possible. Paradoxalement, la production annuelle des capacités thermiques pilotables diminue de 2020 à 2050 (38 TWh/an à 16 TWh/an), en dépit de l?augmentation des capacités. L?analyse de la production journalière indique que l?appel des centrales thermiques est en effet moins fréquent, mais correspond à des pics de puissance plus élevés (cf. annexe 3). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 61 ? Figure 26 : capacités de production électrique En GW électrique Lecture : les valeurs correspondent aux capacités disponibles et non aux capacités effectivement en service. Par exemple, des capacités de centrales au charbon et au fioul sont disponibles jusqu?en 2045, mais sont effectivement hors service dès 2030 avec des productions inférieures à 0,1 TWh/an. Source : CGDD, modèle TiTAN La capture de CO2 (figure 27) représente des volumes importants dès 2030 (6 MtCO2/an), qui augmentent rapidement jusqu?en 2050 (31 MtCO2/an). Le CO2 capté vient principalement de la production d?énergie, en l?occurrence la méthanisation et la production de chaleur de réseau de haute température biosourcée. La capture d?émissions de procédés industriels n?est que très peu mobilisée, alors qu?elle est souvent présentée comme un levier pertinent pour la réduction des émissions industrielles. Ce résultat contre-intuitif peut s?expliquer en comparant la valeur de l?option « capture de CO2 biogénique dans le secteur énergie + stockage géologique » à celle de l?option « capture d?émissions de procédés + stockage géologique ». La première option co-produit de l?énergie et des émissions négatives 45 qui peuvent annuler les émissions de procédés ; tandis que la deuxième option annule les émissions de procédés mais sans co-production d?énergie, et semble donc moins intéressante. Ce résultat peut cependant être interrogée en rappelant que la pertinence économique de la chaîne CCUS dépend aussi de la dispersion géographique des productions ciblées et de la taille des unités de production 46, des facteurs dont la modélisation ne tient pas compte ici. La capture directe de carbone atmosphérique (DAC) est déployée à partir de 2040, jusqu?à représenter des volumes significatifs en 2050 (7 MtCO2/an), et cela malgré sans coût énergétique élevé (11 TWh/an de chaleur haute température et 3 TWh/an d?électricité en 2050). Le CO2 capté est principalement destiné au stockage géologique, et son origine presque entièrement biogénique ou atmosphérique permet d?obtenir d?importantes émissions négatives. La consommation du CO2 capté ne représente qu?une part mineure du flux capté et elle sert uniquement à produire du kérosène synthétique décarboné par combinaison avec de l?hydrogène vert. Cet usage atteint un pic vers 2040, pour abattre les émissions de l?aviation en attendant la montée en puissance de l?avion à hydrogène, et diminue ensuite. 45 Sous la convention comptable retenue, le facteur d?émission de la biomasse est nul et les technologies de bioénergie couplées à la capture et au stockage de CO2 (BECCS) permettent d?obtenir des émissions négatives. 46 CRE (2024) ? 62 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 27 : volumes de CO2 capté et utilisé, par source et par usage En MtCO2/an Source : CGDD, modèle TiTAN La transformation des secteurs consommateurs d?énergie Cette partie présente des résultats détaillés pour chaque secteur consommateur d?énergie : évolution de la consommation d?énergie par usage, principales technologies de décarbonation mobilisées, efforts d?efficacité énergétique? Les bâtiments La consommation d?énergie de chauffage des bâtiments résidentiels (figure 28) est dominée en 2020 par le gaz fossile (119 TWh/an) et l?électricité (81 TWh/an), avec des parts significatives de bois (72 TWh/an) et de fioul (44 TWh/an). La consommation de fioul décroît très rapidement de 2020 à 2030 (- 34 TWh/an), mais ne disparaît qu?après 2040, le modèle trouvant coût-efficace de maintenir quelques chauffages au fioul dans les logements les mieux isolés. La consommation de gaz diminue rapidement de 2020 à 2030 (- 34 TWh/an), à la fois grâce à sa substitution par les PAC et la chaleur de réseau (figure 29), et grâce à des travaux d?isolation ciblant les logements les plus mal isolés. La consommation de gaz fossile continue de diminuer (43 TWh/an en 2050) grâce au remplacement des chaudières gaz par des PAC et par le chauffage urbain. La contrainte sur la part de marché maximum des PAC est levée de 2050 à 2060 sous hypothèse de progrès technologique et économique de la filière, le modèle choisit alors de s?en servir pour remplacer complètement les dernières chaudières à gaz. Les chauffages à électricité-joule sont remplacés par des PAC et des chauffages urbains dès 2030 (figure 29), et ont complètement disparu après 2050. La part des logements chauffés au bois est relativement stable jusqu?en 2050, mais la consommation diminue sous les effets du progrès technique des chaudières bois et de l?isolation des logements (20 TWh/an en 2050). La consommation d?énergie de chauffage des bâtiments tertiaires connaît une trajectoire assez semblable à celle des bâtiments résidentiels, avec une mobilisation légèrement plus forte de la chaleur de réseau en raison d?un potentiel technico-économique supérieur (plus grande taille des bâtiments et localisation plus concentrée dans les zones denses). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 63 ? Figure 28 : consommation finale de chauffage des bâtiments résidentiels En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Figure 29 : parc résidentiel par énergie de chauffage principale En millions de logements Lecture : l?énergie « Gaz » correspond ici à un mélange de gaz fossile et de gaz biosourcé. Source : CGDD, modèle TiTAN Les parcs résidentiel et tertiaire connaissent une forte amélioration de leurs performances énergétiques respectives au cours de la trajectoire (figure 30), mais ils restent relativement hétérogènes et comportent encore des « passoires thermiques » (étiquettes énergie du DPE en « F » ou « G ») à long terme. Le modèle choisit de réaliser des travaux d?isolation de 2020 à 2030, avec en moyenne respectivement 131 000 logements/an pour le résidentiel et 30 000 bâtiments/an pour le tertiaire. Ces volumes peuvent sembler modestes, mais du fait de l?optimisation technico-économique leurs effets sont importants. Les travaux sont en effet ciblés sur les classes d?isolation « F? » et « E? » 47 et correspondent à des rénovations plus profondes que celles observées dans le passé (2,3 sauts de classe d?isolation TiTAN en 47 Le modèle distingue la classe d?isolation du bâtiment, indiquée par une lettre suivie d?un prime (X?), et la performance énergétique globale du bâtiment qui inclut aussi la performance du système de chauffage et correspond au DPE. On approxime l?étiquette énergie du DPE, avec un biais négatif, selon la règle suivante : on prend « étiquette énergie du DPE = classe d?isolation » pour tous les systèmes de chauffage, à l?exception du chauffage électricité-Joule, pour lequel on dégrade la classe d?isolation de deux rangs. Par exemple, un logement de classe d?isolation « C? » correspond à peu près à un logement d?étiquette énergie du DPE « C » lorsqu?il est équipé d?une chaudière gaz, d?un poêle à bois ou d?une PAC et à un logement d?étiquette énergie du DPE « E » lorsqu?il est équipé d?un chauffage électricité-joule. ? 64 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace moyenne sur 2020-2030, contre 1,3 en 2020). Les travaux d?isolation cessent complètement après 2030, l?amélioration de la performance énergétique du parc est ensuite uniquement le fait des changements d?équipements et du renouvellement des bâtiments par les constructions et destructions. Ce dernier phénomène, sous l?hypothèse d?une destruction systématique des bâtiments les plus mal isolés à raison de 1,2 % du parc par an 48, est un puissant canal d?amélioration des performances thermiques, qui explique le maintien des « passoires thermiques » dans le parc (figure 30). En effet, en considérant uniquement un objectif de réduction des émissions, le modèle trouve peu efficace de payer les coûts de l?isolation des bâtiments « passoires » alors qu?ils peuvent être détruits à terme et remplacés par des bâtiments neufs très performants. Figure 30 : composition des parcs résidentiel et tertiaire par étiquette énergie du DPE (approximation conservative) En % Source : CGDD, modèle TiTAN Les autres usages énergétiques du bâtiment sont déjà largement électrifiés en 2020 (figure 31), une situation qui s?accentue jusqu?en 2050 (de 145 TWh/an à 160 TWh/an), où le gaz ne joue plus qu?un rôle résiduel (13 TWh/an). La maîtrise de la demande et le passage à des équipements plus efficaces (notamment PAC air-air réversibles et chauffe-eau thermodynamiques (CET)) conduit à une baisse significative de la consommation totale (de 212 TWh/an en 2020 à 179 TWh/an en 2050), malgré l?augmentation de la consommation de la climatisation. L'eau chaude sanitaire (ECS) se débarrasse très vite du fioul et plus progressivement du gaz fossile, au profit de l'électricité (22 TWh/an en 2050) et des réseaux de chaleur (4 TWh/an en 2050). La consommation totale pour l?ECS diminue légèrement grâce à la sobriété et à la diffusion des CET. La consommation d?électricité pour la climatisation est influencée à la hausse par la part croissante de logements équipés et la hausse des températures ; et à la baisse par l?efficacité accrue des équipements (notamment des PAC air-air réversibles) et la sobriété sur le confort d?