Edition 2020 des couts projetés de l’électricité (LCOE)-9ème rapport NEA/IAE

The 2020 edition of the Projected Costs of Generating Electricity.

Contexte : Il s’agit du neuvième rapport de la série sur les coûts projetés de l’électricité (LCOE) préparé conjointement tous les cinq ans par l’Agence de l’OCDE pour l’énergie nucléaire (NEA) et l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Avec l’analyse de 243 centrales basée sur les données de 24 pays, le rapport présente les coûts au niveau de la centrale de production d’électricité pour l’électricité de base produite à partir de combustibles fossiles, l’énergie nucléaire et une gamme de technologies renouvelables, telles que l’énergie éolienne et solaire, l’hydroélectricité et les biocarburants.

https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_51126/low-carbon-generation-is-becoming-cost-competitive-nea-and-iea-say-in-new-report

Nouveauté : Dans sa version, en ligne, le rapport inclut même un aspect assez ludique (et utile pour les fans) : « le rapport est également accompagné d’un calculateur de coût de LCOE en ligne. La calculatrice permet un téléchargement facile de toutes les tables de données dans le rapport, et permet à l’utilisateur d’examiner l’impact de la modification de certaines variables, telles que le taux d’actualisation, les prix du carburant ou le coût du carbone. Ces améliorations faciliteront l’accès à l’information du rapport et aideront les utilisateurs à explorer la sensibilité des résultats à certaines variables clés. »

1) Une bonne nouvelle : la production à faibles émissions de carbone devient globalement de plus en plus compétitive sur le plan des coûts

Venons en tout de suite à la conclusion et au graphe principal: Malgré les différences de conditions régionales, nationales et locales, le rapport constate que la production à faibles émissions de carbone devient globalement de plus en plus compétitive sur le plan des coûts. Les coûts des énergies renouvelables ont continué de diminuer ces dernières années et les coûts de l’énergie éolienne et solaire photovoltaïque sont maintenant compétitifs par rapport à la production d’électricité à base de combustibles fossiles dans de nombreux pays.

On s’attend également à ce que l’électricité des centrales nucléaires soit moins cher dans un proche avenir. En raison des réductions de coûts découlant des leçons tirées de projets prototypes (FOAK First of a kind)  dans plusieurs pays de l’OCDE, la nouvelle énergie nucléaire restera la technologie pilotable non intermittente à faibles émissions de carbone avec les coûts prévus les plus bas en 2025.

Le rapport constate également que la prolongation de l’exploitation des centrales nucléaires existantes, connue sous le nom d’exploitation à long terme (LTO), est la source la plus rentable d’électricité à faible teneur en carbone.

L’énergie hydroélectrique peut fournir une contribution similaire à des coûts comparables, mais reste fortement dépendante des dotations naturelles de chaque pays.

De façon plus précise, le rapport affirme que le LCOE du  nucléaire  en 2025 variera d’environ 55 $ à 95 $ le MWh. Cela se compare à un maximum de près de 100 $/MWh pour le charbon et d’environ 80 $/MWh pour le gaz. La source d’électricité non pilotable la moins chère est l’éolien terrestre de plus de 1 MW, avec un LCOE de 40 $ - 50 $/MWh.  L’éolien offshore est d’environ 80 $ - 110 $/MWh et le  solaire PVvarie de  40 $ - 80 $/MWh.  

Pour les centrales nucléaires qui sont en exploitation à long terme, le coût diminue considérablement, avec un LCOE de moins de 40 $/MWh. Prolonger l’exploitation des centrales nucléaires existantes est la source la plus rentable d’électricité à faibles émissions de carbone.

Au-delà du LCOE , la VALCOE (LCOE ajustée à la valeur) -question de méthodologie :

Comme dans les éditions précédentes, le rapport utilise la méthodologie du LCOE comme mesure bien établie et largement utilisée dans l’élaboration et la modélisation des politiques. Toutefois, pour la première fois, le rapport présente également une nouvelle mesure complémentaire, la mesure  LCOE « ajustée en fonction de la valeur », afin de tenir compte de l’importance croissante des considérations du système dans le contexte de la part croissante des technologies variables d’énergie renouvelable (ERV).

