Le scénario. National Trends+ (NT+) est le scénario central du TYNDP 2026 de l'ENTSO-E et de l'ENTSOG, publié en version provisoire en juin 2026 sous licence CC BY 4.0. Il décrit, pour 2030, 2035 et 2040, le parc de production, la demande, les interconnexions, les combustibles et le prix du CO2 de chaque pays. L'ENTSO-E le simule sur environ 50 nœuds de marché.
Ce que nous reprenons de NT+. Le parc (capacités figées, pas d'investissement), la demande, la météo du PECD 2026, les capacités d'échange, les combustibles et le CO2 (100, 200 et 300 €/t). Le convertisseur pommes-tyndp transforme ces données en un jeu d'entrée de POMMES sur 16 zones : FR, DE, BE, ES, CH, IT, PT, UK, IE, AT, NL, DK, NO, SE, PL, CZ. Quelques entrées sont lues dans les sorties de NT+ : les échanges avec les pays hors des 16 zones (heure par heure), une enveloppe de disponibilité du nucléaire, les volumes des pompes à chaleur hybrides et de la demande d'hydrogène des e-carburants, les volumes annuels d'hydrogène des renouvelables dédiées et des imports bon marché, les unités d'adéquation (dernier recours avant la défaillance). Le fonctionnement minimal des centrales thermiques suit un plancher souple calé sur NT+. La Suède n'a, dans le modèle, ni stockage ni conduite d'hydrogène : son export d'hydrogène vers la Finlande (hors modèle), lu dans NT+, est réduit heure par heure de ce qu'il faut pour laisser 1 MW de marge à sa production (au plus 0,8 TWh par an ; diagnostics calculés avant cette marge). Sur tous ces points, l'accord avec NT+ est en partie construit : il ne prouve pas que le modèle est juste.
Ce que nous calculons autrement. POMMES est un programme linéaire : il minimise le coût total d'exploitation du système électricité-hydrogène sur les 8 760 heures de l'année, en anticipation parfaite. Il gère donc ses stocks (lacs, stations de pompage, batteries, véhicules, stockages d'hydrogène) au mieux sur l'année. Il appelle chaque centrale, turbines à hydrogène comprises, dans l'ordre de ses coûts. Il n'a ni engagement des unités, ni coûts de démarrage, ni comportement d'offre. Il voit 16 zones au lieu d'environ 50 nœuds.
Ce qu'est un prix ici. Le dual de la contrainte d'équilibre offre-demande d'une zone et d'une heure : le coût, pour le système, d'un MWh de plus consommé dans cette zone à cette heure. En €/MWh_e pour l'électricité, en €/MWh_H2 (PCI) pour l'hydrogène. Une heure de défaillance vaut 3 000 €/MWh ; les unités d'adéquation du TYNDP, 2 999,5. Résolution : Gurobi, barrière sans crossover (avec crossover, les prix ne changent pas de plus de 0,003 €/MWh : mesuré sur une année pleine du jeu précédent, TYNDP 2024, puis sur des essais de 4 semaines des jeux 2026).
Deux jeux d'hypothèses. « Notre modèle — hypothèses du TYNDP » reprend NT+ sans le modifier. « Notre modèle — TYNDP + trajectoire française (PPE) » ne change que la France, pour suivre au moins en partie la PPE 3 et la SNBC 3 là où NT+ s'en écarte : nucléaire français plus disponible l'hiver (51,5 GW en moyenne de décembre à février, la médiane de RTE, contre 46,1 GW chez NT+ en 2030 et 2035), parc nucléaire constant à 63 GW jusqu'en 2040, éolien en mer à 15 GW en 2035 et 26 GW en 2040, centrales au gaz à cycle combiné de 2035 gardées en 2040 ; le rendement de l'électrolyse y est aussi un peu plus bas (0,67 à 0,69) dans toutes les zones. Hypothèses détaillées : section « Hypothèses par scénario ».
Dix-sept combinaisons de prix du gaz et de demande. Chaque combinaison fixe le prix du gaz et un coefficient de la demande électrique : gaz de 15 à 65 €/MWh par pas de 5 à demande × 1 (11 combinaisons) ; demande × 0,925 et × 1,075 aux gaz 15, 30 et 65 €/MWh (6 combinaisons). Le CO2 reste celui de NT+. Le prix des imports d'hydrogène chers suit le gaz.