été. La combinaison de ces facteurs conduit à une augmentation plutôt modérée de la consommation de la climatisation, de 14 TWh/an en 2020 à 29 TWh/an en 2050. La cuisson est quant à elle fortement électrifiée (28 TWh/an). Enfin, la consommation d?électricité spécifique décroit significativement, de 107 TWh/an en 2020 à 81 TWh/an en 2050, sous l?hypothèse d?une modération des usages et de gains d?efficacité des appareils électriques domestiques. 48 Cette hypothèse ne tient pas compte de l?impossibilité de destruction pour les bâtiments situés en zone patrimoniale. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 65 ? Figure 31 : consommation finale des usages énergétiques des bâtiments hors chauffage (résidentiel et tertiaire confondus) En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Le transport La consommation d?énergie du transport de passagers (figure 32) est à terme massivement électrifiée, les biocarburants jouant plutôt un rôle de transition. L?aérien est en 2050 le seul poste important de consommation de biocarburants, d?hydrogène et de carburants synthétiques. La substitution des véhicules thermiques par les électriques participe, avec l?efficacité énergétique et la sobriété, à une réduction drastique de la consommation finale du secteur (de 373 TWh/an en 2020 à 115 TWh/an en 2050). Les voitures constituent de très loin le principal poste de consommation du transport de passagers. En 2020, elles consomment 245 TWh/an de carburants fossiles, mais dès 2030 l'adoption de carburants biosourcés et de l'électricité s'accélère. En 2050, l'électricité domine le mix (53 TWh/an), le fossile a disparu et les biocarburants ne font plus que l?appoint. Le transport collectif routier connaît une trajectoire similaire : initialement très dépendant des carburants fossiles (8 TWh/an en 2020), il adopte progressivement l'électricité et les carburants biosourcés. En 2050, l'électricité est la composante principale de son mix (4 TWh/an), avec le carburant biosourcé et l?hydrogène en appoints. Le transport collectif ferroviaire est déjà largement électrifié en 2020 (5 TWh/an) et le reste (8 TWh/an en 2050). Enfin, le transport aérien de passagers (dont international), le deuxième poste de consommation du secteur, commence à intégrer des carburants biosourcés dès 2030 (6 TWh/an en 2030) et synthétiques à partir de 2040. Sous l?hypothèse de la disponibilité de l?avion à hydrogène à partir de 2040, il commence à consommer cette énergie entre 2040 et 2050 (33 TWh/an), réduisant drastiquement sa consommation de carburants fossiles à terme (87 TWh/an en 2020 versus 9 TWh/an en 2050). ? 66 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 32 : consommation finale du transport de passagers, par mode En TWh/an Lecture : « 2RM » signifie « deux-roues motorisés », « TC » signifie « transports en commun ». Source : CGDD, modèle TiTAN La consommation d?énergie du fret (figure 33) évolue vers un mix largement décarboné, équilibré entre électricité et biocarburants, avec des situations contrastées selon les modes. Le transport maritime maintient cependant une consommation significative de gaz fossile à long terme. La substitution des véhicules thermiques par les électriques participe, avec l?efficacité énergétique et la sobriété, à une réduction importante de la consommation finale du secteur (de 248 TWh/an en 2020 à 116 TWh/an en 2050). Les poids lourds, consommant presque exclusivement des carburants fossiles en 2020 (75 TWh/an), s'électrifient progressivement à partir de 2030 et jusqu?en 2050 (24 TWh/an). Leur consommation de biocarburants augmente légèrement jusqu?en 2040 (10 TWh/an), ce qui permet d?abattre des émissions avant que l?électrification monte à pleine puissance. Cette consommation redescend ensuite à un niveau modeste en 2050 (8 TWh/an), qui correspond aux trajets longue distance pour lesquels l?autonomie des poids lourds électriques n?est pas suffisante. Les véhicules utilitaires légers connaissent une évolution similaire, passant d?un mix dominé par le fossile (98 TWh/an en 2020) à un mix très électrifié (26 TWh/an en 2050). Leur électrification est plus profonde que celle des poids lourds, en raison de leur usage préférentiel pour les trajets courte distance pour lesquels l?autonomie des batteries suffit. Le transport fluvial et maritime (dont international) commence par substituer le gaz fossile au fioul en 2030, avant d?adopter le carburant biosourcé et l?hydrogène à partir de 2040. Il consomme encore une quantité importante de gaz fossile en 2050 (11 TWh/an). L?aérien commence à adopter les carburants biosourcés dès 2030 (0,3 TWh/an), puis les carburants synthétiques et l'hydrogène, réduisant progressivement la dépendance aux fossiles (0,5 TWh/an en 2050). Enfin, les engins agricoles commencent à adopter les carburants biosourcés dès 2030 (4 TWh/an), jusqu?à ne plus consommer que cette énergie en 2050 (25 TWh/an). Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 67 ? Figure 33 : consommation finale du fret, par mode En TWh/an Lecture : « 2RM » signifie « deux-roues motorisés », « VUL » signifie « véhicules utilitaires légers ». Source : CGDD, modèle TiTAN L?industrie La consommation finale49 de l?industrie est assez diversifiée en 2020 (figure 34) : gaz fossile (129 TWh/an), électricité (118 TWh/an) et charbon (75 TWh/an) forment l?essentiel du mix, et sont complémentés par le fioul (16 TWh/an), la chaleur de réseau (15 TWh/an) et la biomasse solide (10 TWh/an). Le charbon, très émetteur de CO2, est principalement consommé par la sidérurgie et les cimenteries. Il est fortement substitué dès 2030 (- 53 TWh/an), par l?électricité et l?hydrogène dans la sidérurgie et par la biomasse dans les cimenteries. La sidérurgie en particulier ne consomme plus de charbon en 2050, toute la production étant assurée par des fours à arc électrique et avec des sources non fossiles de carbone matière. La consommation totale de gaz fossile diminue fortement dès 2030 (- 34 TWh/an), substituée par la biomasse solide et la chaleur de réseau ? et secondairement l?électricité ? dans de nombreuses filières, notamment la pétrochimie (- 9 TWh/an) et autres chimies (- 6 TWh/an), les IAA (- 12 TWh/an) et les papier-pâtes (- 4 TWh/an). La substitution du gaz fossile se poursuit dans toutes les filières jusqu?en 2050 (38 TWh/an) et au-delà, en accordant une part de plus en plus importante à l?électricité (213 TWh/an en 2050). L?hydrogène est consommé en grande quantité à partir de 2040 (18 TWh/an), principalement par la sidérurgie pour la réduction directe du minerai de fer, mais aussi par d?autres filières pour les besoins de haute température (papier-pâtes, verres, etc.). Sa part dans le mix à long terme reste cependant modeste (28 TWh/an en 2050, soit 8 % du mix). 49 On rappelle que la consommation d?énergie pour des usages non énergétiques n?est pas prise en compte, à l?exception de la filière acier (consommation de charbon pour carbone matière et de gaz fossile ou hydrogène pour la réduction directe) et de la filière ammoniac (consommation de gaz fossile ou d?hydrogène comme précurseurs de la molécule). ? 68 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 34 : consommation finale à usage énergétique de l'industrie En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Malgré les hausses de production qu?impliquent les hypothèses de réindustrialisation sur la plupart des filières, la consommation finale totale de l?industrie est relativement stable à long terme (de 367 TWh/an en 2020 à 374 TWh/an en 2050) grâce à des efforts d?efficacité énergétique. En effet, toutes les filières réduisent significativement leur consommation finale unitaire (tableau 13). Ces gains d?efficacité de 2020 à 2050 se situent entre 8 % et 11 % pour la plupart des filières, et dépassent les 15 % dans la sidérurgie, le ciment et l?aluminium. Tableau 13 : consommation finale unitaire par filière En MWh/t de produit fini Filière 2020 2030 2040 2050 2060 Écart 2020-2050 Pétrochimie 10,64 9,98 9,71 9,52 9,42 - 11 % Aluminium 11,40 8,40 8,88 9,48 9,41 - 17 % Ammoniac 5,02 5,69 5,23 4,55 4,49 - 10 % Autres chimies 5,06 4,70 4,42 4,53 4,47 - 11 % Chlore 4,17 4,70 4,15 3,77 3,72 - 10 % Sidérurgie 4,56 3,38 3,46 3,65 3,52 - 20 % Papier-pâtes 3,25 3,07 2,91 2,90 2,87 - 11 % Verre 2,68 2,80 2,67 2,47 2,44 - 8 % Équipement 2,52 2,10 2,14 2,27 2,24 - 10 % Sucre 2,07 2,01 1,86 1,79 1,77 - 14 % Autres non métalliques 1,36 1,29 1,21 1,24 1,23 - 9 % Ciment 1,14 0,96 0,97 0,92 0,92 - 19 % Autres autres (textiles, etc.) 1,04 0,99 0,94 0,93 0,92 - 10 % Autres métaux primaires 1,06 0,95 0,89 0,95 0,94 - 10 % Construction 0,74 0,70 0,66 0,67 0,66 - 10 % Autres IAA 0,30 0,27 0,25 0,26 0,26 - 15 % Source : CGDD, modèle TiTAN La décarbonation des vecteurs énergétiques, l?efficacité énergétique et la réduction des émissions de procédés conduisent à des réductions très importantes des facteurs d?émissions pour toutes les filières de l?industrie (tableau 14). La décarbonation des vecteurs et l?efficacité accomplissent la plus grande part de cet effort. Notamment, la chaleur de réseau haute Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 69 ? température pour l?industrie est entièrement produites par BECCS, ce qui lui confère un contenu carbone fortement négatif. De plus, les émissions de procédés ne représentent qu?une faible part des émissions de l?industrie en 202050 (13 MtCO2e d?émissions de procédés contre 67 MtCO2e d?émissions énergétiques), et sont relativement peu réduites en 2050 (9 MtCO2e/an). L?effort de réduction des émissions de procédés est principalement supporté par les filières ciment, ammoniac et sidérurgie. Tableau 14 : facteur d?