« Pourquoi la VALCOE ?… La production d’électricité d’ENR  variables est corrélée et n’est pas disponible de façon fiable en tout temps. La simultanéité de la génération, qui n’est pas nécessairement corrélée à la demande, réduit la valeur de l’électricité générée. Le manque de fiabilité exige soit une back-up pilotable, soit, alternativement, des options de flexibilité telles que le stockage ou la réponse à la demande pour assurer la sécurité de l’approvisionnement en tout temps. En outre, les changements potentiellement rapides dans la production variable d’énergies renouvelables doivent être équilibrés. Pour comprendre cet impact et s’assurer qu’une demande donnée est satisfaite au moins du coût de l’électricité à faible teneur en carbone, une analyse au niveau du réseau électrique est nécessaire ».

« Afin de compléter l’approche de la LCOE  et de permettre une comparaison des coûts plus spécifique au système, l’AIE a élaboré une méthodologie pour ajuster les coûts par un composant de valeur du système connu sous le nom de LCOE ajustée en valeur (VALCOE). Il modifie la LCOE d’une technologie individuelle dans un système électrique particulier en fonction de sa contribution à la mise en œuvre de la sécurité du système. Fait crucial, les résultats calculés reflètent la valeur des systèmes existants et leur développement futur possible. Les résultats montrent que les coûts de production d’une technologie au niveau de l’usine peuvent varier considérablement de sa valeur au système. »

« L’importance d’en tenir compte est particulièrement frappante si l’on considère les énergies renouvelables variables : les unités photovoltaïques solaires montrent une forte corrélation dans la production de différentes centrales résultant, dans les scénarios analysés, d’une réduction significative de la valeur de production avec des parts croissantes. La réduction pendant les heures de production élevée est un problème supplémentaire et peut, dans la pratique, réduire les facteurs de charge et augmenter la LCOE par rapport aux valeurs déclarées. Cela serait pris en compte dans l’analyse du système. En revanche, la production de centrales éoliennes est moins corrélée... »

Commentaire : ben pas tellement, et même pas du tout à l’échelle de l’Europe, où il n’y a pas de foisonnement, comme le prouvent déjà les épisodes de prix négatifs dans les périodes de fortes dépressions atlantiques) »

« Pour chaque technologie, le VALCOE combine la LCOE pour une année donnée avec la valeur des multiples services système qu’elle peut fournir dans le contexte du mix électrique régional de l’époque. Plus précisément, le VALCOE saisit la valeur de trois services système : la valeur énergétique, la valeur de flexibilité et la valeur de capacité par la technologie. »

Commentaire : le fait que l’électricité est un bien de flux qui doit en permanence s’ajuster à la demande et que par conséquent il faut tenir compte de la valeur qu’elle a au moment où elle est délivrée ( ce qui fait la grande différence entre énergies pilotables et énergies fatales intermittentes a été mis en évidence depuis longtemps) cf. pour une bonne vulgarisation les coûts lisses de l’électricité, https://www.latribune.fr/opinions/tribunes/les-couts-lisses-de-l-electricite-774441.html, Stefan Ambec et Claude Crampes.

Le LCOE ne tenait pas compte de cela, ce qui arrangeait bien les margoulins de l’éolien et les  écolos bigots fan des ENR… L’originalité du rapport  2020 sur les coûts projetés de l’électricité est qu’il réintègre ce facteur dans la LCOE. Il faut dire qu’avec les épisodes de plus en plus fréquents de prix négatifs liés à l’excentrique Energienewende, ça devenait de plus en plus difficile à ignorer.

Une présentation très pédagogique figure dans le rapport sur le  Rôle possible du nucléaire dans le futur mix énergétique néerlandais. 

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/11/role-possible-du-nucleaire-dans-le.html

La VALCOE permet ainsi de prendre en compte  les Coûts système, soit les Coûts d’équilibrage : (coût des écarts par rapport à la production prévue) et Coûts de profit  (la valeur de l’électricité délivrée au système électrique). Le coût de profit varie fortement selon le degré de pénétration des ENR, leur corrélation entre elles ( absence de foisonnement) et leur décorrélation avec la demande :

Note sur le coût du capital : les taux d’intérêts sont un déterminant clé de la compétitivité ; en terme de LCOE, ils correspondent au coût du capital.  Dans les hypothèses centrales, le rapport  assume un coût du capital de 7% pour toutes les technologies dans tous les pays. Dans la pratique, le taux d’actualisation reflète, entre autres, les coûts d’opportunité de l’investissement ainsi que différents types de risque et d’incertitude, par exemple en ce qui concerne l’évolution politique et réglementaire, la conception du marché, le développement du système et les investissements futurs, les coûts du carburant. En outre, dans le monde réel, la question de savoir qui supporte le risque est importante : le soutien du gouvernement, sous la forme de garanties de prix par exemple, déplacerait le risque de l’investisseur vers le public. Les accords d’achat à long terme permettraient de partager plus largement les risques. Bien que le risque global reste le même, l’investissement devient ainsi moins cher du point de vue des investisseurs.