Le point TYNDP. Gaz et CO2 de NT+ (34,72, 33,93 et 42,43 €/MWh de gaz), demande × 1. Les hypothèses du TYNDP y sont calculées exactement. La trajectoire française n'y a pas de calcul : elle prend le calcul au gaz à 35 €/MWh en 2030 et 2035 (à moins de 1,3 €/MWh du TYNDP), et en 2040 une interpolation linéaire entre les calculs à 40 et 45 €/MWh, rang par rang pour les monotones et indicateur par indicateur pour les tableaux.
Années climatiques. Le PECD 2026 offre 30 années climatiques par horizon : 3 modèles climatiques (CMR5, ECE3, MEHR) × 10 ans autour de l'horizon. Une année climatique est désignée par son modèle et son année (« CMR5 2036 »). L'ENTSO-E en a retenu 3 par horizon, avec des poids, et ne publie de résultats NT+ que pour elles. « Pondéré » désigne ces 3 années pesées par leurs poids officiels : 2030 CMR5 2027 0,63, MEHR 2025 0,07, MEHR 2033 0,30 ; 2035 CMR5 2031 0,24, CMR5 2036 0,43, MEHR 2038 0,33 ; 2040 CMR5 2039 0,20, ECE3 2035 0,40, ECE3 2041 0,40. Une monotone pondérée trie les 3 × 8 760 heures, chacune pesant le poids de son année ; un indicateur pondéré est la moyenne pondérée des indicateurs.
Monotones et indicateurs. Une monotone : les heures de l'année triées du prix le plus haut au plus bas. Les courbes de la page gardent 200 points : les 48 heures les plus chères et la moins chère exactes, puis la moyenne de classes d'heures de largeur croissante (la courbe redonne exactement le prix moyen). Les tableaux sont calculés sur les 8 760 heures : moyenne ; q90, prix dépassé 10 % du temps ; max ; heures à 1 000 €/MWh ou plus ; pour l'hydrogène, moyenne du premier trimestre (T1, heures 1 à 2 160), quand la demande et le soutirage des stocks sont les plus forts. Pour le « pondéré », max est celui des 3 années, les autres indicateurs sont des moyennes pondérées. Les courbes NT+ sont recalculées par nous à partir des sorties horaires : une zone à un nœud prend son prix ; une zone à plusieurs nœuds (IT, NO, SE, DK, UK) prend la moyenne des nœuds pondérée par leur demande.
Ce que la comparaison à NT+ veut dire. Nous ne cherchons pas à reproduire NT+ à l'euro près, mais à en garder l'esprit. La comparaison est un contrôle de vraisemblance ; les diagnostics servent à comprendre d'où viennent les écarts.
The scenario. National Trends+ (NT+) is the central scenario of the ENTSO-E and ENTSOG TYNDP 2026, published as a draft in June 2026 under CC BY 4.0. For 2030, 2035 and 2040 it describes each country's generation fleet, demand, interconnections, fuels and CO2 price. ENTSO-E simulates it on about 50 market nodes.
What we take from NT+. The fleet (fixed capacities, no investment), demand, PECD 2026 weather, exchange capacities, fuels and CO2 (€100, 200 and 300/t). The pommes-tyndp converter turns these data into a POMMES input dataset on 16 zones: FR, DE, BE, ES, CH, IT, PT, UK, IE, AT, NL, DK, NO, SE, PL, CZ. A few inputs are read from the NT+ outputs: exchanges with countries outside the 16 zones (hour by hour), a nuclear availability envelope, the volumes of hybrid heat pumps and of e-fuel hydrogen demand, annual hydrogen volumes from dedicated renewables and cheap imports, the adequacy units (last resort before shedding). Minimum operation of thermal plants follows a soft floor set on NT+. In the model, Sweden has no hydrogen storage or pipeline: its hydrogen export to Finland (outside the model), read from NT+, is reduced hour by hour by what it takes to leave a 1 MW margin to its production (at most 0.8 TWh a year; diagnostics computed before this margin). On all these points the agreement with NT+ is partly built in: it does not prove the model right.