émissions (énergie + procédés) par filière, nets de la CCS sur site et en amont En kgCO2e/t de produit Filière 2020 2030 2040 2050 2060 Écart 2020-2050 Pétrochimie 2061 1030 337 115 - 152 - 94 % Aluminium 1910 1233 233 252 112 - 87 % Sidérurgie 1544 847 506 242 109 - 84 % Ammoniac 1202 1255 1033 733 200 - 39 % Autres chimies 1013 354 104 21 -142 - 98 % Ciment 771 330 331 304 303 - 61 % Verre 732 609 409 230 168 - 69 % Sucre 526 188 95 65 12 -88 % Autres non métalliques 454 361 289 283 217 - 38 % Papier-pâtes 333 122 - 8 - 91 - 90 - 100 % Équipement 313 168 64 - 40 - 96 - 100 % Construction 170 101 59 28 17 - 84 % Chlore 171 81 41 41 20 - 76 % Autres autres (textiles, etc.) 149 72 13 - 51 - 70 -100 % Autres métaux primaires 105 50 22 3 - 1 - 97 % Autres IAA 40 18 - 3 - 18 - 17 - 100 % Lecture : les facteurs d?émissions présentés sont nets de la capture et du stockage de carbone réalisés sur le site de production et pendant la production de l?énergie consommée. L?écart 2020-2050 a été fixé à -100 % lorsque les émissivités sont négatives en 2050. Source : CGDD, modèle TiTAN 50 Ce volume d?émissions de procédés peut sembler faible au regard des inventaires nationaux (41 MtCO2e/an en 2018 selon le CGDD : www.notre-environnement.gouv.fr/themes/climat/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-et-l-empreinte-carbone- ressources/article/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-du-secteur-de-l-industrie-manufacturiere). Le paramétrage du secteur industrie de TiTAN s?améliorera au fur et à mesure de la publication des plans de transition sectoriels de l?Ademe et de leur intégration dans le paramétrage. https://www.notre-environnement.gouv.fr/themes/climat/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-et-l-empreinte-carbone-ressources/article/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-du-secteur-de-l-industrie-manufacturiere https://www.notre-environnement.gouv.fr/themes/climat/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-et-l-empreinte-carbone-ressources/article/les-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-du-secteur-de-l-industrie-manufacturiere ? 70 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Conclusion Les simulations produites avec TiTAN pour la révision de la valeur de l?action pour le climat montrent que l?atteinte de la neutralité nette des émissions française vers 2050 est techniquement possible à des coûts raisonnables, sous les hypothèses combinées d?une sobriété généralisée, d?un renforcement du puits UTCATF par rapport au présent et de la disponibilité de certaines technologies de rupture (CCS, avion à hydrogène, etc. ). Toutefois, les variantes produites en relâchant une de ces hypothèses toutes choses égales par ailleurs montrent que l?atteinte de l?objectif de décarbonation y est très sensible : l?effort nécessaire devient très intense sous l?hypothèse d?une évolution tendancielle des modes de vie, tandis qu?une dégradation trop importante du puits UTCATF ou une indisponibilité du stockage géologique de carbone empêchent le modèle de trouver une solution. Ces résultats soulignent l?importance pour l?action publique de mobiliser l?ensemble des leviers disponibles pour atteindre l?objectif de décarbonation que la France s?est fixée. Il s?agit notamment de soutenir et d?inciter à des modes de vie plus sobres d?une part, ainsi qu?à soutenir le développement des technologies de rupture, en particulier d?émissions négatives, d?autre part. Plus généralement, l?optimisation des efforts de décarbonation montre l?importance d?agir dès aujourd?hui et dans l?ensemble des secteurs, au risque, dans le cas contraire, d?augmenter significativement le coût de la transition. La version de TiTAN présentée dans ce document n?est pas définitive. Le modèle et ses données d?entrée ont vocation à être améliorés en continu, sur des aspects déjà identifiés comme perfectibles (paramétrage du secteur industrie, réseaux de CO2 et d?H2, flexibilité des moyens de production, etc.), mais aussi pour répondre aux besoins rencontrés lors des utilisations futures. Ce travail d?amélioration continue pourra être facilité par la mise en libre accès intégrale du modèle (code, paramétrage, notices) courant 2025. Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 71 ? ANNEXES ? 72 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace ANNEXE 1 ? STRUCTURE DU MODÈLE TITAN Tableau 15 : listes des filières du secteur industrie de TiTAN et exemples de voies technologiques IGCE/diffus Filière Exemples de voies technologiques IGCE Acier Haut fourneau + Injection de gaz de cokerie + Augmentation du taux de ferrailles dans le convertisseur à 30 % Four à arc électrique + Brûleurs oxyfuel pour le préchauffage des poches Aluminium Usine d'aluminium primaire + Efficacité anodes efficaces + Efficacité fonderie Ammoniac Voie Haber-Bosch + Capture de carbone Chlore Vapeur décarbonée Ciment Conversion en voie sèche avec précalcinateur + Baisse du taux de clinker par des argiles calcinées Papier-pâtes Voie (émissivité -/consommation +) Pétrochimie Vapocraquage ; Vapocraquage + capture de CO2 Sucre Récupération biogaz Verre Four électrique + recyclage Diffus Équipement Voie (émissivité +/consommation +) Autres chimies Voie (émissivité -/consommation +) Autres IAA Voie (émissivité +/consommation -) Autres métaux primaires Voie (émissivité -/consommation -) Autres non métalliques ?? Construction ?? Autres autres (textile, etc.) ?? Lecture : l?industrie est décomposée en 16 filières. La finesse du paramétrage varie selon la filière. Les industries grandes consommatrices d?énergie (IGCE) sont les plus détaillées : pour les filières ciment, acier et aluminium, le paramétrage inclut une liste de briques technologiques pouvant être combinées. Source : CGDD, modèle TiTAN Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 73 ? Figure 35 : schéma simplifié du secteur énergie Source : CGDD, modèle TiTAN ? 74 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 36 : schéma simplifié de la construction de la demande d'énergie de chauffage dans TiTAN Source : CGDD, modèle TiTAN Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 75 ? ANNEXE 2 ? PARAMÉTRAGE Tableau 16 : panorama des hypothèses de sobriété dans les variantes produites pour la révision de la valeur de l?action pour le climat Secteur Champ Variante « avec sobriété » Variante « sans sobriété » Bâtiment Chauffage Part croissante de ménages « consciencieux » se chauffant moins que la consigne générale Part constante Part décroissante de ménages précaires se sous-chauffant Part constante Température de consigne générale abaissée de 19 °C à 18,5 °C Température de consigne constante Climatisation Température de consigne relevée de 22 °C à 26 °C Température de consigne constante Autres usages Baisse de la demande individuelle d?énergie utile pour la cuisson, l?ECS, l?électricité spécifique Demande constante Logement Croissance ralentie de la part des maisons individuelles Croissance tendancielle Baisse ralentie du nombre moyen d'habitants par logement Baisse tendancielle Transport Passagers Report modal vers les mobilités douces et les transports en commun Parts modales constantes Augmentation du taux de remplissage des véhicules Taux constant Croissance modérée de la demande en mobilité Croissance forte Fret Croissance modérée de la demande en fret Croissance forte Augmentation du taux de remplissage des véhicules Taux constant Report modal des poids lourds vers le fret ferroviaire et fluvial Parts modales constantes Industrie Toutes filières Hypothèse de réindustrialisation forte idem Pétrochimie, aluminium, acier Augmentation du taux d?incorporation de matériaux recyclés Taux constant Source : CGDD d?après hypothèses de travail DGEC pour la SNBC3. ? 76 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Paramétrage du secteur énergie Tableau 17 : facteurs d?émission des ressources primaires Ressource primaire Facteur d?émission à la consommation (kgCO2/kWh) Charbon 0,374 Pétrole 0,286 Gaz fossile 0,204 Électricité importée 0,325 Biomasse 0,00 Lecture : émissivités calculées avec analyse du cycle de vie (émissions comptées de l'extraction jusqu'à la combustion). Dans les simulations présentées ici, les émissivités sont supposés fixes dans le temps et ne tiennent donc pas compte des variations dues aux éventuels changements d?approvisionnements (par exemple : gaz de schiste versus gaz naturel conventionnel). Source : Ademe (www.bilans-ges.ademe.fr), calculs CGDD https://bilans-ges.ademe.fr/ Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 77 ? Tableau 18 : paramètres économiques des principales technologies de production énergétique Energie produite Technologie OPEX fixes (¤2023/MWh produit) 2020 2030 2050 Carburants Raffinage fossile aérien 33 33 33 Raffinage fossile terrestre 30 30 30 Energie produite Technologie CAPEX (¤2023/kW amont) OPEX fixes (¤2023/kW amont/an) Durée de vie (en ans) 2020 2030 2050 2020 2030 2050 Carburants Bioraffinage aérien 330 248 248 17 17 17 20 Bioraffinage terrestre 153 129 129 8 8 8 20 Synthèse de carburant aérien 451 451 451 23 23 23 20 Synthèse de carburant terrestre 977 977 977 49 49 49 20 Chaleur de réseau Chaleur biosourcée 491 465 465 21 19 19 25 Chaleur biosourcée + capture CO2 1 258 1 237 1 237 320 312 297 25 Chaleur gaz 145 145 145 3 3 3 25 Chaleur gaz + capture CO2 970 970 970 163 159 152 25 Chaleur géothermique 1 553 1 553 1 553 104 104 104 25 Chaleur de réseau/ électricité Cogénération biosourcée 2 350 1 898 1 953 47 41 39 30 Cogénération biosourcée + capture CO2 2 808 2 444 2515 346 334 317 30 Cogénération gaz 1 014 956 991 26 26 26 30 Cogénération gaz + capture CO2 1 695 1 662 1 722 186 182 175 30 Électricité Éolienne en mer, flottante [min;max] [4 290 ; 6 249] [3721 ; 5301] [3152 ; 4353] 127 92 58 30 Éolienne en mer, posée [min;max] [3 816 ; 5 459] [2963 ; 4037] [2584 ; 3405] 92 67 41 30 Éolienne terrestre [min;max] [1 121 ; 1 869] [1035 ; 1725] [776 ; 1294] 46 40 29 30 PV au sol [min;max] [430 ; 1 289] [343 ; 1030] [274 ; 823] 13 12 9 30 PV sur toiture [min;max] [1 227 ; 2 722] [997 ; 2205] [779 ; 1710] 23 23 17 30 Thermique biosourcée 1 509 1 370 1 250 26 26 26 30 Thermique biosourcée + capture CO2 1 448 1 428 1 480 28 29 29 30 Thermique gaz 621 642 662 188 185 178 30 Thermique gaz + capture CO2 1 023 1 140 1 233 40 39 39 30 Thermique nucléaire ancien 2 768 2 679 2 679 41 43 46 60 Thermique nucléaire nouveau 6 142 2 695 2 584 48 46 40 60 Géothermique 1 668 1 550 1 618 348 338 319 30 Thermique H2 721 721 721 53 51 52 30 Méthane Méthanation 540 405 225 27 22 11 30 Méthaniseur 897 863 725 20 18 16 30 Méthaniseur + capture CO2 1 306 1 272 1 134 83 81 79 30 Hydrogène Vaporeformage 944 944 944 47 42 40 25 Vaporeformage + capture CO2 1 744 1 412 1 328 52 42 40 25 Électrolyseur 1 150 958 863 35 29 26 25 Lecture : les CAPEX et OPEX sont exprimés en euros par kW amont, qu?on peut diviser par l?efficacité pour passer en puissance aval. Par exemple, le CAPEX d?une centrale thermique à gaz est de 621 ¤/kW amont en 2020, ce qui correspond à 621/0,6 = 1 035 ¤/kW électrique. Cette convention implique pour certaines technologies une hausse des CAPEX/OPEX en puissance amont au cours du temps : il y a une amélioration de l?efficacité à CAPEX/OPEX constants en puissance aval. Les technologies éoliennes et photovoltaïque sont déclinées en trois catégories chacune, à coûts croissants, pour tenir compte de l?hétérogénéité des gisements (ex : coûts de raccordement variables, zones de vents ou ensoleillement moins forts). Sources : RTE ; base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; hypothèses CGDD https://zenodo.org/records/3544900 ? 78 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 19 : efficacité des principales technologies de production énergétique Energie produite Technologie Efficacité 2020 2050 Carburants Raffinage fossile aérien 0,97 0,97 Raffinage fossile terrestre 0,97 0,97 Bioraffinage aérien 0,55 0,7 Bioraffinage terrestre 0,55 0,8 Synthèse de carburant aérien 0,84 0,84 Synthèse de carburant terrestre 0,84 0,84 Chaleur de réseau Chaleur biosourcée 0,9 0,9 Chaleur biosourcée + capture CO2 0,75 0,75 Chaleur gaz 0,9 0,9 Chaleur gaz + capture CO2 0,75 0,75 Chaleur géothermique 1 1 Chaleur de réseau/électricité Cogénération biosourcée 0,65/0,25 0,68/0,26 Cogénération biosourcée + capture CO2 0,54/0,21 0,56/0,22 Cogénération gaz 0,59/0,32 0,62/0,33 Cogénération gaz + capture CO2 0,49/0,26 0,51/0,28 Électricité Éolienne en mer, flottante 1 1 Éolienne en mer, posée 1 1 Éolienne terrestre 1 1 PV au sol 1 1 PV sur toiture 1 1 Thermique biosourcée 0,46 0,49 Thermique biosourcée + capture CO2 0,32 0,39 Thermique gaz 0,6 0,64 Thermique gaz + capture CO2 0,44 0,53 Thermique nucléaire ancien 0,34 0,34 Thermique nucléaire nouveau 0,36 0,4 Géothermique 1 1 Thermique H2 0,57 0,57 Méthane Méthanation 0,78 0,78 Méthaniseur 0,6 0,6 Méthaniseur + capture CO2 0,6 0,6 Hydrogène Vaporeformage 0,76 0,76 Vaporeformage + capture CO2 0,69 0,69 Électrolyseur 0,6 0,64 Lecture : par convention l?efficacité des technologies de production à partir d?énergie primaire renouvelable est fixée à 1. Les deux efficacités pour les technologies de cogénération correspondent respectivement aux rapports de l?énergie thermique utile et de l?énergie électrique produites sur l?énergie primaire consommée pour le total des deux productions (leur somme correspond donc à l?efficacité totale du processus de cogénération). Sources : base de données du modèles JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; RTE ; hypothèses CGDD https://zenodo.org/records/3544900 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 79 ? Tableau 20 : paramètres technico-économiques des technologies de stockage énergétique CAPEX Technologie Unité CAPEX 2030 2050 Efficacité (cycle complet) Durée de vie (ans) Batteries ¤2023/kWh 316 213 0,85 12 Pompage STEP ¤2023/kW 932 932 0,81 50 Stockage H2 ¤2023/kW 9 177 4 669 1 40 Source : RTE ; base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; hypothèses CGDD Figure 37 : facteur de charge quotidien sur l?année utilisée pour le calibrage (année 2019) pour les technologies concernées Lecture : le facteur de charge des technologies de production énergétique est supposé égal à 1, sauf pour les éoliennes, le photovoltaïque, les centrales nucléaires et les barrages. Pour ces technologies, le facteur de charge est paramétré heure par heure de l?année d?après l?année de référence (2019), puis moyenné sur chaque plage horaire utilisée dans la modélisation du système électrique. Par exemple, si une seule plage horaire par jour (0h-24h) est utilisée, le facteur de charge quotidien est la moyenne des facteurs de charge horaire paramétrés pour toutes les heures de la journée. Le graphique décrit ce facteur de charge quotidien moyen. Si la modélisation est réalisée avec plusieurs plages horaires (par exemple : 7h-10h ; 10h-19h ; 19h-21h ; 21h-7h), le facteur de charge pour chaque plage est la moyenne des facteurs de charge horaire sur les heures composant la plage. Sources : RTE ; www.renewables.ninja/ https://zenodo.org/records/3544900 https://www.renewables.ninja/ ? 80 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 38 : facteur de charge horaire sur une journée-type estivale (25/08/2019) Sources : RTE ; www.renewables.ninja/ Figure 39 : facteur de charge horaire sur une journée-type hivernale (23/01/2019) Sources : RTE ; www.renewables.ninja https://www.renewables.ninja/ http://www.renewables.ninja/ Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 81 ? Tableau 21 : paramètres technico-économiques des infrastructures de distribution d?énergie Énergie distribuée CAPEX (M¤2023/MW) OPEX (M¤2023/MW) Efficacité Durée de vie (ans) 2020 2050 Électricité 1,2 0,05 0,92 0,94 60 Énergie distribuée Zone de densité Type de bâtiment CAPEX (k¤2023/bâtiment raccordé) OPEX (k¤2023/bâtiment raccordé) Efficacité Durée de vie (ans) 2020 2050 Gaz de réseau urbaine MI 5,8 0,2 0,98 0,98 25 HC 11,5 0,5 HLM 28,8 1,2 Tertiaire 11,5 0,5 périurbaine MI 17,3 0,7 HC 34,5 1,4 HLM 86,3 3,5 Tertiaire 34,5 1,4 rurale MI 575,0 23,0 HC 1 150,0 46,0 HLM 2 875,0 115,0 Tertiaire 1 150,0 46,0 Gaz en vrac toutes MI 1,8 0,98 0,98 25 HC 3,0 HLM 3,6 Tertiaire 3,6 Chaleur moyenne température urbaine MI 16,3 0,1 0,83 0,83 25 HC 24,8 0,4 HLM 42,5 1,0 Tertiaire 25,7 0,4 périurbaine MI 39,1 0,1 HC 59,5 0,6 HLM 102,0 1,6 Tertiaire 61,7 0,6 rurale MI 391,3 1,0 HC 595,3 5,3 HLM 1 019,7 14,3 Tertiaire 617,1 5,8 Froid urbaine HLM 135,7 1,6 0,79 0,83 25 HC 72,0 0,6 MI 41,4 0,1 Tertiaire 75,3 0,6 périurbaine MI 414,4 14,3 HC 720,4 5,3 HLM 1 357,1 1,0 Tertiaire 753,1 5,8 rurale MI 17,3 1,0 HC 30,0 0,4 HLM 56,5 0,1 Tertiaire 31,4 0,4 Lecture : le réseau électrique est compté de façon homogène, sans distinguer le transport de la distribution et sans distinguer de zone de densité. Les réseaux de distribution de gaz, de chaleur et de froid vers les bâtiments résidentiels et tertiaires sont comptés en nombre de bâtiments raccordés, et distingués par la zone de densité et le type de bâtiment raccordé (MI : maison individuelle ; HC : habitat collectif de 10 logements ; HLM : habitat collectif de 30 logements). Les réseaux desservant les infrastructures industrielles ne sont pas représentés (hors électricité). Source : RTE ; hypothèses CGDD ? 82 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 40 : courbe de coût marginal de la biomasse primaire En ¤2023/MWh et TWh d?énergie primaire/an Lecture : les gisements de biomasse primaire sont considérés comme un réservoir homogène disponible pour tous les usages énergétiques, à l?exception d?un petit volume disponible uniquement pour la méthanisation (19 TWh/an à 5,8 ¤2023/MWh) et d?un volume disponible uniquement pour le chauffage dans les maisons individuelles (59 TWh/an à 5,8 ¤2023/MWh). Source : SDES pour les premières tranches (jusqu?à 180 TWh/an) ; stratégie nationale de mobilisation de la biomasse et hypothèses CGDD pour les suivantes. Paramétrage du secteur bâtiment Tableau 22 : paramètres technico-économiques des bâtiments-types Type de bâtiment Description Nombre de logements Surface par logement (m² habitable) CAPEX de construction (k¤2023/bâtiment) Durée d'amortissement des travaux de construction et d'isolation (ans) MI maison individuelle 1 1 134 30 HC habitat collectif, immeuble de taille modérée 10 68 814 HLM habitat collectif, immeuble de grande taille 30 60 2 156 Tertiaire bâtiment tertiaire 1 665 797 Source : base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; calculs CGDD https://zenodo.org/records/3544900 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 83 ? Tableau 23 : paramètres technico-économiques des équipements des bâtiments Technologie Type de bâtiment CAPEX (k¤2023/bâtiment équipé) Efficacité chauffage Efficacité climatisation Efficacité ECS Durée de vie (ans) Chauffage joule MI 2,6-5,4 1 15 HC 13,4-29,5 HLM 35,6-78,3 Tertiaire 13,7-30 Chaudière gaz MI 2,4-4,9 0,96 20 HC 12,3-27,2 HLM 32,8-72 Tertiaire 12,6-27,6 Chaudière bois MI 5,4-11,3 0,85 15 HC 28,1-61,8 HLM 74,5-163,7 Tertiaire 28,6-62,8 Chaleur de réseau MI 3-5,9 0,95 0,95 20 HC 17-33,4 HLM 43,5-87 Tertiaire 16-32,7 PAC air-air MI 10,1-20,9 3 3 20 HC 64,6-77 HLM 136-168,9 Tertiaire 64,8-77,4 PAC air-eau MI 19,1-37 2,4 2,4 15 HC 123,1-143,8 HLM 258,3-313 Tertiaire 121,9-142,9 PAC géothermique MI 17,9-34,7 3,8 3,8 20 HC 115,5-134,8 HLM 242,2-293,5 Tertiaire 114,3-134 Climatiseur MI 1,2-2,5 3 15 HC 6,4-14 HLM 16,9-37,3 Tertiaire 6,5-14,3 Froid de réseau MI 0,8-1,8 0,95 20 HC 4,5-10 HLM 12,1-26,6 Tertiaire 4,6-10,2 Chauffe-eau thermodynamique MI 2,4 2,4 15 HC 20,8 HLM 45,4 Tertiaire 13,2 Chauffe-eau joule MI 0,2 1 15 HC 1,9 HLM 4,1 Tertiaire 1,2 Chauffe-eau gaz MI 0,2 0,8 15 HC 2,1 HLM 4,7 Tertiaire 1,4 Lecture : les CAPEX des équipements sont déclinés par type de bâtiment équipé (MI : maison individuelle ; HC : habitat collectif de 10 logements ; HLM : habitat collectif de 30 logements) et par classe d?isolation du logement (il faut un équipement plus puissant et donc plus coûteux pour un logement moins bien isolé). Par exemple, une maison neuve peut se chauffer avec une chaudière gaz ne coûtant que 2 400 ¤, tandis qu?une maison similaire mais de la pire classe d?isolation devra s?