Ces facteurs, qui peuvent être importants au niveau d’un projet individuel, n’apparaissent pas explicitement dans les chiffres de la LCOE fournis dans le présent rapport, qui n’incluent pas de considérations contractuelles ou d’intervention sur le marché.

Commentaire : les VALCOE du rapport sont donc plutôt surestimées pour le nucléaire pour qui le coût du capital représente environ les 2/3 et peut être largement diminué par des garanties d’Etat.

Le fait de tenir compte de la VALCOE change du tout au tout la place relative des ENR et du nucléaire !

Perspectives sur les coûts des nucléaires existants et nouveaux

Un rappel : Pour combattre le réchauffement climatique, nous aurons besoin de nucléaire…

« Selon le Scénario de développement durable (SDS) de l’AIE, de nouvelles capacités nucléaires et des programmes ambitieux d’extension à vie des centrales nucléaires existantes sont nécessaires. Ce rôle croissant de l’énergie nucléaire pour atteindre les objectifs de décarbonisation est également confirmé par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC, 2018). Jusqu’à présent, cependant, l’énergie nucléaire n’est pas sur la bonne voie pour atteindre sa part requise dans la production mondiale d’électricité. En fait, le taux d’ajouts annuels de capacité de 5 GW devrait au moins doubler entre 2020 et 2040 pour atteindre les objectifs de développement durable.

 Comme il est indiqué dans le scénario SDS, sans prolongation de la durée de vie au-delà de 40 ans, la pression sur la chaîne d’approvisionnement nucléaire va augmenter considérablement nécessitant des ajouts de capacité jusqu’à 20 GW à partir de 2021 (AIE, 2020).

Un avertissement : nucléaire et libéralisation, ça peut poser un problème, justement si la LCOE est mal appréciée : «  Toutefois, dans plusieurs pays, le parc nucléaire existant est impacté par les conceptions actuelles du marché de l’électricité qui n’apprécient pas adéquatement les attributs des technologies à faible intensité de carbone à forte intensité de capital comme les centrales nucléaires et hydroélectriques.. »

Exploitation à long terme (LTO) des actifs nucléaires existants : la solution à faibles émissions de carbone la plus rentable :

Pour les réacteurs à eau légère (LWRs), la technologie dominante dans le monde entier, la durée de vie de conception généralement considérée est de 40 ans. L''exploitation à long terme est un choix plébiscité par les États-Unis, dont l’exploitation de 88 réacteurs jusqu’à 60 ans et de 4 réacteurs jusqu’à 80 ans a été actée. La France a adopté une stratégie similaire, avec le grand carénage d’EDF, qui devrait permettre de maintenir un coût de production compétitif à l’échelle européenne.

Une fois qu’une centrale nucléaire a été construite, les coûts sont faibles et stables. Toutefois, à l’approche de la fin de la durée de vie de la conception, les coûts d’investissement augmentent soudainement à mesure que les exploitants effectuent des rénovations majeures pour prolonger en toute sécurité la durée de vie de l’usine. Les travaux lourds à effectuer comprennent généralement  pour les équipements mécaniques les générateurs de vapeur, turbines, pompes, moteurs, tuyauterie de grand diamètre, pour les équipements électriques les alternateurs, transformateurs, poteaux à haute tension, panneaux électriques, etc,  Instrumentation et contrôle : salle de commande, câbles, capteurs, etc. Les travaux spéciaux post Fukushima :  générateurs diesel et autres protections spéciales.

Compte tenu de toutes ces considérations et des éléments de preuve recueillis à partir de plusieurs études de cas, un investissement moyen au jour le jour dans la prolongation à long terme des réacteurs existants pourrait varier de USD 450 par kWe à USD 950 par kWe. Cette variabilité peut s’expliquer en grande partie par les différences dans la portée des investissements dans les situations locales De plus, ces chiffres ont été estimés de façon conservatrice, car ils considèrent toutes les améliorations apportées à l’usine comme des dépenses de prolongation.

