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.
« 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
