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samedi 28 janvier 2023

Commission Schellenberger : témoignage de Jean-Marc Jancovici

Commission d’enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France- Commission Schellenberger

Témoignage de Jean-Marc Jancovici : extraits

Pétrole et fossile : « Je ne crois pas à la possibilité de faire une civilisation telle que celle que nous connaissons actuellement sans combustible fossile. »

Economie et physique :  "Presque tous les scénarios énergétiques partagent une faiblesse, à savoir de placer l’économie comme une donnée d’entrée. Or, de mon point de vue, l’économie est une donnée de sortie., c’est parce que nous avons des ressources que nous sommes capables d’avoir un système économique. S’il n’y avait pas d’atomes de fer sur Terre, il n’y aurait pas d’immeubles tels que nous les construisons aujourd’hui avec des armatures en fer. La disponibilité des ressources est donc un facteur limitant de la production économique."

Renouvelables : le problème du cuivre

« Au vu des quantités de cuivre impliquées dans le développement de tout ce qui est électrique, il est évident qu’en France, nous ne pouvons pas déployer quoi que ce soit de significatif comme mode renouvelable — ou même non renouvelable — et comme usage aval électrique sans importer du cuivre. Je ne sais pas si ce sera facile ou difficile.

Concernant le cuivre, une information a récemment été publiée par l’agence internationale de l’énergie (AIE), disant que les mines de cuivre en fonctionnement et en cours de développement dans le monde passeraient leur pic entre maintenant et dans deux ans. Or, pour que de nouveaux projets de mines voient le jour, il faut compter entre dix et quinze ans.

« Concernant le cuivre, il me semble que l’ordre de grandeur est supérieur à dix entre le solaire et le nucléaire pour la quantité de cuivre par kilowattheure produit. Ainsi, si nous voulons produire des énergies décarbonées, nous sommes moins dépendants si nous faisons du nucléaire que si nous faisons un système solaire. En outre, d’une manière générale, les énergies renouvelables exploitant des sources diffuses (donc le vent et le soleil) ont besoin de davantage de collecteurs pour avoir la même quantité d’énergie à l’arrivée, sans parler du fait que nous avons besoin de sources concentrées — pour maintenir un système pas trop éloigné du système actuel —  et, éventuellement, de stocker, ce qui demande également des moyens supplémentaires, notamment des métaux. Développer la filière nucléaire ne permet donc pas d’être indépendants mais d’être moins dépendants que d’autres options concernant les métaux »



Sur l’éolien ; des limites physiques contrairement au nucléaire

« le vent n’est pas toujours régulier en permanence alors que la puissance d’une éolienne dépend du cube du vent. Si la vitesse du vent est divisée par deux, la puissance électrique fournie est divisée par huit. À l’échelle de l’Europe, même avec l’interconnexion de toutes les éoliennes européennes, l’ensemble du parc éolien peut descendre à moins de 5 % de la puissance installée. Nous ne pouvons donc pas avoir un système purement éolien. En outre, même en ajoutant du solaire — qui est un peu contracyclique par rapport à l’éolien —, l’ensemble des deux ne permet toujours pas de garantir l’approvisionnement.

Ces énergies ont une limite en termes d’emplacements et de matériaux, car elles sont beaucoup plus intensives en métal que les modes centralisés que nous avons l’habitude d’utiliser jusqu’à maintenant. Ces limites sont plutôt physiques, a contrario des limites du nucléaire, qui sont plutôt liées aux compétences et au consensus »

Le nucléaire durable Passer à la quatrième génération sans tarder

« La quatrième génération semble être le grand déterminant de la possibilité de disposer d’un nucléaire « durable » à l’avenir. Le nucléaire que nous exploitons aujourd’hui utilise un isotope très minoritaire de l’uranium, à savoir l’uranium 235, présent à environ 0,7 % dans l’uranium naturel. En raison des quantités récupérables d’uranium sur terre, en ordre de grandeur, si nous voulions remplacer une fraction significative des centrales à charbon mondiales par du nucléaire, il n’y aurait pas assez d’uranium 235 pour que cela fonctionne pendant des siècles. Pour que le nucléaire soit durable, il faut absolument passer à la quatrième génération, capable d’exploiter soit l’uranium 238 soit du thorium, sans trop tarder car, pour démarrer ces réacteurs de quatrième génération, nous avons quand même besoin du seul matériau fissile trouvable sur terre, à savoir l’uranium 235. En passant à la quatrième génération, nous serions capables d’exploiter les stocks d’uranium 238 « 

« Si nous nous mettons en « économie de guerre », je pense que nous sommes à quinze ans de pouvoir disposer de modèles déployables. À ce moment, nous faisons la jonction avec des EPR, le temps de pouvoir commencer à déployer de la quatrième génération. Toutefois, nous n’en faisons pas plus que cela. Cette option n’est pas sur la table actuellement. Dans l’intervalle, il est évident qu’aujourd’hui, si nous voulons davantage d’électricité, la seule option qui reste est de rajouter des moyens renouvelables dans les dix à quinze ans à venir. »

Sur les dangers du nucléaire

"En cas d’accident sur un réacteur à eau pressurisée, le plus probable est que, comme à Three Mile Island, vous perdiez le réacteur à l’intérieur de l’enceinte de confinement. En cas de conflit, la vraie question est de savoir si l’accident ajoutera massivement des dommages. Un accident dans la centrale de Zaporijjia ne changera malheureusement pas significativement le bilan de la guerre en Ukraine. Lorsqu’une installation est endommagée à cause de la guerre, le vrai problème est la guerre.

En outre, il existe de nombreuses manières de causer des morts avec des dommages aux installations de production électrique. La convention stipule qu’en cas de guerre, les belligérants ne doivent pas porter atteinte aux centrales nucléaires ni aux barrages. Or, si vous voulez faire beaucoup de dégâts très rapidement, il vaut mieux détruire les barrages que les centrales nucléaires. En France, faire sauter le barrage de Vouglans engendrerait six mètres d’eau place Bellecour à Lyon."

Sur les déchets nucléaires

"La question des déchets nucléaires est très importante dans le débat public. Le fait que ces déchets fassent partie des éléments générant le plus de peur ne me semble pas du tout en adéquation avec la hiérarchie des nuisances lorsque nous regardons tout ce qui est déversé dans l’environnement (CO2, phytosanitaires ou encore particules fines). Les déchets nucléaires sont de deuxième ordre car, même si leur nature n’est certainement pas anodine, ils sont tout petits, peu nombreux et confinés.

De très loin, l’option préférentielle est de les mettre dans un trou et de les oublier, ce que les Suédois ont décidé de faire. Je considère que le retraitement est une bonne idée puisqu’il permet de concentrer de façon très importante le volume à stocker et de récupérer un certain nombre d’éléments qui sont récupérables dans les assemblages usés.