Dans l’ensemble, ces résultats confirment que l’exploitation à long terme des installations nucléaires existantes demeure l’une des options les plus concurrentielles de production d’électricité à faibles émissions de carbone, conformément aux résultats récents de l’AIE (AIE, 2019).

Le nouveau nucléaire : les réacteurs de Type III- les coûts vont diminuer

Des freins dûs à l’arrêt pendant une trop longue période de la construction nucléaire :  « Pour les nouvelles constructions nucléaires, il y a de nombreuses raisons au manque de construction de nouveaux réacteurs . Les facteurs les plus  importants sont liés au coût élevé des nouveaux projets nucléaires, en particulier dans les pays qui n’ont pas construit de centrales nucléaires au cours des dernières décennies. Pour les pays qui ont lancé de nouveaux projets, l’expérience a été difficile. Ces  prototypes (FOAK) de  réacteurs de 3^ème génération III, en particulier dans la plupart des pays de l’OCDE, ont été touchés par les retards de construction et l’escalade des coûts.

Par conséquent, la confiance des intervenants et du public dans la capacité de l’industrie nucléaire à construire de nouveaux projets s’est érodée. En outre, la perception selon laquelle les nouvelles centrales nucléaires comportent un risque élevé de projet dissuade les investisseurs et a encore réduit la capacité des pays à attirer des financements pour de futurs projets… » 

Mais des raisons d’espérer : Ces problèmes ne sont pas présents dans les pays qui construisent continuellement des réacteurs. Dans ces pays, avec des organisations de projets expérimentées et des chaînes d’approvisionnement bien établies, un certain nombre de projets nucléaires sont livrés d’une manière plus prévisible, ce qui permet des réductions de coûts significatives. Les résultats de de ce rapport suggèrent que l’énergie nucléaire dans les pays de l’OCDE pourrait rejoindre cette tendance et entrer dans une phase d’apprentissage rapide au cours de la prochaine décennie. Avec plusieurs projets presque achevés qui ont permis d’établir des capacités industrielles, les projets futurs pourraient tirer parti de l’expérience acquise et être plus compétitifs..

EPR, Génération III :  Facteurs d’échec et recettes de réussite

Ces projets degénération III  « ont été lancés après une longue interruption de la construction nucléaire qui a considérablement érodé la chaîne d’approvisionnement nucléaire et les capacités de l’industrie. Cette tendance est renforcée par une tendance à la désindustrialisation dans certains pays de l’OCDE. En outre, les estimations budgétaires initiales ont été fortement influencées par le manque de maturité de conception et de planification de l’exécution au moment du début de la construction, ainsi que par le contexte politique de plus en plus incertain.

Les sommes investies dans ces projets prototype ont servi à financer non seulement la construction des réacteurs eux-mêmes, mais aussi à reconstruire des capacités.

Les données historiques et récentes suggèrent que les leçons apprises sont bien comprises et peuvent être facilement mises en œuvre dans de futurs projets. Principales leçons :

Maturité de conception : La conception détaillée doit être achevée et prête pour la construction. Cela implique une implication précoce dans la chaîne d’approvisionnement pendant le processus de conception afin d’intégrer les exigences nécessaires pour améliorer la constructibilité.

Gestion de projet : La conception exige également une stratégie de mise en œuvre robuste avec une définition claire des responsabilités et l’identification des compétences à tous les niveaux et étapes du projet. Une équipe de gestion de projet solide et expérimentée est essentielle pour assurer sa bonne exécution et faire face efficacement à toutes les interfaces et risques inattendus.

Réglementation : La prévisibilité et la stabilité du régime

Effet séries : Une fois que le niveau suffisant de maturité de conception a été atteint, il y a une forte opportunité de geler la configuration de conception et de la reproduire systématiquement autant de fois que possible en construisant des capacités de chaîne d’approvisionnements.

À court terme (début des années 2020), compte tenu de ces enseignements tirés, le moyen le plus efficace de réduire les coûts de construction est de développer un programme nucléaire qui tire parti de la construction en série avec des projets à unités multiples sur le même site, et/ou de la construction de la même conception de réacteur sur plusieurs sites.

Et vive le programme EPR !

Commentaire : Que l’apprentissage existe et est efficace dans la conception des nouveaux réacteurs est bien prouvé par ‘expérience de Taishan

Les nouvelles technologies du nucléaire- les SMR

« Enfin, le développement de nouvelles technologies nucléaires prend de l’ampleur. Les petits réacteurs modulaires (SMR) ont attiré l’attention des décideurs en tant qu’options technologiques pour relever une partie des défis observés dans les récents projets nucléaires.

