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