La réversibilité du stockage ne me semble pas cruciale. Un stockage non réversible s’est produit de façon très naturelle il y a deux milliards d’années dans une mine d’uranium à Oklo au Gabon, où des réacteurs sont apparus spontanément. Les produits de fission avaient très peu migré par rapport à l’endroit où ils s’étaient formés. Nous sommes capables de mettre du pétrole et du gaz sous pression dans une couche géologique profonde, dans laquelle ils resteront pendant des millions d’années. Nous pouvons donc très bien placer des éléments solides comme des colis vitrifiés dans une couche géologique appropriée et ne pas être très inquiets à l’idée qu’ils réapparaissent cinquante ans plus tard.

Il faut savoir qu’au bout de quelques siècles, les produits de fission sont revenus au niveau de radioactivité de l’uranium initial. C’est moins que la cathédrale Notre-Dame, qui est à l’air libre et donc beaucoup plus agressée. Le chiffre de 100 000 ans est souvent mis en avant mais la partie la plus radiotoxique est beaucoup plus courte."

Sur le financement du nucléaire

"La question du coût du nucléaire est essentiellement une question de cadre de marché. Par exemple, le coût du mégawattheure de la centrale d’Hinkley Point s’élèvera à plus de 100 livres sterling. Or, si le financement de cette centrale avait eu lieu avec de l’argent disponible à 2 % par an — et non pas avec de l’argent disponible à 10 % par an —, la même centrale aurait produit des mégawattheures aux alentours de 50 euros. Le vrai sujet du coût du nucléaire est la structure de financement, qui dépend essentiellement du cadre public ou non. Le nucléaire n’a rien à faire dans un cadre privé car il s’agit, par essence, d’une activité régalienne qui relève de l’État et qui doit accéder à des financements qui sont ceux de l’État."

IRA (Inflation Reduction Act) : les USA reviennent dans le nucléaire- et pas qu’un peu

 Une grande loi pour le climat, et aussi une loi protectionniste

La loi sur la réduction de l'inflation de 2022 (Inflation Reduction Act of 2022 (en)) ( IRA ) est une loi des États - Unis qui vise à freiner l'inflation en réduisant le déficit, en abaissant les prix des médicaments sur ordonnance et en investissant dans la production d'énergie domestique tout en promouvant l'énergie propre. La loi prévoit des dépenses budgétaires supplémentaires de 485 milliards de $ sur 10 ans, dont 98 milliards sont dirigés sur la santé (Medicare, Obamacare) et  386 milliards sur l’énergie et le climat.

Simultanément, l’administration Biden prévoit d’accroître de 468 milliards de $ les recettes fiscales (principalement en taxant les profits des grandes entreprises) et d’économiser 322 milliards de $ sur les dépenses de santé.




Cette loi représente donc le plus gros investissement dans la lutte contre le changement climatique dans l'histoire des États-Unis (386 milliards).

D’après les dernières estimations du Rhodium Group, la loi promulguée par Joe Biden après de complexes négociations au Congrès permettrait des réductions supplémentaires d’émission de l’ordre de 450 à 650 Mt de CO2eq en 2030. Cela représente les émissions cumulées de la Californie et de la Floride (ou encore 1,5 fois celles de la France). En valeur absolue, c’est considérable. Mais cela ne représente que 10% de réduction supplémentaire alors qu’il en faudrait plutôt 20% pour atteindre les engagements du pays dans le cadre de l’Accord de Paris.

Une loi aussi protectionniste

A partir du 1er janvier 2023, les consommateurs américains bénéficieront, par exemple, de 3 750 dollars de crédit d’impôt à l’achat d’un véhicule particulier électrique, si au moins 50 % des composants de la batterie proviennent d’Amérique du Nord. Ce montant pourra être doublé, à 7 500 dollars, si 40 % des matières premières de la batterie ont été extraites aux Etats-Unis ou un des pays liés à Washington par un accord de libre-échange, comme l’Australie, le Canada ou le Mexique. Dernière condition : le véhicule devra être assemblé aux Etats-Unis.

Le plan de 730 pages prévoit des subventions massives pour des projets de capture de carbone, le développement de l’hydrogène vert, les biocarburants pour l’aérien…. Le plan créé par exemple des exonérations fiscales pour les industriels qui s’engagent à produire aux Etats-Unis des panneaux solaires – 12 dollars par m2 de wafers par exemple, ce qui s’ajoute à un crédit d’impôt de 10 % pour les projets solaires utilisant des panneaux made in USA.

Et une loi très pro-nucléaire !

L'énergie nucléaire est un élément important de la transition vers une énergie propre, car elle produit de gros volumes d'énergie sans carbone 24 heures sur 24, 7 jours sur 7. Les crédits d'impôt pour les nouveaux réacteurs avancés, associés à un financement de 700 millions de dollars pour l'uranium faiblement enrichi à haut rendement, soutiendront le déploiement de l'énergie nucléaire tout en stimulant les exportations et la sécurité énergétique des États-Unis. Le projet de loi comprend également un crédit d'impôt à la production pour maintenir le parc actuel de réacteurs nucléaires qui fournissent actuellement 20 % de l'électricité sans carbone aux États-Unis. 

De façon plus détaillée : 30 milliards de dollars pour l'énergie nucléaire, 4 mesures clés

 L'énergie nucléaire reste la principale source d'électricité bas carbone aux États-Unis, représentant près de la moitié de l'électricité bas carbone et près de 20 % de la production totale d'électricité. Un budget total de 30 milliards de dollars est prévu pour l'énergie nucléaire. L'IRA soutiendrait l'énergie nucléaire de plusieurs manières :

L'IRA créera un crédit d'impôt pour l'énergie nucléaire existante afin d'éviter que la production nucléaire existante ne disparaisse, ce qui entraînerait une augmentation des émissions de gaz à effet de serre. Le crédit d'impôt commencerait en 2024 et durerait jusqu'en 2032. Ce crédit serait de 0,3 cent/kWh pour l’électricité vendue et produite à partir de réacteurs nucléaires existants.

- L'IRA vise à transformer les avantages fiscaux actuels pour les énergies renouvelables en avantages technologiquement neutres s'appliquant à toutes les technologies bas carbones. Cela mettrait l'énergie nucléaire sur un pied d'égalité avec les autres énergies bas carbone et créerait des conditions de concurrence véritablement non discriminatoires.

- Des incitations supplémentaires sont prévues dans ce plan climatique pour les régions et les communautés où l'extraction de combustibles fossiles a historiquement occupé une place importante (friches industrielles, anciennes mines de charbon ou usines de charbon fermées). Ces anciennes centrales électriques peuvent être particulièrement adaptées aux projets de nouveau nucléaire (comme le site de démonstration de TerraPower dans le Wyoming). En outre, ces sites disposent souvent d'une infrastructure suffisante pour la transmission et l'approvisionnement en eau.