équiper d?une chaudière gaz plus puissante coûtant 4 900 ¤. Source : base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; hypothèses CGDD https://zenodo.org/records/3544900 ? 84 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 24 : paramètres de coût des travaux d?isolation (CAPEX, k¤2023/bâtiment) Type de bâtiment Classe après travaux Classe avant travaux C' D' E' F' G' MI B' 25,4 27,3 29,7 34,4 40,9 C' 15,7 18,1 22,8 29,3 D' 11,3 16,0 22,5 E' 11,2 17,7 F' 12,9 HC B' 186,3 199,4 214,3 242,5 294,4 C' 96,8 111,8 140,0 191,9 D' 61,2 89,4 141,2 E' 59,4 111,3 F' 83,2 HLM B' 493,0 527,7 567,3 641,9 779,2 C' 256,4 296,0 370,5 507,8 D' 162,0 236,5 373,9 E' 157,3 294,7 F' 220,2 Tertiaire B' 182,1 195,0 209,6 237,1 287,9 C' 94,7 109,3 136,9 187,6 D' 59,8 87,4 138,1 E' 58,1 108,9 F' 81,3 Lecture : les coûts des travaux dépendent des classes d?isolation avant et après travaux ainsi que du type de bâtiment (MI : maison individuelle ; HC : habitat collectif de 10 logements ; HLM : habitat collectif de 30 logements). Source : base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; calculs CGDD Figure 41 : coût des travaux d?isolation des maisons individuelles Lecture : les travaux d?isolation ont un coût croissant et convexe en le nombre de classe gagnées. De plus, il est toujours plus coûteux d?atteindre une classe donnée en plusieurs étapes qu?en une seule. Source : base de données du modèle JRC-EU-TIMES (www.zenodo.org/records/3544900) ; calculs CGDD https://zenodo.org/records/3544900 https://zenodo.org/records/3544900 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 85 ? Paramétrage du secteur transport Tableau 25 : paramètres technico-économiques des véhicules de transport de passagers Technologie Type de distance Classes de consommation 1-5 Classes de consommation 6-7 OPEX (k¤2023/ véhicule) Kilométrage annuel (km/véhicule/ an) Taux de remplissage 2019 (passager/ véhicule) CAPEX (k¤2023/véhicule) Consommation unitaire (kWh/100 km) CAPEX (k¤2023/véhicule) Consommation unitaire (kWh/100 km) Durée de vie (ans) 2030 2050 Énergie principale (électricité si hybride) 2030 2050 Énergie principale (électricité si hybride) Bus essence CD 317 - 402 317 - 359 333 - 200 433 - 463 371 - 382 166 - 133 15,9 45 000 18,4 15 Bus électrique 369 - 468 333 - 377 115 - 99 504 - 540 389 - 402 95,8 - 92 12,7 15 Bus gaz 345 - 430 345 - 387 418,4 - 251 460 - 491 398 - 410 209 - 167 51,8 15 Bus hybride non rechargeable 337 - 344 337 - 344 221- 198 347 - 352 347 - 352 191,4 - 184,4 16,9 15 Bus hybride rechargeable 362 - 369 342 - 348 44,3 - 39,7 (92 - 79,7) 372 - 378 352 - 357 38,3 - 36,9 (76,7 - 73,6) 18,1 15 Bus pile H2 446 - 487 363 - 378 297 - 217 524 - 561 390 - 403 198 - 178,2 12,7 15 Métro 11 500 11 500 800 500 60 000 150 40 Train diesel 5 750 5 750 3195 250 65 000 130 30 Train électrique 8 049 8 049 1000 200 30 Tramway 2 300 2 300 400 100 45 000 30 40 2RM essence 6,9 6,9 40,2 0,3 5 000 1 10 2RM électrique 9,5 8,2 5,7 0,2 Vélo électrique 0,8 0,0 2 500 1 10 VP essence/diesel CD et LD 23 - 27 23 - 27 56 - 34,1 57 - 102 57 - 102 30,1 - 26,1 1,2 CD : 11 870 LD : 14 525 1,62 15 VP électrique 27 - 30 24 - 27 15 - 13 71 - 148 64 - 134 12,5 - 12 0,9 15 VP gaz 24 - 27 24 - 27 59,2 - 35,5 59 - 122 59 - 122 29,6 - 23,7 3,7 15 VP pile H2 41 - 44 32 - 34 31,2 - 22,9 103 - 214 79 - 164 20,8 - 18,7 0,9 15 VP hybride non rechargeable 25 - 30 25 - 30 84,9 - 51 54 - 81 54 - 81 42,5 - 34 1,3 15 VP hybride rechargeable 41 - 44 32 - 34 CD : 8,5 ? 5,1 (12,0 ? 10,4) 103 - 214 79 - 164 CD : 4,2 ? 3,4 (10,0 ? 9,6) 0,8 15 LD : 34,0 ? 20,4 (3,0 ? 2,6) LD : 17,0 ? 13,6 (2,5 ? 2,4) Car essence LD 339 - 429 339 - 390 240 - 144 491 - 552 420 - 450 120 - 96 17,0 34 000 18,4 15 Car électrique 458 - 579 376 - 433 115 - 99,7 663 - 746 466 - 499 95 - 92 13,6 15 Car gaz 345 - 430 345 - 387 418 - 251 460 - 491 398 - 410 209 - 167 51,8 15 Car hybride non rechargeable 370 - 446 370 - 419 278 - 167 498 - 550 447 - 475 139 - 111 18,5 15 Car hybride rechargeable 439 - 530 439 - 497 223 - 133 (23 - 19,9) 591 - 653 531 - 564 111,5 - 89,2 (19,2 - 18,4) 22,0 15 Car pile H2 hydrogène 479 - 565 389 - 424 219 - 161 646 - 728 456 - 489 146 - 131 13,6 15 TGV 31 260 31260 816 1359 295 000 350 25 Train grande ligne diesel 9 797 9797 1938 490 70 000 30 Train grande ligne électrique 9 797 9797 1209 392 150 30 Train pile H2 13 718 12 547 1214 392 30 Avion kérosène LD et interna- tional 125 502 ? 143 447 125 502 - 143 447 7 959 ? 6 172 149 991 - 166 772 149 057 - 154 667 5 774 - 5 376 5457 200 000 200 30 Avion H2 liquide 166 307 - 206 937 152 723 - 174 608 5 651 - 4 636 250 832 - 294 408 180 219 - 188 073 4 410 - 4 184 4365 30 Lecture : « CD » et « LD » signifient respectivement « courte distance » et « longue distance », « VP » signifie « véhicule particulier » et désigne les voitures. La plupart des véhicules sont déclinés en plusieurs classes de consommation décroissante et de CAPEX croissant, numérotées de 1 à 7. Les classes 1 à 5 correspondent à des niveaux d?efficacité correspondant aux technologies actuelles ou très proches. Les classes 6 et 7 correspondent à des niveaux d?efficacité beaucoup plus élevés, associés à des coûts très élevés en début de trajectoire et diminuant fortement au cours du temps. Quand ils sont déclinés par classe, les paramètres sont indiqués pour la classe 1 et 5, ou la classe 6 et 7, en étant séparés par un tiret. Par exemple, le CAPEX d?une voiture électrique en 2030 pour les classes 1 à 5 est compris entre 27 k¤2023 (classe 1) et 30 k¤2023 (classe 5). Les voitures hybrides rechargeables ont des consommations différenciées selon qu?elles réalisent des trajets courts ou longs. Source : : paramétrage du secteur transport pour le "EU Reference Scenario 2020" de la Commission européenne (www.energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en) ; hypothèses CGDD https://energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en ? 86 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 26: paramètres technico-économiques des véhicules de fret et agricoles Technologie Type de distance Classes de consommation 1 à 5 Classes de consommation 6 à 7 OPEX (k¤2023/véh icule) Kilométrage annuel (km/véhicule/ an) Taux de remplissage 2019 (tonne/véhicu le) Durée de vie (ans) CAPEX (k¤2023/véhicule) Consommation unitaire CAPEX (k¤2023/véhicule) Consommation unitaire 2030 2050 Énergie principale (Électricité si hybride) 2030 2050 Énergie principale (Électricité si hybride) Cyclomoteur essence CD 2 2 26,5 0,1 5 000 0,023 15 Cyclomoteur gaz 2 2 29,2 0,3 15 Cyclomoteur hybride non rechargeable 2 2 23,1 0,1 15 Cyclomoteur hybride rechargeable 2 2 4,6 (3,6) 0,1 15 Cyclomoteur pile H2 3 2 14,9 0,1 15 Cyclomoteur électrique 3 3 4,5 0,1 15 VUL essence/diesel CD et LD 22 - 26 22 - 26 70,5 - 42,3 90 - 277 89 - 243 35,2 - 28,2 1,1 CD : 16 000 LD : 16 000 0,17 18 VUL gaz 22 - 27 22 - 27 77,7 - 46,6 48 - 92 48 - 92 38,9 - 31,1 3,4 18 VUL hybride non rechargeable 24 - 60 24 - 60 61,5 - 36,9 141 - 223 141 - 223 30,7 - 24,6 1,3 18 VUL pile H2 38 - 43 30 - 32 34,4 - 24,6 (3 - 2,8) 164 - 426 121 - 234 4,9 - 19,7 (10,9 - 2,7) 0,9 18 VUL électrique 28 - 36 24 - 31 17 - 14,7 138 - 359 115 - 223 14,2 - 13,6 0,9 18 VUL hybride rechargeable 26 - 28 24 - 26 CD : 12,3 ? 7,4 (13,6 ? 11,8) 30 - 71 27 - 68 CD : 6,1 ? 4,9 (11,3 ? 10,9) 1,6 18 LD : 49,2 ? 29,5 (3,4 ? 2,9) LD : 24,6 ? 19,7 (2,8 ? 2,7) Navire fluvial diesel LD 8067 8067 6207,5 80,7 14 395 425 35 Navire fluvial gaz 12135 12135 85 121,4 35 Navire fluvial H2 18989 14809 3497 80,7 35 Poids lourd essence/diesel LD 119 - 190 119 - 181 241 - 144 244 - 298 229 - 277 120 - 96 6,0 100 000 8,29 20 Poids lourd gaz 155 - 225 155 - 217 212 ? 127 280 - 334 265 - 312 106 - 85 23,3 20 Poids lourd hybride non rechargeable 130 - 155 126 - 150 229 ? 137 172 - 190 167 - 183 114 - 91 6,8 20 Poids lourd hybride rechargeable 140 - 153 127 - 138 183 ? 110 (26,0 ? 22,5) 161 - 383 145 - 357 91,8 - 73,4 (21,7 ? 20,8) 8,3 20 Poids lourd hydrogène 237 - 405 166 - 253 184 ? 135 520 - 636 320 - 386 123 - 110 4,8 20 Poids lourd électrique 209 - 333 166 - 252 130 - 112 428 - 523 318 - 385 108 - 104 4,8 20 Train grande ligne diesel LD 10120 10120 12654 101,2 70 000 468 35 Train grande ligne pile H2 14757 13294 6844 101,2 35 Train grande ligne électrique 10120 10120 4012 101,2 35 Navire maritime diesel International 24724 24724 196647 247 100 000 35 Navire maritime gaz 27601 27601 206413 276 10 000 35 Navire maritime H2 229 229 134059 247 35 Avion kérosène LD 125502 - 143447 125502 - 143447 4345 ? 3369 149991 - 166772 149057 - 154667 3152 ? 