What we compute differently. POMMES is a linear programme: it minimises the total operating cost of the electricity-hydrogen system over the 8,760 hours of the year, with perfect foresight. It therefore manages its storage (reservoirs, pumped hydro, batteries, vehicles, hydrogen storage) optimally over the year. It dispatches every plant, hydrogen turbines included, in cost order. It has no unit commitment, no start-up costs and no bidding behaviour. It sees 16 zones instead of about 50 nodes.
What a price is here. The dual of the supply-demand balance of a zone and an hour: the cost to the system of one more MWh consumed in that zone at that hour. In €/MWh_e for electricity, in €/MWh_H2 (LHV) for hydrogen. An hour of load shedding is worth €3,000/MWh; the TYNDP adequacy units, 2,999.5. Solver: Gurobi, barrier without crossover (with crossover, prices move by no more than €0.003/MWh: measured on a full year of the previous dataset, TYNDP 2024, then on 4-week tests of the 2026 datasets).
Two sets of assumptions. "Our model — TYNDP assumptions" takes NT+ unchanged. "Our model — TYNDP + French pathway (PPE)" changes France only, to follow the PPE 3 and SNBC 3 at least partly where NT+ departs from them: more French nuclear available in winter (51.5 GW on average from December to February, the RTE median, against 46.1 GW in NT+ in 2030 and 2035), French nuclear fleet constant at 63 GW up to 2040, offshore wind at 15 GW in 2035 and 26 GW in 2040, 2035 combined-cycle gas plants kept in 2040; electrolysis efficiency is also slightly lower (0.67 to 0.69) in every zone. Detailed assumptions: section "Assumptions by scenario".
Seventeen gas price and demand combinations. Each combination fixes the gas price and an electricity demand coefficient: gas from 15 to 65 €/MWh in steps of 5 at demand × 1 (11 combinations); demand × 0.925 and × 1.075 at gas €15, €30 and €65/MWh (6 combinations). CO2 stays at its NT+ value. The price of expensive hydrogen imports follows gas.
The TYNDP point. NT+ gas and CO2 (34.72, 33.93 and 42.43 €/MWh of gas), demand × 1. The TYNDP assumptions are computed exactly there. The French pathway has no run there: it takes the run at €35/MWh gas in 2030 and 2035 (within €1.3/MWh of the TYNDP), and in 2040 a linear interpolation between the runs at €40 and €45/MWh, rank by rank for duration curves and indicator by indicator for tables.
Climate years. PECD 2026 offers 30 climate years per horizon: 3 climate models (CMR5, ECE3, MEHR) × 10 years around the horizon. A climate year is named by its model and year ("CMR5 2036"). ENTSO-E retained 3 per horizon, with weights, and publishes NT+ results for these only. "Weighted" means these 3 years weighted by their official weights: 2030 CMR5 2027 0.63, MEHR 2025 0.07, MEHR 2033 0.30; 2035 CMR5 2031 0.24, CMR5 2036 0.43, MEHR 2038 0.33; 2040 CMR5 2039 0.20, ECE3 2035 0.40, ECE3 2041 0.40. A weighted duration curve sorts the 3 × 8,760 hours, each weighing its year's weight; a weighted indicator is the weighted mean of the indicators.
Duration curves and indicators. A duration curve: the hours of the year sorted from highest to lowest price. The page's curves keep 200 points: the 48 most expensive hours and the cheapest one exact, then the mean of hour classes of growing width (the curve gives back the average price exactly). The tables are computed on all 8,760 hours: mean; q90, price exceeded 10% of the time; max; hours at €1,000/MWh or more; for hydrogen, the first-quarter mean (Q1, hours 1 to 2,160), when demand and storage withdrawal are highest. For "weighted", max is that of the 3 years, the other indicators are weighted means. NT+ curves are recomputed by us from the hourly outputs: a one-node zone takes its node price; a multi-node zone (IT, NO, SE, DK, UK) takes the demand-weighted mean of its nodes.
What the comparison with NT+ means. We do not try to reproduce NT+ to the euro, but to keep its spirit. The comparison is a plausibility check; the diagnostics serve to understand where the gaps come from.