- Enfin, l'IRA soutiendrait la production d'uranium faiblement enrichi sur le sol américain. Ce type de combustible (HALEU, ou high-assay low-enriched uranium) sera nécessaire pour de nombreux modèles de nouveaux  réacteurs avancés. En utilisant les HALEU, les réacteurs avancés peuvent être plus compacts, nécessiter un rechargement moins fréquent et potentiellement produire moins de déchets. À l'heure actuelle, il n'existe aucune usine commerciale pour la production de HALEU en dehors de la Russie. Ce nouveau plan climatique devrait être une incitation à amener cette production aux États-Unis.

Autres mesures

Le programme de réduction des émissions de méthane (MERP) inclus dans l'IRA établit une taxe sur le gaz rejeté dans l'atmosphère et incite les exploitants à réduire leurs émissions de méthane. Amélioration du crédit d'impôt 45Q pour encourager le captage, l'élimination, le transport et le stockage du carbone : Le crédit d'impôt 45Q amélioré apporte un soutien important au captage du carbone, incitant les investisseurs et les promoteurs à capter leurs émissions de CO2 et à les empêcher de contribuer au changement climatique.

Crédit d'impôt pour la production d'hydrogène afin de soutenir le leadership des États-Unis sur carburants à zéro émission de carbone : carburants à zéro émission de carbone comme l'hydrogène et l'ammoniac ont un rôle essentiel à jouer dans la décarbonisation - notamment dans la réduction des émissions de secteurs comme le transport lourd et l'industrie lourde. Le crédit d'impôt pour l'hydrogène prévu par l'IRA encourage le déploiement de l'hydrogène à faibles émissions et contribue à soutenir un marché en expansion pour l'hydrogène produit aux États-Unis.


jeudi 26 janvier 2023

La Suède, plein feu vers le nucléaire

 La version suédoise de l’accélération du nucléaire

La Suéde se propose de supprimer la loi actuelle limitant le nombre de réacteurs en exploitation à dix, ainsi que de permettre la construction de réacteurs sur de nouveaux sites plutôt que  de se limiter aux sites existants. La loi actuelle autorise l’exploitation de 10 réacteurs sur trois sites seulement — Forsmark, Oskarshamn et Ringhals.

« Des changements législatifs sont en cours pour permettre la construction de nouvelles centrales nucléaires, notamment des processus d’autorisation plus courts et des procédures administratives accélérées », a déclaré le premier ministre M. Kristersson lors de la conférence de presse.

La ministre de l’Environnement Romina Pourmokhtari estime que la législation actualisée devrait également permettre la construction non seulement de réacteurs conventionnels à grande échelle, mais aussi de petits réacteurs modulaires (SMR). Elle espére pouvoir présenter un projet de loi au Parlement après l’été 2023 pour une entrée en vigueur en mars 2024. https://tinyurl.com/43rutz79



La France considérée plutôt favorablement : accord Fortum-EDF

Fortum, groupe énergétique majeur à l'international dont le siège se situe en Finlande a engagé une étude de faisabilité sur deux ans pour explorer les prérequis à la construction de nouvelles capacités nucléaires en Finlande et en Suède, avec des réacteurs conventionnels et des petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR).

EDF et Fortum annoncent la signature d’un accord de coopération. Cet accord marque l’intention d’EDF et de Fortum d’étudier les opportunités de coopération autour du développement de nouvelles centrales nucléaires en Finlande et en Suède, sur la base d’EPR et de petits réacteurs modulaires (SMR NUWARD™).

 “Nous sommes très heureux de coopérer avec le leader du nucléaire en Europe tant dans le cadre de notre étude de faisabilité récemment engagée pour la construction de nouveaux réacteurs en Scandinavie, que dans l’objectif de bénéficier de la solide expertise d’EDF dans la gestion d’une flotte” a déclaré Petra Lundström, Vice-Présidente chez Fortum, chargée des services d’ingénierie nucléaire et des actifs en copropriété.

https://www.edf.fr/groupe-edf/espaces-dedies/journalistes/tous-les-communiques-de-presse/edf-et-fortum-signent-un-accord-de-cooperation-pour-le-developpement-de-nouveaux-projets-nucleaires-en-finlande-et-en-suede


samedi 14 janvier 2023

Etude NEA-OCDE sur le coût des systèmes nucléaires/ renouvelables (ERVi Energies Renouvelables Variables intermittentes)

NEA (2019), The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, OECD Publishing, Paris

https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_15000/the-costs-of-decarbonisation-system-costs-with-high-shares-of-nuclear-and-renewables?details=true

Résumé : une étude de 2019 de l’OCDE et de la NEA compare d’un point de vue économique des systèmes nucléaire/Energie Variables Intermittentes (ou ENR) allant de 90% nuc/10% ENR à 75%ENR/25% nucléaire. (dond différents de ceux de RTE). Les raisons du surcoût des ENR sont clairement expliquées et évaluées : coûts de surcapacité, coût d”équilibrage du réseau, coûts de densité du réseau et  aboutissent typiquement à  une différence de 25 milliards par an entre le scénario le plus nucléarisé (90%) et le moins (25%). Dans le cas le plus favorable aux ENR, l’étude suggère un taux acceptable de 30%. L’étude montre aussi que la fixation d’objectifs d’ENR  n’est pas un bon moyen de décarbonation du système électrique, contrairement à la fixation d’un prix du carbone.  Appliqué au système français, il est alors clair qu’ il n’ y a aucun intérêt ni économique, ni climatique à l’inclusion d’éoliennes dans le mix électrique français  et que  l’intermittence impose aux autres centrales non intermittentes une externalité négative que les mécanismes actuels de tarification des ENRi ne font pas porter aux producteurs desdites ENRi mais par des taxes sur les consommateurs finaux.

Le résumé de Vincent Bénard : aucun intérêt ni économique, ni climatique à l’inclusion d’éoliennes dans le système français

https://twitter.com/vbenard/status/1607285107316121607

“Une étude montre qu’en l’état actuel des technologies, l’inclusion d’énergies renouvelables dans un pays fortement nucléarisé n’a aucun intérêt ni économique ni climatique, et un gouvernement sensé devrait dire « STOP ».”

Remarque : Au moins depuis la tribune de S. Ambec et C Crampes, Les coûts lisses de l'électricité, https://www.latribune.fr/opinions/tribunes/les-couts-lisses-de-l-electricite-774441.html, et les scénarios RTE, on a bien compris que  comparer les LCOE de systèmes aussi différents que la base pilotable nucléaire et le variable intermittent n’avait aucun sens, et que seuls des escrocs ou des manipulateurs osent recourir à cet argument. Il revient en quelque sorte à comparer un système d’adduction d’eau et recueillir de l’eau de pluie (et sans stockage!)

Ainsi l’étude RTE montre qu’entre un système 100% ENR (à supposer qu’il soit techniquement faisable et que soient résolus par exemple les problèmes de stockage, de stabilité du réseau en fréquence, de capacité et de passage de pointe, de flexibilité importante,  ce qui ne sera pas le cas dans un avenir prévisible)  et le système le plus nucléarisé étudié par RTE (50 % de nucléaire), il existe une différence d’environ 20 milliards par an en faveur du nucléaire- et l’écart serait encore plus élevé avec un pourcentage de nucléaire supérieur.