2935 1 255 600 000 8,5 25 Avion hydrogène 166307 - 206937 152723 - 174608 3085 - 2531 250832 - 294408 180219 - 188073 2407 - 2284 1 255 25 Tracteur biodiesel Agriculture 117 117 181 6,0 10 000 1 15 Tracteur diesel fossile 114 114 182 5,8 15 Lecture : « CD » et « LD » signifient respectivement « courte distance » et « longue distance », « VUL » signifie « véhicule utilitaire léger ». La plupart des véhicules sont déclinés en plusieurs classes de consommation décroissante et de CAPEX croissant, numérotées de 1 à 7. Les classes 1 à 5 correspondent à des niveaux d?efficacité correspondant aux technologies actuelles ou très proches. Les classes 6 et 7 correspondent à des niveaux d?efficacité beaucoup plus élevés, associés à des coûts très élevés en début de trajectoire et diminuant fortement au cours du temps. Quand ils sont déclinés par classe, les paramètres sont indiqués pour la classe 1 et 5, ou la classe 6 et 7, en étant séparés par un tiret. Par exemple, le CAPEX d?un VUL électrique en 2030 pour les classes 1 à 5 est compris entre 28 k¤2023 (classe 1) et 36 k¤2023 (classe 5). Les VUL hybrides rechargeables ont des consommations différenciées selon qu?ils réalisent des trajets courts ou longs. Source : paramétrage du secteur transport pour le "EU Reference Scenario 2020" de la Commission européenne (www.energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en) ; hypothèses CGDD https://energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 87 ? Tableau 27 : paramètres technico-économiques des infrastructures de transport Infrastructure Unité CAPEX (k¤2023/unité) OPEX (k¤2023/an/unité) Taux d'occupation (106 véhicules.km/an/unité) Bornes de recharge électrique CD infrastructure 0,92 0,05 0,144 Bornes de recharge électrique LD 3,68 0,17 0,144 Station hydrogène CD 1 725 69 18,25 Station hydrogène LD 1 725 69 18,25 Aéroport intranational 460 000 3 450 1,3 Aéroport international 460 000 3 450 2,6 Port 172 500 115 0,8 Réseau métro km 138 000 0,23 0,19 Réseau tramway 23 000 0,12 0,08 Réseau ferré grandes lignes 13 800 0,12 0,017 Réseau ferré LGV 23 000 0,12 0,077 Lecture : « CD » et « LD » signifient respectivement « courte distance » et « longue distance ». Source : paramétrage du secteur transport pour le "EU Reference Scenario 2020" de la Commission européenne (www.energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en) ; hypothèses CGDD Paramétrage du secteur industrie Tableau 28 : liste des usines-type et des briques technologiques de la filière sidérurgie Type d?usine Étiquette Four à arc électrique A Haut fourneau F Brique technologique Étiquette Brûleurs oxyfuel pour le préchauffage des poches B Brûleurs régénératifs C Capture de CO2 D Capture de CO2 sur laminage à chaud E Conversion haut fourneau en four à arc - 100 % minerai de fer pré-réduit au gaz naturel G Conversion haut fourneau en four à arc - 100 % minerai de fer pré-réduit à l?hydrogène H Conversion haut fourneau en four à arc - 40 % ferrailles - 60 % minerai de fer pré-réduit au gaz naturel I Conversion haut fourneau en four à arc - 40 % ferrailles - 60 % minerai de fer pré-réduit à l?hydrogène J Électrolyse du fer K Electrowinning L Augmentation du taux de ferrailles dans le convertisseur à 30 % M Fours à induction pour le réchauffage N Combustion H2 pour le réchauffage O Injection de gaz de cokerie dans haut fourneau P Pompes à vide pour VOD (Vacuum Oxygen Decarburization) Q TGR (Top Gas Recycling) sur haut fourneau avec capture de CO2 R TGR (Top Gas Recycling) sur haut fourneau S Lecture : les voies technologiques de la filière sidérurgie sont construites en combinant une usine-type (haut fourneau ou four à arc) avec une ou plusieurs briques technologiques. Les briques peuvent affecter les coûts, la consommation énergétique, le facteur d?émission de procédés et le taux de capture des émissions de CO2. Les briques ne sont disponibles qu?à partir d?une certaine date, et certaines ne sont pas compatibles entre elles. Source : données sous-jacentes au plan de transition sectoriel de l'industrie de l'acier en France de l?Ademe (www.librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france- 9791029722950.html) ; retraitement CGDD https://energy.ec.europa.eu/data-and-analysis/energy-modelling/eu-reference-scenario-2020_en https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france-9791029722950.html https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france-9791029722950.html ? 88 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Tableau 29 : paramètres technico-économiques de la filière sidérurgie Voie technologique CAPEX (M¤2023/(Mt/an)) OPEX fixe (M¤2023(Mt/an)) OPEX variable (M¤2023/Mt) Consommation unitaire (TWh final/Mt) Facteur d?émissions de procédé brutes (tCO2e/t) Taux de capture des émissions de procédé Date d'apparition A 240 24 270 2,235 0,072 - 2000 A+B 246 25 270 1,920 0,066 - 2025 A+B+Q 257 26 270 1,880 0,064 - 2025 A+C 248 25 270 1,875 0,042 - 2025 A+C+Q 260 26 270 1,835 0,040 - 2025 A+K 799 80 120 4,477 0,072 - 2035 A+L 1 408 141 120 4,777 - - 2035 A+N 740 74 270 2,085 - - 2025 A+N+Q 751 75 270 2,045 - - 2025 A+O 270 27 270 2,235 - - 2025 A+O+Q 281 28 270 2,195 - - 2025 A+Q 251 25 270 2,195 0,070 - 2025 F 284 28 194 5,543 0,086 - 2000 F+E 300 30 194 5,584 - - 2035 F+E+M 319 32 207 4,829 - - 2035 F+G 888 89 285 4,216 0,803 - 2030 F+G+D 994 99 285 4,376 0,302 100 % 2035 F+H 857 86 262 6,808 0,127 - 2030 F+I 730 73 260 2,823 0,511 - 2030 F+I+D 791 79 260 2,914 0,227 100 % 2035 F+J 720 72 246 4,303 0,127 - 2030 F+M 303 30 207 4,788 0,088 - 2025 F+P 289 29 194 4,986 0,087 - 2025 F+P+E 305 30 194 5,028 - - 2035 F+P+E+M 324 32 207 4,347 - - 2035 F+P+M 308 31 207 4,305 0,089 - 2025 F+R 434 43 194 4,864 0,086 100 % 2035 F+R+E 450 45 194 4,906 - - 2035 F+R+E+M 469 47 207 4,150 - - 2035 F+R+M 453 45 207 4,109 0,088 100 % 2035 F+S 394 39 194 4,636 0,145 - 2025 F+S+E 410 41 194 4,678 0,043 - 2035 F+S+E+M 429 43 207 3,772 0,046 - 2035 F+S+M 413 41 207 3,730 0,149 - 2025 Lecture : les infrastructures de production industrielle sont comptées en capacités de production (Mt de produit fini/an). La durée de vie de toutes les infrastructures sidérurgiques est de 20 ans. Les OPEX sont pour partie fixes (proportionnels aux capacités installées), pour partie variables (proportionnels à la production). Les voies technologiques sont indiquées en combinant les étiquettes d?une usine-type et d?une ou plusieurs briques technologiques. Par exemple, la voie « F+G+D » désigne un haut fourneau converti en four à arc, utilisant du minerai de fer réduit au gaz naturel et couplé à de la capture de CO2. Source : données sous-jacentes au plan de transition sectoriel de l'industrie de l'acier en France de l?Ademe (www.librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france- 9791029722950.html) ; retraitement CGDD https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france-9791029722950.html https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7151-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-de-l-acier-en-france-9791029722950.html Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 89 ? Tableau 30 : liste des usines-type et des briques technologiques de la filière ciment Type d?usine Étiquette Cimenterie C Brique technologique Étiquette Baisse du taux de clinker par des argiles calcinées - 78 %-> 50 % A Baisse du taux de clinker par du laitier de haut fourneau - 78 %-> 68 % B Conversion en voie sèche avec précalcinateur D Liant alcali activé au laitier E Liant alcali activé aux argiles F Air de combustion enrichi en oxygène G Capture du CO2 postcombustion par boucle de calcium H Capture du CO2 postcombustion par solvant MOA I Substitution combustibles fossiles par biomasse ou CSR - 25 % J Substitution combustibles fossiles par biomasse ou CSR - 40 % K Substitution combustibles fossiles par biomasse ou CSR - 80 % L Lecture : les voies technologiques de la filière sidérurgie sont construites en combinant une usine-type (cimenterie) avec une ou plusieurs briques technologiques. Les briques peuvent affecter les coûts, la consommation énergétique, le facteur d?émission de procédés et le taux de capture des émissions de CO2. Les briques ne sont disponibles qu?à partir d?une certaine date, et certaines ne sont pas compatibles entre elles. Source : données sous-jacentes au plan de transition sectoriel de l'industrie cimentière en France de l?Ademe (www.librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france- 9791029718212.html) ; retraitement CGDD Tableau 31 : paramètres technico-économiques de la filière ciment Voie technologique CAPEX (M¤2023/(Mt/an)) OPEX fixe (M¤2023(Mt/an)) OPEX variable (M¤/Mt) Consommation unitaire (TWh final/Mt) Facteur d?émissions de procédé brutes (tCO2e/t) Taux de capture des émissions de procédé Date d'apparition C 160 16 14 1,250 0,410 - 2000 C+A 185 19 17 1,237 0,263 - 2030 C+B 161 16 20 1,165 0,357 - 2030 C+A+G 188 19 17 1,225 0,263 - 2030 C+B+G 164 16 20 1,154 0,357 - 2030 C+A+H 612 61 17 3,408 0,263 - 78 % 2035 C+B+H 588 59 20 3,336 0,357 - 57 % 2035 C+A+I 612 61 17 1,995 0,263 - 100 % 2035 C+A+G+H 616 62 17 3,395 0,263 - 78 % 2035 C+B+G+H 592 59 20 3,325 0,357 - 57 % 2035 C+A+G+I 616 62 17 1,982 0,263 - 100 % 2035 C+B+G+I 592 59 20 1,912 0,357 - 100 % 2035 C+B+I 588 59 20 1,923 0,357 - 100 % 2035 C+D 160 16 14 1,153 0,410 - 2000 C+D+A 185 19 17 1,140 0,263 - 2030 C+D+A+G 188 19 17 1,130 0,263 - 2030 C+D+A+G+H 616 62 17 3,301 0,263 - 78 % 2035 C+D+A+G+I 616 62 17 1,888 0,263 - 100 % 2035 C+D+A+H 612 61 17 3,311 0,263 - 78 % 2035 C+D+A+I 612 61 17 1,898 0,263 - 100 % 2035 C+D+B 161 16 20 1,074 0,357 - 2030 C+D+B+G 164 16 20 1,066 0,357 - 2030 C+D+B+G+H 592 59 20 3,236 0,357 - 57 % 2035 C+D+B+G+I 592 59 20 1,824 0,357 - 100 % 2035 C+D+B+H 588 59 20 3,245 0,357 - 57 % 2035 C+D+B+I 588 59 20 1,832 0,357 - 100 % 2035 C+D+G 163 16 14 1,143 0,410 - 2030 C+D+G+H 591 59 14 3,313 0,410 - 50 % 2035 C+D+G+I 591 59 14 1,901 0,410 - 100 % 2035 C+D+H 587 59 14 3,323 0,410 - 50 % 2035 C+D+I 587 59 14 1,910 0,410 - 100 % 2035 C+D+J 168 17 14 1,153 0,410 - 2025 C+D+J+A 193 19 17 1,140 0,263 - 2030 C+D+J+A+G 197 20 17 1,130 0,263 - 2030 C+D+J+A+G+H 624 62 17 3,848 0,263 - 78 % 2035 C+D+J+A+G+I 624 62 17 2,049 0,263 - 100 % 2035 https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france-9791029718212.html https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france-9791029718212.html ? 