( 29 ) Commentaires Tags : Energie , ENR , nucléaire
Catégories : Enjeux et chiffres du mix énergétique
Suite au lancement demandé par le gouvernement d’une étude sur la construction de 6 nouveaux EPR en France, j’ai participé à l’écriture de deux articles pour Enerpresse : Peut-on se passer de nucléaire en France ? [1] (appelé par la suite article GLP) et La montée en puissance des énergies renouvelables électriques ne nous mettra pas sur la paille [2](http://article GQS). Ces deux articles visaient à comparer le coût et la faisabilité d’un mix électrique principalement ENR à un mix 50% nucléaire. Malgré des horizons de temps, des hypothèses de consommation et de choix de moyens de production différents, ces deux articles parviennent à des conclusions similaires. Les coûts des deux mix sont comparables, ce qui rend caduque un des arguments régulièrement avancés contre les EnR électriques, à savoir leur coût exorbitant. L’analyse rationnelle conduit donc à ne pas s’engager tout de suite dans la construction de 6 EPR pour prendre le temps d’étudier les différentes options.
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7. Coûts de renforcement et de raccordement au réseau
Rappelons d’abord que le consommateur final achète l’électricité 170 euros le MWh (17 centimes le kWh) dont 30 % pour financer les coûts de réseau, soit 51 euros le MWh, l’ordre de grandeur du coût de production actuel.
Rappelons ensuite que les installations éoliennes terrestres et solaires ne supportent pas seulement le coût de raccordement, mais également une quote-part (en €/MW) du coût de renforcement total du réseau (à l’échelle d’une région), calculé par ENEDIS et RTE, conformément aux Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Énergies Renouvelables.
Donc le coût de raccordement et une partie du coût de renforcement du réseau liés aux éoliennes terrestres et au solaire PV est déjà intégré dans leur coût actuel.
Ce n’est, cependant, pas le cas pour l’éolien maritime dont le raccordement est réalisé par RTE, qui estime ce cout à 7 Mds d’euros pour 10 à 15 GW. En ordre de grandeur, cela augmente le coût du MWh de 10 à 20 euros (selon le taux d’actualisation retenu), voire deux fois moins si ce raccordement dure 60 ans (la durée de vie des éoliennes marines étant de 30 ans par hypothèse).
Etant donné que les coûts de renforcement et de raccordement au réseau augmentent plus que proportionnellement à la pénétration des EnR variables, nous avons dans les deux articles inclus des surcoûts de réseaux (en plus de ceux déjà intégrés comme noté ci-avant).
Dans l’article GLP, nous avons estimé les surcoûts de réseau liés aux EnR variables (en plus des coûts de raccordement et de la quote-part EnR terrestre déjà intégrés) à 10 à 20 euros le MWh. Cette estimation « du pouce » mériterait d’être étayée plus solidement. Ce n’est possible que par une simulation fine faite par Enedis et RTE.
Alain Grandjean
Je remercie Cédric Philibert, Philippe Quirion et Behrang Shirizadeh pour leur relecture et commentaires sur cet article, qui n’engage cependant que moi
Notes
[1] Peut-on se passer de nucléaire en France ? Enerpresse Le Quotidien de l’Energie (n°12491 – 16/01/20), avec François Lempérière (Président d’Hydrocoop) et Cédric Philibert (ancien analyste à l’Agence Internationale de l’Energie).
[2] La montée en puissance des énergies renouvelables électriques ne nous mettra pas sur la paille, bien au contraire, lettre d’Enerpresse Le Quotidien de l’Energie (n°12498 – 27/01/20), avec Philippe Quirion (Directeur de recherche au CNRS, CIRED) et Behrang Shirizadeh, (Doctorant au CIRED).
[3] Les parlementaires ont inscrit dans la loi que la part du nucléaire serait plafonnée à 50% en 2035. Ce choix peut évidemment être discuté entre experts. Mais il se trouve que la loi en démocratie doit s’imposer.
[5] Avec un taux d’actualisation de 7% qui est celui qu’utilise EDF dans tous ses calculs
[6] Le LCOE (Levelized Cost Of Energy) se calcule ainsi :
calcul-LCOE
[7] La dernière annonce est de quinze mois de retard et d’un surcoût de 2,15 milliards d’euros. Les coûts « sont désormais estimés entre 24,3 et 25,4 milliards d’euros » selon EDF qui table sur l’objectif de démarrer la production d’électricité sur le réacteur n°1 à fin 2025. Voir ici >
[8] Lazard’s levelized cost of energy analysis, version 13.0.
[9] Coûts des énergies renouvelables et de récupération en France. Données 2019. Ademe
[10] Le calcul du risque dans les investissements publics, Christian Gollier, Centre d’Analyse Stratégique (2011), Evaluation socioéconomique des investissements publics – Rapport de la mission présidée par Émile Quinet – CGSP – 2013
[11] Newbery & alii, Financing low-carbon generation in the UK: The hybrid RAB model, WP UNiversity of Cambridge, 2019.
[12] Voir les données de RTE page 49. A ce jour l’éolien maritime est marginal en France
[13] S. Pfenninger and I. Staffell, 2016. Long-term patterns of European PV output using 30 years of validated hourly reanalysis and satellite data. Energy, 114, 1251–1265. I. Staffell and S. Pfenninger, 2016. Using Bias-Corrected Reanalysis to Simulate Current and Future Wind Power Output. Energy, 114, 1224–1239. Les codes sont en libre accès ici
[14] Moraes Jr, L., Bussar, C., Stoecker, P., Jacqué, K., Chang, M., & Sauer, D. U. (2018). Comparison of long-term wind and photovoltaic power capacity factor datasets with open-license. Applied Energy, 225, 209-220.
[15] LBNL, Wind Technologies Market Report 2018
[16] 18 0000 sites ont été identifiés, dont certains ne seront pas si faciles que cela à exploiter (pour des raisons réglementaires ou de coût). Évaluation du gisement relatif aux zones délaissées et artificialisées propices à l’implantation de centrales – ADEME, TRANSENERGIE – Avril 2019
[17] Observatoire de l’énergie solaire photovoltaïque en France (Déc. 2019). L’autoconsommation croit vite.
[18] Voir les données de RTE
[19] Observatoire de l’Eolien en France – 2019
[20] JRC, “Cost development of low carbon technologies”, 2017
[21] Voir ici. Il est probable que le cout de financement soit assez bas pour cette opération.
[22] En nous basant sur l’étude de Carbone 4 Evolution de la demande électrique à moyen et long terme : quels impacts pour la gestion de la pointe électrique en 2030 et 2050 ? 2019
[23] Bloomberg NEF, 2H 2019 LCOE update.