Revenons à l’étude OCDE/NEA. : les scénarios étudiés  

Dans cette étude OCDE/NEA, plusieurs scénarios sont aussi comparés et comme dans l'étude RTE, sans surprise, plus il y a d'Energies Variables Intermittentes dans le mixte, plus ça coûte cher. Et beaucoup plus cher. En fait l’étude NEA/OCDE aboutit à un ordre de grandeur qui est sensiblement le même que celui de l’étude RTE.

Un premier grand intérêt de l’étude réside dans les scénarios étudiés, qui vont de 75% d’ENR (et 35% de nucléaire/hydro) à 90% de nucléaire hydro (et 10% d’ENR), contrairement à RTE qui avait étudié un scénario 100% ENR, tout en mettant encause sa faisabilité) et avait refusé d’étudier un scénario à plus de 50% de nucléaire, valeur imposée par la PPE en vigueur.

On a bien compris que l’étude RTE a été bridée par l’interférence politique de l’Etat, celle de l’OCDE/NEA est universitaire et libre !

Fig ES4 et table1: les différents scénarios étudiés

Pourquoi les systèmes à fort pourcentage d’ENR sont–ils si coûteux ?

Les raisons :  il faut ajouter à la LCOE (qui ne reflète que les coûts de production) nombre de coûts systèmes. Dans l'étude OCDE/NEA, sont considérés les profile costs (coûts de surcapacité), les coûts d’équilibrage du réseau (balancing costs), les coûts de « densité » du réseau (grid costs), dont le coût au surplus augmente fortement avec le pourcentage d'énergies variables intermittentes. Et de beaucoup. Entre le scénario le moins ENR (10%) et les plus ENR (75%) les cou^ts sytèmes sont multipliés par plus de 5.

Fig ES2 : décomposition des coûts systèmes et Fig ES6 : évolution des coûts systèmes en fonction du scénario


1) Profile costs (coûts de capacité) : En gros, compte-tenu du facteur de charge, il faut installer 4 fois plus d'ENR que de nucléaire (qui coute à peu près 4 fois plus cher). Plus il y a d' ENR (EVI), plus cette surcapacité est importante et coûte cher. Mais en fait, c’est encore pire que cela, les ENR dégradent le facteur de charge des énergies pilotables du mix, puisqu'ils doivent généralement s'effacer devant une production ENR fatale non pilotable. Pour le nucléaire c'est une perte absurde de rentabilité  et aussi techniquement pas très bon.

En conclusion, "l’intermittence impose aux autres centrales non intermittentes une externalité négative que les mécanismes actuels de tarification des ENRi ne font pas porter aux producteurs desdites ENRi mais par des taxes sur les consommateurs finaux". (V Bénard)

Donc, selon l’étude NEA/OCDE, le besoin de capacités augmente très fortement avec le pourcentage d’ENR, ce qui augmente aussi très fortement les coûts. Le besoin de capacités (qui doivent être rémunérées très cher) est en gros multiplié par 3,5 entre le scénario le plus nucléarisé et le scénario avec le plus d’ENR .

A cela s'ajoute le phénomène des prix négatifs et le bridage des éoliennes : les producteurs éoliens/PV sont payés au kWh produit, indépendamment que cette production survienne quand elle est utile ou quand elle ne l’est pas. Et quand elle ne l'est pas, les réseaux sont saturés par l'excédent des ENRi non corrélés à la demande ! Les prix deviennent alors négatifs, et les autres moyens de production (ie le nucléaire) ne peuvent être rémunérés à leur coût.

Enfin, quand il y a trop de capacité éolienne dans le réseau, certaines éoliennes doivent être arrêtées lors des périodes de trop forte production, ce qui augmente là aussi mécaniquement leur LCOE. Ainsi, en Grande-Bretagne, les coûts directement payés aux centrales (qu’elles soient éoliennes ou gaz) pour réduire leur production sont actuellement d’environ un milliard de livres par an (1,1 milliard d’euros) et pourraient s’envoler à environ 2,6 milliards d’euros en 2026. »

2) Les « coûts de réseau » (grid costs) : ils sont liés au fait que les éoliennes sont non seulement intermittentes, mais très diffuses, peu concentrées, donc nécessitent une forte augmentation du nombre de points de connexion, une importante extension du réseau et s”accompagnent de  pertes par transport sur de plus longues distances lorsque le vent souffle seulement dans certaines régions

Remarque 1) Ceci est lié à une constante physique fondamentale, la densité d’énergie :


Remarque 2) : Les problèmes de réseau, l’Allemagne en constitue un bel exemple. Sur 5000 km de réseau prévus en 2020, seuls 913 étaient réalisés - or l’energiewende complète exigerait  11000 km ! Les éoliennes du nord de l’Allemagne ne sont pas reliées aux centres industriels du sud, un nombre important d’éoliennes ne sont pas reliées au réseau, et le développement de celui-ci se heurte à un fort problème d’acceptation des habitants qui doivent non seulement supporter les éoliennes mais le réseau qui va avec.


3) « Les « coûts d’équilibrage de la grille » (balancing costs) sont liés à la nécessité de conserver un nombre important de centrales gaz actives pour amortir les à-coups de production liés aux sautes de vent de l’éolien. Les turbines gaz tournent au ralenti et conservent ainsi une énergie cinétique suffisante pour entrer en action à quelques secondes près en cas de variation brusque de la puissance envoyée dans le réseau par l’éolien.

Pour générer la même quantité d’énergie, ces coûts d’équilibrage augmentent fortement avec le pourcentage d’ERVi : trois fois plus pour le scénario 75 % ! De plus, le nombre de cycles démarrage-arrêt-redémarrage des centrales de back up en augmente les coûts de fonctionnement et les risques d’usure prématurée. »

4) Cerise sur le gateau :  les émissions de gaz à effet de serre: non seulement les ERVi sont un peu moins bonnes que les centrales nucléaires du point de vue du CO2 émis mais les scénarios à haut niveau d’ERVi imposent une augmentation des émissions des centrales gaz de backup. 

 5) la résilience du réseau : «  les réseaux à « haut niveau d’ERVi » sont moins protégés lors d’une année de « cygne noir climatique ». Si une période sans vent ni soleil plus élevée que ce que nous avons connu se matérialisait, les risques de blackout seraient plus nombreux. »

Donc, et au bilan, près de 25 milliards par ans de plus pour le scénario le plus ENR (75%) vs le scénario le plus nucléaire. C’est clair !