90 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Voie technologique CAPEX (M¤2023/(Mt/an)) OPEX fixe (M¤2023(Mt/an)) OPEX variable (M¤/Mt) Consommation unitaire (TWh final/Mt) Facteur d?émissions de procédé brutes (tCO2e/t) Taux de capture des émissions de procédé Date d'apparition C+D+J+A+H 621 62 17 3,858 0,263 - 78 % 2035 C+D+J+A+I 621 62 17 2,059 0,263 - 100 % 2035 C+D+J+B 169 17 20 1,074 0,357 - 2030 C+D+J+B+G 173 17 20 1,066 0,357 - 2030 C+D+J+B+G+H 600 60 20 3,783 0,357 - 57 % 2035 C+D+J+B+G+I 600 60 20 1,985 0,357 - 100 % 2035 C+D+J+B+H 597 60 20 3,792 0,357 - 57 % 2035 C+D+J+B+I 597 60 20 1,993 0,357 - 100 % 2035 C+D+J+G 172 17 14 1,143 0,410 - 2030 C+D+J+G+H 599 60 14 3,860 0,410 - 50 % 2035 C+D+J+G+I 599 60 14 2,061 0,410 - 100 % 2035 C+D+J+H 596 60 14 3,870 0,410 - 50 % 2035 C+D+J+I 596 60 14 2,071 0,410 - 100 % 2035 C+D+K 177 18 14 1,153 0,410 - 2025 C+D+K+A 202 20 17 1,140 0,263 - 2030 C+D+K+A+G 205 21 17 1,130 0,263 - 2030 C+D+K+A+G+H 632 63 17 4,176 0,263 - 78 % 2035 C+D+K+A+G+I 632 63 17 2,146 0,263 - 100 % 2035 C+D+K+A+H 629 63 17 4,186 0,263 - 78 % 2035 C+D+K+A+I 629 63 17 2,156 0,263 - 100 % 2035 C+D+K+B 178 18 20 1,074 0,357 - 2030 C+D+K+B+G 181 18 20 1,066 0,357 - 2030 C+D+K+B+G+H 608 61 20 4,111 0,357 - 57 % 2035 C+D+K+B+G+I 608 61 20 2,081 0,357 - 100 % 2035 C+D+K+B+H 605 61 20 4,120 0,357 - 57 % 2035 C+D+K+B+I 605 61 20 2,090 0,357 - 100 % 2035 C+D+K+G 180 18 14 1,143 0,410 - 2030 C+D+K+G+H 607 61 14 4,188 0,410 - 50 % 2035 C+D+K+G+I 607 61 14 2,158 0,410 - 100 % 2035 C+D+K+H 604 60 14 4,198 0,410 - 50 % 2035 C+D+K+I 604 60 14 2,168 0,410 - 100 % 2035 C+D+L 185 19 14 1,153 0,410 - 2030 C+D+L+A 210 21 17 1,140 0,263 - 2030 C+D+L+A+G 213 21 17 1,130 0,263 - 2030 C+D+L+A+G+H 641 64 17 5,050 0,263 - 78 % 2035 C+D+L+A+G+I 641 64 17 2,403 0,263 - 100 % 2035 C+D+L+A+H 637 64 17 5,060 0,263 - 78 % 2035 C+D+L+A+I 637 64 17 2,413 0,263 - 100 % 2035 C+D+L+B 186 19 20 1,074 0,357 - 2030 C+D+L+B+G 189 19 20 1,066 0,357 - 2030 C+D+L+B+G+H 617 62 20 4,986 0,357 - 57 % 2035 C+D+L+B+G+I 617 62 20 2,338 0,357 - 100 % 2035 C+D+L+B+H 613 61 20 4,994 0,357 - 57 % 2035 C+D+L+B+I 613 61 20 2,347 0,357 - 100 % 2035 C+D+L+G 188 19 14 1,143 0,410 - 2030 C+D+L+G+H 616 62 14 5,063 0,410 - 50 % 2035 C+D+L+G+I 616 62 14 2,415 0,410 - 100 % 2035 C+D+L+H 612 61 14 5,072 0,410 - 50 % 2035 C+D+L+I 612 61 14 2,425 0,410 - 100 % 2035 C+E 248 25 58 0,140 0,232 - 2025 C+F 248 25 31 0,140 0,316 - 2025 C+G 163 16 14 1,238 0,410 - 2030 C+G+H 591 59 14 3,408 0,410 - 50 % 2035 C+G+I 591 59 14 1,995 0,410 - 100 % 2035 C+H 587 59 14 3,421 0,410 - 50 % 2035 C+I 587 59 14 2,008 0,410 - 100 % 2035 C+J 168 17 14 1,250 0,410 - 2025 C+J+A 193 19 17 1,237 0,263 - 2030 C+J+A+G 197 20 17 1,225 0,263 - 2030 C+J+A+G+H 624 62 17 3,942 0,263 - 78 % 2035 C+J+A+G+I 624 62 17 2,143 0,263 - 100 % 2035 C+J+A+H 621 62 17 3,954 0,263 - 78 % 2035 C+J+A+I 621 62 17 2,156 0,263 - 100 % 2035 C+J+B 169 17 20 1,165 0,357 - 2030 C+J+B+G 173 17 20 1,154 0,357 - 2030 C+J+B+G+H 600 60 20 3,871 0,357 - 57 % 2035 C+J+B+G+I 600 60 20 2,073 0,357 - 100 % 2035 C+J+B+H 597 60 20 3,882 0,357 - 57 % 2035 C+J+B+I 597 60 20 2,084 0,357 - 100 % 2035 C+J+G 172 17 14 1,238 0,410 - 2030 C+J+G+H 599 60 14 3,955 0,410 - 50 % 2035 C+J+G+I 599 60 14 2,156 0,410 - 100 % 2035 C+J+H 596 60 14 3,967 0,410 - 50 % 2035 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 91 ? Voie technologique CAPEX (M¤2023/(Mt/an)) OPEX fixe (M¤2023(Mt/an)) OPEX variable (M¤/Mt) Consommation unitaire (TWh final/Mt) Facteur d?émissions de procédé brutes (tCO2e/t) Taux de capture des émissions de procédé Date d'apparition C+J+I 596 60 14 2,169 0,410 - 100 % 2035 C+K 177 18 14 1,250 0,410 - 2025 C+K+A 202 20 17 1,237 0,263 - 2030 C+K+A+G 205 21 17 1,225 0,263 - 2030 C+K+A+G+H 632 63 17 4,270 0,263 - 78 % 2035 C+K+A+G+I 632 63 17 2,240 0,263 - 100 % 2035 C+K+A+H 629 63 17 4,282 0,263 - 78 % 2035 C+K+A+I 629 63 17 2,252 0,263 - 100 % 2035 C+K+B 178 18 20 1,165 0,357 - 2030 C+K+B+G 181 18 20 1,154 0,357 - 2030 C+K+B+G+H 608 61 20 4,199 0,357 - 57 % 2035 C+K+B+G+I 608 61 20 2,169 0,357 - 100 % 2035 C+K+B+H 605 61 20 4,210 0,357 - 57 % 2035 C+K+B+I 605 61 20 2,180 0,357 - 100 % 2035 C+K+G 180 18 14 1,238 0,410 - 2030 C+K+G+H 607 61 14 4,283 0,410 - 50 % 2035 C+K+G+I 607 61 14 2,253 0,410 - 100 % 2035 C+K+H 604 60 14 4,295 0,410 - 50 % 2035 C+K+I 604 60 14 2,265 0,410 - 100 % 2035 C+L 185 19 14 1,250 0,410 - 2030 C+L+A 210 21 17 1,237 0,263 - 2030 C+L+A+G 213 21 17 1,225 0,263 - 2030 C+L+A+G+H 641 64 17 5,145 0,263 - 78 % 2035 C+L+A+G+I 641 64 17 2,497 0,263 - 100 % 2035 C+L+A+H 637 64 17 5,157 0,263 - 78 % 2035 C+L+A+I 637 64 17 2,510 0,263 - 100 % 2035 C+L+B 186 19 20 1,165 0,357 - 2030 C+L+B+G 189 19 20 1,154 0,357 - 2030 C+L+B+G+H 617 62 20 5,074 0,357 - 57 % 2035 C+L+B+G+I 617 62 20 2,427 0,357 - 100 % 2035 C+L+B+H 613 61 20 5,085 0,357 - 57 % 2035 C+L+B+I 613 61 20 2,438 0,357 - 100 % 2035 C+L+G 188 19 14 1,238 0,410 - 2030 C+L+G+H 616 62 14 5,158 0,410 - 50 % 2035 C+L+G+I 616 62 14 2,510 0,410 - 100 % 2035 C+L+H 612 61 14 5,170 0,410 - 50 % 2035 C+L+I 612 61 14 2,523 0,410 - 100 % 2035 Lecture : les infrastructures de production industrielle sont comptées en capacités de production (Mt de produit fini/an). La durée de vie de toutes les infrastructures cimentières est de 20 ans. Les OPEX sont pour partie fixes (proportionnels aux capacités installées), pour partie variables (proportionnels à la production). Les voies technologiques sont indiquées en combinant les étiquettes d?une usine-type et d?une ou plusieurs briques technologiques. Par exemple, la voie « C+A+G » désigne une cimenterie utilisant un mélange dont le taux de clinker est abaissé de 78 % à 50 % grâce à l?incorporation d?argiles calcinées et avec un air de combustion enrichi en oxygène. Source : données sous-jacentes au plan de transition sectoriel de l'industrie cimentière en France de l?Ademe (www.librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france- 9791029718212.html) ; retraitement CGDD https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france-9791029718212.html https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/5041-plan-de-transition-sectoriel-de-l-industrie-cimentiere-en-france-9791029718212.html ? 92 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace ANNEXE 3 ?RÉSULTATS COMPLÉMENTAIRES Figure 42 : production journalière d?électricité des capacités pilotables en 2020 et 2050 En GWh/jour Lecture : les appels aux capacités électriques pilotables thermiques durent moins en 2050 qu?en 2020 (pics moins larges), mais ils sont plus puissants (pics plus élevés), ce qui implique une plus grande puissance installée. Source : CGDD, modèle TiTAN Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 93 ? Tableau 32 : coût moyen de fourniture (production et distribution) des principales énergies finales En ¤2023/MWh 2020 2030 2040 2050 2060 Carburant aérien 76,5 95,6 107,6 84,9 92,2 Carburant terrestre 69,7 89,8 78,2 52,6 53,9 Chaleur de réseau (bâtiment) 102,6 121,2 148,4 170,8 188,5 Chaleur de réseau (industrie) 52,1 86,8 111,9 124,5 138,0 Charbon 8,6 12,8 13,4 15,1 15,9 Électricité 122,5 115,7 107,3 107,4 105,3 Gaz de réseau 31,7 66,8 67,3 71,1 109,3 Granulé 12,4 25,6 39,0 39,4 41,3 H2 190,1 161,9 138,8 127,8 Lecture : le coût de fourniture est calculé de façon analogue à un LCOE. Le coût de l?intrant CO2 dans les hydrocarbures synthétiques n?est pas pris en compte. Les énergies finales « gaz de réseau », « carburant terrestre » et « carburant aérien » sont des mélanges en proportions variables de précurseurs fossile, biosourcé et synthétique. Le coût élevé de la chaleur de réseau s?explique par la mobilisation de technologies BECCS pour sa production, qui sont coûteuses mais co-produisent des émissions négatives qui ont une grande valeur pour l?ensemble du système. Source : CGDD, modèle TiTAN Tableau 33 : intensité carbone des énergies finales, nette du CCUS En gCO2e/kWh 2020 2030 2040 2050 2060 Carburant aérien 293,7 270,7 184,6 61,9 61,9 Carburant terrestre 270,1 256,5 125,0 0 0 Chaleur de réseau (bâtiment) 94,7 - 4,8 - 40,2 - 100,2 - 87,6 Chaleur de réseau (industrie) 195,8 - 126,3 - 201,1 - 284,9 - 333,5 Charbon 374,0 374,0 374,0 374,0 374,0 Électricité 33,1 12,6 5,5 6,1 0,9 Gaz de réseau 232,6 222,0 214,4 197,2 53,5 Granulé 0 0 0 0 0 H2 0 0 0 0 0 Lecture : l?intensités carbone présentée est nette de la capture, du stockage et de l?utilisation du CO2 qui ont lieu pendant la production. Par exemple, la chaleur de réseau pour l?industrie ou le bâtiment a une intensité carbone très négative à partir de 2030 car elle est produite en très grande partie par des technologies BECCS. Source : CGDD, modèle TiTAN Figure 43 : consommation finale à usage énergétique de l'industrie, par filière (1) En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN ? 94 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace Figure 44 : consommation finale à usage énergétique de l'industrie, par filière (2) En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Figure 45 : consommation finale à usage énergétique de l'industrie, par filière (3) En TWh/an Source : CGDD, modèle TiTAN Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 95 ? Figure 46 : production de ciment, par voie technologique En Mt/an Source : CGDD, modèle TiTAN Figure 47 : production d'acier, par voie technologique En Mt/an Source : CGDD, modèle TiTAN ? 