Les petits réacteurs modulaires (SMR) sont définis comme des réacteurs nucléaires dont la puissance se situe entre 10 MWe et 300 MWe. Les conceptions dont les puissances sont inférieures à 10 MWe, souvent conçues pour un fonctionnement semi-autonome, ont été appelées micro réacteurs modulaires (MMR). Les SMR sont conçus pour une fabrication en usine, profitant des avantages des économies de séries importantes, et  pour être transportés et assemblés sur place, ce qui se traduit par des temps de construction plus courts. C’est l’un des éléments clés pour favoriser leur compétitivité par rapport aux autres options énergétiques.

Les concepts SMR les plus matures sont basés sur la technologie LWR. D’autres concepts sont les réacteurs de génération IV qui incorporent des liquides de refroidissement alternatifs (c.-à-d. métal liquide, gaz ou sels fondus) et des combustibles avancés. La configuration de déploiement  des SMR peut être très variable : une seule unité , centrale multi module, des ensembles électriques mobiles tels que des unités flottantes (par exemple sur barge). En 2018, l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) a identifié plus de 50 concepts en cours de développement avec différents niveaux de préparation à la technologie et aux licences, dont quatre concepts en construction à l’époque.

En raison de la réduction des cœurs des réacteurs et de densités d’énergie plus faibles, les SMR peuvent bénéficier de besoins de blindage réduits et de zones de planification d’urgence hors site (ZFE) réduites ou carrément inutiles, ce qui, à son tour, se traduira par une flexibilité accrue pour le choix des sites accueillant ces réacteurs,qui bénéficient en outre de sécurités passives.

Bien que la taille des  SMR les fait bénéficier des avantages décrits ci-dessus, elle a cependant un effet négatif sur la compétitivité économique. Les concepteurs de réacteurs ont traditionnellement construit des réacteurs de plus en plus grands  pour tirer parti des économies d’échelle. En d’autres termes, étant donné que les coûts fixes associés à un réacteur nucléaire augmentent très lentement avec la taille du réacteur, il est logique d’augmenter la production du réacteur afin de réduire autant que possible le coût par unité d’électricité produite. Pour contrebalancer l’impact des économies d’échelle, les SMR bénéficient des économies de production en série, qui reposent à leur tour sur la simplification du design, la normalisation et la modularisation. Toutefois, bien que des progrès significatifs aient été réalisés dans la validation des premières conceptions, de nombreux défis demeurent. L’achèvement des premiers prototypes au cours des années 2020 sera donc essentiel dans la démonstration des avantages attendus des SMR »

Plusieurs facteurs spécifiques ont été identifiés comme critiques pour réussir le défi des SMR : Simplification : Des améliorations de la passivité et une plus grande intégration de la conception réduiraient le nombre de composants et entraîneraient des économies de bâtiments de confinement.   Normalisation : La faible puissance des DTS réduit la nécessité de s’adapter aux conditions du site local, ce qui augmente le niveau de normalisation de la conception par rapport aux grands réacteurs.   Modularisation : Une taille SMR plus petite signifie que le transport de leurs modules serait plus facile que pour les grands réacteurs. En fait, le degré de modularisation augmente considérablement pour les puissances de moins de 500 mégawatts de capacité électrique (MWe)

Les SMR sont particulièrement attractifs pour de nouveaux usages, par exemple

-La décarbonation des systèmes énergétiques en remplaçant les centrales au charbon et en fournissant de l’électricité pour les applications de chauffage urbain et de dessalement. La plupart des conceptions avancées pourraient fournir de la chaleur de procédé pour les secteurs industriels…

- La facilitation de l’expansion du secteur nucléaire dans les régions où les contraintes économiques, géographiques et/ou liées au réseau ne permettent pas l’utilisation de grandes centrales nucléaires. Pour ces marchés, les SMR peuvent déjà être un moyen économiquement  rentable de remplacer les générateurs diesel pour produire de l’électricité, de la chaleur et de l’eau douce.

A signaler que le rapport n’oppose pas SMR et  grands réacteurs de génération III : « , il est important de souligner que les coûts de construction du SMR bénéficieront des progrès sur les principaux facteurs de coûts identifiés pour les grands réacteurs nucléaires de génération III. Cependant, certains facteurs spécifiques auront plus de poids : effet série, simplification, normalisation, modularisation et harmonisation. »