Fig 37 les coûts totaux par MW.H et Fig 38, les couts par ans : on retombe sur la valeur de 20-25 milliards par an entre le système le plus ENR (75 ENR/25% nucléaire) et le plus nucléarisé (90% nucléaire, 10% ENR)




6) Problème du stockage et résilience du réseau

https://twitter.com/vbenard/status/1608006091249692672

« Comme il existe des périodes sans vent et sans soleil, pour peu que la demande d'électricité soit élevée, le backup doit être dimensionné pour pouvoir assurer la totalité de la demande d'électricité le pire jour de l'année. En matière électrique, c'est la règle: le dimensionnement d'un réseau n'est pas conçu en fonction des consommations "moyennes" mais pour répondre à "la pire" situation de pointe possible. »

« En France, le record de puissance demandée (février 2012) est de 102 GW: s'il n'y a ni vent ni soleil, e blackup doit pouvoir fournir 102 GW (plus une marge de sécurité. »

« Roger Andrews, auteur (décédé) du blog Energy Matters, a modélisé (pour l'année 2016) les surplus et déficits de production solaires + éoliennes, l'Allemagne étant fréquemment touchée par des périodes de "Dunkelflaute", sans vent ni soleil. Il en déduit qu'il faut pouvoir stocker 22 jours de consommation moyenne. Cette étude "coin de table" ignore beaucoup de facteurs (pertes de rendement au niveau du stockage, année 2016 pas forcément la pire, marges de sécurité). »

 

« Une étude plus poussée de deux chercheurs allemands (Ruhnau-Qvist), basée sur 35 années de données météo, incluant des aléas et pertes de fonctionnement sur les batteries, estime le besoin de stockage à 47 jours de conso moyenne. »

« Ramenés à la France, 22 à 47 jours de conso moyenne (fourchette raisonnable) hors hydro représentent 26 à 56 TWh de consommation. En retirant les 7 TWh disponibles via les STEP existantes, cela nous laisse tout de même 19 à 49 TWh de batteries à installer…. »

 Extraits du rapport et conclusion

L’intérêt d’un prix du carbone : un bon instrument

D’un point de vue politique, les résultats quantitatifs de la présente étude appuient la conclusion selon laquelle le moyen le plus efficace sur le plan économique d’atteindre l’objectif de réduction des émissions de carbone est d’imposer un prix du carbone (ou un plafond sur les émissions de carbone) qui limite l’utilisation des sources de production à partir de combustibles fossiles et permet le déploiement des ressources à faible émission de carbone les plus efficaces. Dans le cadre d’un prix du carbone (ou d’un plafond carbone équivalent), toutes les ressources à faible émission de carbone sont déployées à leur niveau optimal dans le système, maximisant ainsi leur valeur privée ainsi que la valeur pour l’ensemble du système. Si un prix du carbone approprié est choisi, les émissions de carbone peuvent être réduites au niveau souhaité avec un impact économique minimal. Selon les hypothèses retenues dans la présente étude, une taxe carbone de 35 USD/tonne est jugée suffisante pour atteindre les niveaux d’émissions de carbone fixés à un coût minimal. Pour ce scénario de référence, les coûts annuels de production d’électricité correspondent à 36,1 milliards USD par an, ce qui correspond à un coût moyen de production d’électricité légèrement supérieur à 75 USD/MWh. »

La fixation d’objectifs d’ENR (ERVi) n’est pas un bon moyen de décarbonation du système électrique

« Au contraire, l’encouragement de technologies spécifiques, comme par exemple la fixation d’objectifs spécifiques pour un ensemble donné de technologies à faible intensité de carbone, peuvent conduire à un déploiement sous-optimal de ces technologies et à des coûts plus élevés pour la production d’électricité. Bien que l’augmentation des coûts soit relativement modeste à un niveau de pénétration de 10 % des ERVi avec un coût de production moyen atteignant un niveau de 79 USD/MWh, les impacts économiques sont plus importants lorsque le déploiement des ERVi devient plus important. À un niveau de pénétration de 30%, les coûts moyens de production atteignent près de 89 USD/MWh, avec une augmentation d’environ 17% par rapport au scénario de référence. Atteindre un niveau de pénétration VRE encore plus élevé impose des coûts de production d’électricité encore plus élevés au système: ils dépassent 100 USD / MWh et 130 USD / MWh pour des niveaux de pénétration de 50% et 75% respectivement.

Même ordre de grandeur que l’étude RTE, avec des scenarios différents ~25 milliards par ans de différence entre le scénario le plus nucléaire (90% nuc_hydraulique/10ERVi) er le scénrio le plus renouvelable (75%ERVi)

« La différence entre les coûts de production des quatre principaux scénarios et ceux du scénario de référence est illustrée à la figure 38; L’augmentation du coût de production de l’électricité est subdivisée en trois composantes décrites ci-dessus. La première composante, indiquée comme « Delta LCOE » et représentée en bleu dans la figure, montre l’augmentation des coûts qui peut être attribuée à la différence de coûts au niveau de la centrale entre les ERVi et les centrales nucléaires, c’est-à-dire la technologie alternative à faible émission de carbone la moins chère disponible. Elle reflète simplement le fait que, selon les hypothèses retenues dans la présente étude, les coûts de production à vie de l’ERV sont plus élevés que ceux de l’énergie nucléaire. (Coûts de profil)

Les deux autres éléments, représentés en rouge dans la figure, rendent compte de deux composantes différentes des coûts de profil. Si l’électricité produite à partir d’ERVi est réduite, leur facteur de charge diminue et donc leur coût de production (utile) augmente; cela peut être considéré comme si une capacité ERVi supplémentaire devait être construite pour fournir la même production effective d’électricité au réseau, augmentant ainsi les coûts du système. Cette deuxième composante dépend du taux de réduction, ainsi que des coûts de production à vie des ERVi (tels que mesurés par leur LCOE). Il est appelé « Réduction de EVR» et représenté par une zone pointillée dans la figure. (Capacités supplémentaires)

Enfin, la dernière composante tient compte du fait que le coût de la satisfaction du système résiduel est plus élevé en présence d’ERVi qu’en présence d’une capacité pilotable. Cette composante, indiquée comme « Système résiduel » dans la figure, est également spécifique au système et au niveau de pénétration de l’ERV analysés. Toutefois, son coût ne dépend que des coûts relatifs des technologies de production et de stockages pilotables disponibles; ce coût est de facto indépendant des coûts de production des EVRi (Grid costs)


Des coûts systèmes qui explosent avec la proportion d’EVRi

La présente analyse confirme les principales conclusions de Nuclear Energy and Renewables: System Effects in Low-Caron Electricity Systems (NEA, 2012) : les coûts systèmes sont importants et augmentent plus que proportionnellement avec le déploiement de ressources variables. À un niveau de pénétration VRE de 10%, les coûts du système sont estimés à environ 7 USD / MWhEVRi. Les coûts de profil, les coûts de réseau et les coûts de raccordement contribuent à peu près également aux coûts du système, tandis que le poids des coûts d’équilibrage est considérablement inférieur.

Le niveau des coûts du système devient substantiel lorsque le déploiement de l’ERV atteint des niveaux plus élevés : à 30% de pénétration des ERV, les coûts du système font plus que doubler, jusqu’à 17,5 USD / MWhEVRi et ils atteignent 30 USD / MWhVRE à 50% de pénétration. Des objectifs de déploiement plus élevés de VRE conduisent à une valeur non soutenable de 50 USD / MWhVRE.