96 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace ? Benda, Robert. 2018. 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Table des matières Introduction ............................................................................................................................................... 4 Partie 1 - Présentation du modèle TiTAN ............................................................................................ 7 1. TiTAN en bref ...................................................................................................................................... 8 A. Un modèle technico-économique d?optimisation du système énergétique ..................... 8 B. Le choix d?une approche strictement technico-économique .............................................. 9 C. Limites de TiTAN et complémentarité avec d?autres approches .......................................10 2. La structure générale de TiTAN ..................................................................................................... 11 A. Décomposition du système énergétique en secteurs ........................................................... 11 B. Traitement de la dimension temporelle ..................................................................................12 C. Traitement de la dimension spatiale et périmètre géographique ......................................12 D. Comptabilité des émissions .......................................................................................................12 E. Comptabilité des coûts ...............................................................................................................13 F. Comptabilité des stocks de capital ..........................................................................................15 3. Les secteurs modélisés dans TiTAN ............................................................................................. 16 A. Secteur énergie .............................................................................................................................16 B. Secteur transport .........................................................................................................................19 C. Secteur bâtiment ......................................................................................................................... 20 D. Secteur industrie .......................................................................................................................... 22 E. Secteur agriculture ...................................................................................................................... 24 4. La construction de scénarios avec TiTAN .................................................................................. 24 A. La démarche de scénarisation .................................................................................................. 24 B. Les éléments de contexte .......................................................................................................... 25 C. Les hypothèses sur le déploiement des technologies .......................................................... 25 D. Les projections de demande ..................................................................................................... 27 E. Les hypothèses sur les émissions hors périmètre et les puits de carbone ....................... 28 F. L?objectif de réduction des émissions de GES ....................................................................... 29 G. Les objectifs hors émissions de GES ........................................................................................ 30 Partie 2 - Une première application : la contribution de TiTAN à la révision de la valeur de l?action pour le climat ............................................................................................................................ 31 1. Un cadrage des simulations cohérent avec la SNBC3 .............................................................. 32 A. Un objectif climatique cohérent avec la SNBC3, exprimé en budget pour assurer une bonne répartition des efforts dans le temps .............................................................................. 33 B. Le cadrage du contexte socio-économique ........................................................................... 35 C. Des potentiels technologiques alignés sur la SNBC3 ........................................................... 39 ? 100 - Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace 2. La réduction des émissions de GES .............................................................................................. 40 A. Une réduction des émissions par plusieurs mécanismes ..................................................... 40 B. La trajectoire de réduction des émissions selon la forme de la contrainte carbone .... 42 C. Des réductions d?émissions importantes dans tous les secteurs ....................................... 43 3. Le coût d?abattement marginal du système, un indicateur de l?intensité des efforts de décarbonation ...................................................................................................................................... 44 4. La sensibilité du coût d?abattement marginal aux hypothèses de contexte ...................... 47 A. La sensibilité aux hypothèses de prix des énergies fossiles ................................................ 47 B. La sensibilité aux hypothèses sur les puits de carbone........................................................ 49 C. La sensibilité aux hypothèses de sobriété ...............................................................................51 D. Synthèse des tests de sensibilité .............................................................................................. 52 5. Les coûts de la décarbonation ...................................................................................................... 53 A. Périmètre des coûts considérés et nécessité d?un contrefactuel ...................................... 53 B. Le coût de la décarbonation est modéré sous les hypothèses retenues. ........................ 53 C. La répartition des coûts de la décarbonation ....................................................................... 54 6. La transformation du système énergétique ............................................................................... 56 A. L?évolution de la consommation totale .................................................................................. 56 B. La transformation du secteur de production d?énergie ...................................................... 59 C. La transformation des secteurs consommateurs d?énergie ................................................ 62 Conclusion ................................................................................................................................................ 70 ANNEXES .................................................................................................................................................. 71 Annexe 1 ? Structure du modèle TiTAN .......................................................................................... 72 Annexe 2 ? Paramétrage ..................................................................................................................... 75 Paramétrage du secteur énergie ............................................................................................... 76 Paramétrage du secteur bâtiment ........................................................................................... 82 Paramétrage du secteur transport ........................................................................................... 85 Paramétrage du secteur industrie ............................................................................................ 87 Annexe 3 ? Résultats complémentaires .......................................................................................... 92 Bibliographie ............................................................................................................................................ 96 Sigles .......................................................................................................................................................... 98 Table des matières .................................................................................................................................. 99 Le modèle technico-économique TiTAN : optimiser le système énergétique pour une transition bas-carbone efficace - 101 ? CGDD, juillet 2025 Coordination éditoriale : Laurianne Courtier Commissariat général au développement durable Service de l?économie verte et solidaire (SEVS) Sous-direction de l?économie et de l?évaluation Tour Séquoia ? 92055 La Défense cedex Courriel : diffusion.cgdd@developpement-durable.gouv.fr www.ecologie.gouv.fr mailto:diffusion.cgdd@developpement-durable.gouv.fr http://www.ecologie.gouv.fr/ Résumé Sommaire Introduction Partie 1 Présentation du modèle TiTAN Partie 2 Une première application : la contribution de TiTAN à la révision de la valeur de l?action pour le climat Conclusion << /ASCII85EncodePages false /AllowTransparency false /AutoPositionEPSFiles true /AutoRotatePages /All /Binding /Left /CalGrayProfile (Gray Gamma 2.2) /CalRGBProfile (sRGB IEC61966-2.1) /CalCMYKProfile (U.S. Web Coated (SWOP) v2) /sRGBProfile (sRGB IEC61966-2.1) /CannotEmbedFontPolicy /Warning /CompatibilityLevel 1.6 /CompressObjects /All /CompressPages true /ConvertImagesToIndexed true 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