Conclusion plus le système est nucléarisé, plus il est optimal

 

« Selon les hypothèses de coûts de la présente étude, le mix de production qui répond à la demande d’électricité à un coût minimal repose principalement sur des technologies de production à faible émission de carbone disponibles, telles que l’énergie nucléaire et l’énergie hydroélectrique. Une combinaison appropriée de ces deux technologies ainsi que de centrales électriques au gaz permet d’atteindre les objectifs d’émissions de carbone avec une efficacité économique maximale. »

Le coût de production de l’électricité augmente avec la part des EVRi dans le système. Bien que les coûts supplémentaires soient limités aux cibles d’ERV faibles, ils augmentent nettement à des niveaux de pénétration plus élevés; cela reflète non seulement les coûts de production plus élevés au niveau de la centrale pour les ressources ERV, mais aussi les défis supplémentaires liés au déploiement d’unités ERV non pilotables supplémentaires dans la combinaison de production et leur valeur décroissante pour le système. Les résultats de la modélisation indiquent que les coûts de production d’électricité augmentent de 17 % par rapport au scénario de référence lorsqu’un taux de pénétration de l’ERVi de 30 % est atteint. L’atteinte d’objectifs plus élevés en matière d’ERVi de 50 % et 75 % de la production totale d’électricité augmente les coûts de production de 33 % et de plus de 70 %, respectivement. Pour un pays de taille moyenne comme celui représenté dans cette étude, les coûts supplémentaires pour la production d’électricité varient de quelques-uns à plus de 15 milliards USD par an. Si les coûts de production d’ERV au niveau de la centrale diminuent considérablement par rapport aux niveaux actuels, les ERV feront partie de la combinaison de production optimale et seront déployés sans intervention externe. La part optimale des ERVi dans le mix de production dépendra de leurs coûts relatifs par rapport à ceux des technologies alternatives pilotables à faibles émissions de carbone. Le scénario de faible coût des ERV, dans lequel le coût au niveau de l’installation des ERV est inférieur d’environ 20 % à celui des autres technologies disponibles conduit à un niveau acceptable de pénétration optimal des ERVi d’environ 30 %.

Annexe 1: les scénarios étudiés


Annexe 2 : les coûts considérés

Bibliographie

NEA (2019), The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, OECD Publishing, Paris

https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_15000/the-costs-of-decarbo: nisation-system-costs-with-high-shares-of-nuclear-and-renewables

Très bons résumés par Vincent Benard dans : Pourquoi continuer d’augmenter les renouvelables en France ? Contrepoint, 22 dec 2022, https://www.contrepoints.org/2022/12/29/446930-pourquoi-continuer-daugmenter-les-renouvelables-en-france

Et les twitts suivants

Quels sont les avantages d'augmenter la part de l'éolien/Solaire dans des pays comme la France, capables de développer et maîtriser un parc de centrales nucléaires de qualité ?

Spoiler: Aucun. Mais nos dirigeants vont quand même le faire

https://twitter.com/vbenard/status/1607285107316121607

Une question est revenue souvent à la suite de mes threads récents insistant sur le manque d'intérêt des énergies renouvelables intermittentes: Le stockage ne pourrait-il pas résoudre le problème de l'intermittence" ?

Spoiler: non, ni à court ni à moyen terme.

https://twitter.com/vbenard/status/1608006091249692672

Le résumé que j’en avais fait :

https://twitter.com/EricSartori3/status/1611498091273748480?cxt=HHwWgIC86bq-mN0sAAAA

dimanche 8 janvier 2023

Etude NEA-OCDE sur le coût des systèmes nucléaires/ renouvelables (ERVi Energies Renouvelables Variables intermittentes)

 NEA (2019), The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, OECD Publishing, Parishttps://www.oecd-nea.org/jcms/pl_15000/the-costs-of-decarbo: 

nisation-system-costs-with-high-shares-of-nuclear-and-renewables

Très bons résumés par Vincent Benard dans : Pourquoi continuer d’augmenter les renouvelables en France ? Contrepoint, 22 dec 2022, https://www.contrepoints.org/2022/12/29/446930-pourquoi-continuer-daugmenter-les-renouvelables-en-france

Et les twitts suivants

Quels sont les avantages d'augmenter la part de l'éolien/Solaire dans des pays comme la France, capables de développer et maîtriser un parc de centrales nucléaires de qualité ?

Spoiler: Aucun. Mais nos dirigeants vont quand même le faire

https://twitter.com/vbenard/status/1607285107316121607

Une question est revenue souvent à la suite de mes threads récents insistant sur le manque d'intérêt des énergies renouvelables intermittentes: Le stockage ne pourrait-il pas résoudre le problème de l'intermittence" ?

Spoiler: non, ni à court ni à moyen terme.

https://twitter.com/vbenard/status/1608006091249692672

Le résumé que j’en avais fait :

https://twitter.com/EricSartori3/status/1611498091273748480?cxt=HHwWgIC86bq-mN0sAAAA

Le résumé de Vincent Bénard : aucun intérêt ni économique, ni climatique à l’inclusion d’éoliennes

« "Une étude montre qu’en l’état actuel des technologies, l’inclusion d’énergies renouvelables dans un pays fortement nucléarisé n’a aucun intérêt ni économique ni climatique, et un gouvernement sensé devrait dire « STOP ».

Remarque  : Bon, au moins depuis les tribunes de S. Ambec et C Crampes, Les coûts lisses de l'électricité, https://www.latribune.fr/opinions/tribunes/les-couts-lisses-de-l-electricite-774441.html, et les scénarios RTE, on a bien compris que ca n'avait aucun sens de comparer les LCOE de systèmes aussi différents que la base pilotable nucléaire et le variable intermittent, et que seuls des escrocs ou des manipulateurs le font

Ainsi l’étude RTE montre qu’entre un système 100% ENR  (à supposer qu’il soit techniquement faisable et que soient résolus par exemple les problèmes de stockage, de stabilité du réseau en fréquence, de capacité et de passage de pointe…))  et le système le plus nucléarisé étudié par RTE (50 % de nucléaire), il existe une différence d’environ 20 milliards par an en faveur du nucléaire- et l’écart serait encore plus élevé avec un pourcentage de nucléaire supérieur.

Revenons à l’étude OCDE/NEA.

« Dans cette étude OCDE/NEA, plusieurs scénarios sont aussi comparés et comme dans l'etude RTE, plus il y a d'Energies Variables Intermittentes dans le mixte, plus ça coûte cher...

Les raisons :  il faut ajouter à la LCOE nombre de coûts systèmes. Dans l'étude OCDE/NEA, ont considérés Ies profile costs (coûts de surcapacité) , les coûts d’équilibrage de la grille (balancing costs), les coûts de « densité » de la grille (grid costs). dont le coût au surplus augmente fortement avec le % d'énergies variables intermittentes.

Fig ES4 : les différents scénarios étudiés

Fig 37 les coûts totaux par MW.H et Fig 38, les couts par ans : on retombe sur la valeur de 20 milliards par an entre le système le plus ENR (75 ENR/25% nucléaire) et le plus nucléarisé ( 90% nucléaire, 10% ENR)


Fig ES2 : Décomposition des coûts systèmes

Fig ES6 : évolution des coûts systèmes en fonction du scénario

1)Profile costs : « en gros déjà, compte-tenu du facteur de charge, il faut installer 4 fois plus d'ENR que de nucléaire (qui coute à peu près 4 fois plus cher). Plus il y a d' ENR (EVI), plus cette surcapacité est importante et coûte cher. Et non seulement ça, mais les ENR dégradent le facteur de charge des énergies pilotables du mix, puisqu'ils doivent généralement s'effacer devant une production ENR fatale non pilotable. Pour le nucléaire c'est une perte absurde de rentabilité  et aussi techniquement pas très  bon.

En conclusion, "l’intermittence impose aux autres centrales non intermittentes une externalité négative que les mécanismes actuels de tarification des ENRi ne font pas porter aux producteurs desdites ENRi mais par des taxes sur les consommateurs finaux".

A cela s'ajoute le phénomène des prix négatifs :  « Les producteurs éoliens/PV sont payés au kWh produit, indépendamment que cette production survienne quand elle est utile ou quand elle ne l’est pas. Et quand elle ne l'est pas, les réseaux sont saturés par l'excédent des ENRi non corrélés à la demande !

Enfin, quand il y a trop de capacité éolienne dans le réseau, certaines éoliennes doivent être arrêtées lors des périodes de trop forte production, ce qui augmente là aussi mécaniquement leur LCOE. Ainsi, en Grande-Bretagne, les coûts directement payés aux centrales (qu’elles soient éoliennes ou gaz) pour réduire leur production sont actuellement d’environ un milliard de livres (1,1 milliard d’euros) et pourraient s’envoler à environ 2,6 milliards d’euros en 2026. »

Donc, selon l’étude NEA/OCDE, le besoin de capacités augmente très fortement avec le pourcentage d’ENR, ce qui augmente aussi très fortement les coûts.


2)Les « coûts de réseau » (grid costs) : « ils sont liés au fait que les éoliennes sont non seulement intermittentes, mais très diffuses, peu concentrées, donc nécessitent l’augmentation du nombre de points de connexion, une forte extension du réseau ainsi que des pertes par transport sur de plus longues distances lorsque le vent souffle seulement dans certaines régions. »

Ceci est lié à une constante physique fondamentale, la densité d’énergie :


Remarque : Les problèmes de réseau, l’Allemagne en constitue un bel exemple. Sur 3600 km de réseau  exigerait 11000 km ! Les éoliennes du nord de l’Allemagne ne sont pas reliées aux centres industriels du sud, un nombre important d’éoliennes ne sont pas reliées au réseau, et le développement de celui-ci se heurte à un fort problème d’acceptation des habitants qui doivent non seulement supporter les éoliennes mais le réseau qui va avec.



3) « Les « coûts d’équilibrage de la grille » (balancing costs) sont liés à la nécessité de conserver davantage de centrales gaz actives pour amortir les à-coups de production liés aux sautes de vent de l’éolien. Les turbines gaz tournent au ralenti et conservent ainsi une énergie cinétique suffisante pour entrer en action à quelques secondes près en cas de variation brusque de la puissance envoyée dans le réseau par l’éolien.

Pour générer la même quantité d’énergie, ces coûts d’équilibrage augmentent fortement avec le pourcentage d’ERVi : trois fois plus pour le scénario 75 % ! De plus, le nombre de cycles démarrage-arrêt-redémarrage des centrales de back up en augmente les coûts de fonctionnement et les risques d’usure prématurée. »

4) Cerise sur le gateau : « Les émissions de gaz à effet de serre: "Non seulement les ERVi sont un peu moins bonnes que les centrales nucléaires du point de vue du CO2 émis mais les scénarios à haut niveau d’ERVi imposent une augmentation des émissions des centrales gaz de backup. »

 5) la résilience du réseau : «  les réseaux à « haut niveau d’ERVi » sont moins protégés lors d’ une année de « cygne noir climatique ». Si une période sans vent ni soleil plus élevée que ce que nous avons connu se matérialisait, les risques de blackout seraient plus nombreux. »

6) Problème du stockage et résilience du réseau

https://twitter.com/vbenard/status/1608006091249692672

« Comme il existe des périodes sans vent et sans soleil, pour peu que la demande d'électricité soit élevée, le backup doit être dimensionné pour pouvoir assurer la totalité de la demande d'électricité le pire jour de l'année. En matière électrique, c'est la règle: le dimensionnement d'un réseau n'est pas conçu en fonction des consommations "moyennes" mais pour répondre à "la pire" situation de pointe possible. »

« En France, le record de puissance demandée (février 2012) est de 102 GW: s'il n'y a ni vent ni soleil, e blackup doit pouvoir fournir 102 GW (plus une marge de sécurité. »

« Roger Andrews, auteur (décédé) du blog Energy Matters, a modélisé (pour l'année 2016) les surplus et déficits de production solaires + éoliennes, l'Allemagne étant fréquemment touchée par des périodes de "Dunkelflaute", sans vent ni soleil. Il en déduit qu'il faut pouvoir stocker 22 jours de consommation moyenne. Cette étude "coin de table" ignore beaucoup de facteurs (pertes de rendement au niveau du stockage, année 2016 pas forcément la pire, marges de sécurité). »

« Une étude plus poussée de deux chercheurs allemands (Ruhnau-Qvist), basée sur 35 années de données météo, incluant des aléas et pertes de fonctionnement sur les batteries, estime le besoin de stockage à 47 jours de conso moyenne. »

« Ramenés à la France, 22 à 47 jours de conso moyenne (fourchette raisonnable) hors hydro représentent 26 à 56 TWh de consommation. En retirant les 7 TWh disponibles via les STEP existantes, cela nous laisse tout de même 19 à 49 TWh de batteries à installer…. »

Extraits de la conclusion et du rapport

L’intérêt d’un prix du carbone :

 D’un point de vue politique, les résultats quantitatifs de la présente étude appuient la conclusion selon laquelle le moyen le plus efficace sur le plan économique d’atteindre l’objectif de réduction des émissions de carbone est d’imposer un prix du carbone (ou un plafond sur les émissions de carbone) qui limite l’utilisation des sources de production à partir de combustibles fossiles et permet le déploiement des ressources à faible émission de carbone les plus efficaces. Dans le cadre d’un prix du carbone (ou d’un plafond carbone équivalent), toutes les ressources à faible émission de carbone sont déployées à leur niveau optimal dans le système, maximisant ainsi leur valeur privée ainsi que la valeur pour l’ensemble du système. Si un prix du carbone approprié est choisi, les émissions de carbone peuvent être réduites au niveau souhaité avec un impact économique minimal. Selon les hypothèses retenues dans la présente étude, une taxe carbone de 35 USD/tonne est jugée suffisante pour atteindre les niveaux d’émissions de carbone fixés à un coût minimal. Pour ce scénario de référence, les coûts annuels de production d’électricité correspondent à 36,1 milliards USD par an, ce qui correspond à un coût moyen de production d’électricité légèrement supérieur à 75 USD/MWh. »

 La fixation d’objectifs d’ENR (ERVi) n’est pas un bon moyen de décarbonation du système électrique

« Au contraire, l’encouragement de technologies spécifiques, comme par exemple la fixation d’objectifs spécifiques pour un ensemble donné de technologies à faible intensité de carbone, peuvent conduire à un déploiement sous-optimal de ces technologies et à des coûts plus élevés pour la production d’électricité. Bien que l’augmentation des coûts soit relativement modeste à un niveau de pénétration de 10 % des ERVi avec un coût de production moyen atteignant un niveau de 79 USD/MWh, les impacts économiques sont plus importants lorsque le déploiement des ERVi devient plus important. À un niveau de pénétration de 30%, les coûts moyens de production atteignent près de 89 USD/MWh, avec une augmentation d’environ 17% par rapport au scénario de référence. Atteindre un niveau de pénétration VRE encore plus élevé impose des coûts de production d’électricité encore plus élevés au système: ils dépassent 100 USD / MWh et 130 USD / MWh pour des niveaux de pénétration de 50% et 75% respectivement.

Même ordre de grandeur que l’étude RTE, avec des scenarios différents ~20 milliards par ans de différence entre le scénario le plus nucléaire (90% nuc_hydraulique/10ERVi) er le scénrio le plus renouvelable (75%ERVi)

« La différence entre les coûts de production des quatre principaux scénarios et ceux du scénario de référence est illustrée à la figure 38; L’augmentation du coût de production de l’électricité est subdivisée en trois composantes décrites ci-dessus. La première composante, indiquée comme « Delta LCOE » et représentée en bleu dans la figure, montre l’augmentation des coûts qui peut être attribuée à la différence de coûts au niveau de la centrale entre les ERVi et les centrales nucléaires, c’est-à-dire la technologie alternative à faible émission de carbone la moins chère disponible. Elle reflète simplement le fait que, selon les hypothèses retenues dans la présente étude, les coûts de production à vie de l’ERV sont plus élevés que ceux de l’énergie nucléaire. (Coûts de profil)

Les deux autres éléments, représentés en rouge dans la figure, rendent compte de deux composantes différentes des coûts de profil. Si l’électricité produite à partir d’ERVi est réduite, leur facteur de charge diminue et donc leur coût de production (utile) augmente; cela peut être considéré comme si une capacité ERVi supplémentaire devait être construite pour fournir la même production effective d’électricité au réseau, augmentant ainsi les coûts du système. Cette deuxième composante dépend du taux de réduction, ainsi que des coûts de production à vie des ERVi (tels que mesurés par leur LCOE). Il est appelé « Réduction de EVR» et représenté par une zone pointillée dans la figure. (Capacités supplémentaires)

Enfin, la dernière composante tient compte du fait que le coût de la satisfaction du système résiduel est plus élevé en présence d’ERVi qu’en présence d’une capacité pilotable. Cette composante, indiquée comme « Système résiduel » dans la figure, est également spécifique au système et au niveau de pénétration de l’ERV analysés. Toutefois, son coût ne dépend que des coûts relatifs des technologies de production et de stockages pilotables disponibles; ce coût est de facto indépendant des coûts de production des EVRi (Grid costs)

Des coûts systèmes qui explosent avec la proportion d’EVRi

La présente analyse confirme les principales conclusions de Nuclear Energy and Renewables: System Effects in Low-Caron Electricity Systems (NEA, 2012) : les coûts systèmes sont importants et augmentent plus que proportionnellement avec le déploiement de ressources variables. À un niveau de pénétration VRE de 10%, les coûts du système sont estimés à environ 7 USD / MWhEVRi. Les coûts de profil, les coûts de réseau et les coûts de raccordement contribuent à peu près également aux coûts du système, tandis que le poids des coûts d’équilibrage est considérablement inférieur. Le niveau des coûts du système devient substantiel lorsque le déploiement de l’ERV atteint des niveaux plus élevés : à 30% de pénétration des ERV, les coûts du système font plus que doubler, jusqu’à 17,5 USD / MWhEVRi et ils atteignent 30 USD / MWhVRE à 50% de pénétration. Des objectifs de déploiement plus élevés de VRE conduisent à une valeur non soutenable de 50 USD / MWhVRE.


Conclusion plus le système est nucléarisé, plus il est optimal

« Selon les hypothèses de coûts de la présente étude, le mix de production qui répond à la demande d’électricité à un coût minimal repose principalement sur des technologies de production à faible émission de carbone disponibles, telles que l’énergie nucléaire et l’énergie hydroélectrique. Une combinaison appropriée de ces deux technologies ainsi que de centrales électriques au gaz permet d’atteindre les objectifs d’émissions de carbone avec une efficacité économique maximale. »

Le coût de production de l’électricité augmente avec la part des EVRi dans le système. Bien que les coûts supplémentaires soient limités aux cibles d’ERV faibles, ils augmentent nettement à des niveaux de pénétration plus élevés; cela reflète non seulement les coûts de production plus élevés au niveau de la centrale pour les ressources ERV, mais aussi les défis supplémentaires liés au déploiement d’unités ERV non pilotables supplémentaires dans la combinaison de production et leur valeur décroissante pour le système. Les résultats de la modélisation indiquent que les coûts de production d’électricité augmentent de 17 % par rapport au scénario de référence lorsqu’un taux de pénétration de l’ERVi de 30 % est atteint. L’atteinte d’objectifs plus élevés en matière d’ERVi de 50 % et 75 % de la production totale d’électricité augmente les coûts de production de 33 % et de plus de 70 %, respectivement. Pour un pays de taille moyenne comme celui représenté dans cette étude, les coûts supplémentaires pour la production d’électricité varient de quelques-uns à plus de 15 milliards USD par an. Si les coûts de production d’ERV au niveau de la centrale diminuent considérablement par rapport aux niveaux actuels, les ERV feront partie de la combinaison de production optimale et seront déployés sans intervention externe. La part optimale des ERVi dans le mix de production dépendra de leurs coûts relatifs par rapport à ceux des technologies alternatives pilotables à faibles émissions de carbone. Le scénario de faible coût des ERV, dans lequel le coût au niveau de l’installation des ERV est inférieur d’environ 20 % à celui des autres technologies disponibles conduit à un niveau acceptable de pénétration optimal des ERVi d’environ 30 %.

Annexe 1: les scénarios étudiés

Annexe 2 : les coûts considérés