Mix énergétique (électrique) : caractéristiques et coûts

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Le dernier volumineux rapport de l’Agence de l’Energie Nucléaire (NEA) sous l’égide de l’OCDE publié le 25 janvier 2019 et disponible sur le site de l’OCDE indique clairement que plus la part des énergies renouvelables par nature variables (VRE, acronyme de variable renewable energy) augmentera plus les coûts pour les consommateurs finaux qui seront élevés sous forme de nouvelles taxes et ceci quels que puissent être les scénarios choisis. Cette constatation est la directe conséquence de la nature même des énergies électriques renouvelables. En effet les VRE sont :

1. variables. La production d’énergie électrique fluctue avec la disponibilité de la ressource, vent ou Soleil. En raison de cette variabilité ces VRE ne sont pas dispatchables directement sur le réseau électrique.

2. incertaines. En ce sens que la puissance produite ne peut pas être prédite avec précision mais ce point a tendance à s’améliorer de manière infime.

3. contraintes géographiquement. L’efficacité des VRE n’est pas identique sur tout un territoire, ne peuvent pas être transportées et se trouvent souvent dans des régions éloignées de celles qui sont énergivores.

4. non synchrones. Les VRE sont connectés au réseau par l’intermédiaire d’un système électronique de puissance car elle ne sont pas synchrones alors qu’une génératrice dans une centrale électrique classique hydraulique ou thermique produit une énergie synchronisée avec celle du réseau.

5. modulaires. Les VRE sont produites par des unités beaucoup plus petites que les usines de production classique, ce qui induit des surcoûts de sous-réseaux.

6. À coûts variables faibles. Une fois construites les unité de VRE fonctionnent avec des coûts très faibles puisque la source d’énergie est gratuite.

Il est important de s’attarder sur le point 6. car si les coûts variables de production des VRE sont faibles ils ne se répercutent pas sur le coût final du kWh en raison précisément de la variabilité et de l’incertitude de cette production. Ces deux caractéristiques génèrent des surcoûts considérables pour la gestion du réseau en aval. Dans ce rapport divers scénarios sont abordés pour atteindre le même objectif à l’horizon 2050 de 50g de CO2 par kWh produit dans le cadre de la limitation à 2°C du réchauffement du climat. Il définit une approche globale du système de production, dans ce même cadre, de l’ordre de 540 GWh afin d’éviter au maximum les risques de perturbation majeure du réseau existant. Il s’agit d’un mix comprenant un peu d’hydraulique, du nucléaire et un peu de gaz avec un réseau robuste pour définir un coût lissé du kWh. La « contrainte carbone », dans ce scénario de base est fixée à 35 dollar par tonne de CO2, montant suffisamment dissuasif pour éliminer toute unité de production à partir de charbon. Ce scénario est proche de la situation française de production d’électricité qui est la moins coûteuse (toutes taxes comprises) et la moins « carbonée » de tous les pays de l’OCDE. Dans le scénario de base le prix du MWh est estimé à 65 dollars.

Dans des scénarios envisagés avec 10, 30, 50 et 75 % d’énergies renouvelables les coûts lissés du kWh ont été estimés dans le détail en incluant en particulier les investissements nécessaires pour assurer une stabilité du réseau, donc le stockage des VRE dont les coûts ne varieront que très peu à la baisse dans l’intervalle considéré – jusqu’en 2050 – dans la mesure où le principal goulot d’étranglement de cette technologie, le lithium, ne pourra pas être contourné. Il n’existe en effet aucune technologie actuellement industrialisable à grande échelle pour satisfaire les capacités de ce stockage. Les spécialistes approchés lors de la préparation du rapport semblent unanimes pour constater que tous les systèmes de stockage actuellement développés à grand frais (financés par les contribuables), que ce soit l’air comprimé, la chaleur, l’hydrogène ou le pompage-turbinage ne permettront jamais de satisfaire la demande. Sur ce dernier point les sites de pompage-turbinage sont rares sinon absents. Au delà de 30 % de VRE dans le mix énergétique le pilotage de la puissance des réacteurs nucléaires deviendra quelque peu problématique. En conséquence l’instabilité du réseau deviendra un problème ingérable quels que soient les investissements consentis pour éventuellement augmenter les capacités de stockage.

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Un autre volet inhérent à ce mix avec une participation de plus en plus importante des VRE qui est soigneusement mis sous le tapis est l’imprévisibilité totale du marché de l’électricité et l’accroissement du nombre d’heures de production d’électricité à 0 dollar/MWh, en d’autres termes une production électrique sans valeur car la demande est inférieure à la production. Il s’agit d’une caractéristique inhérente aux VRE. Ce phénomène a déjà détérioré la situation financière des compagnies d’électricité en raison de l’accroissement de la production d’électricité sans valeur marchande et en parallèle l’augmentation du prix spot lors des pointes de consommation.

Pour que les VRE deviennent, dans l’éventualité encore très peu probable d’une solution économique du stockage, rentables il faudra installer au moins trois fois la puissance nominale nécessaire compte tenu de la charge moyenne de ces sources d’énergie qui est de l’ordre de 30 %.

Le scénario idéal serait un mix avec 30 % de nucléaire, 30 % de VRE et 30 % répartis entre le pompage-turbinage, s’il existe des possibilités, et les turbines à gaz. Tant que les décideurs politiques ne prendront pas en compte dans le détail tous les coûts afférents à la transformation des VRE en puissance dispatchable directement pour satisfaire la demande les projets de mix énergétique garderont un caractère spéculatif tant que chaque éolienne et que chaque « ferme » photovoltaïque ne seront pas munies de leur propre capacité de stockage ainsi que de l’électronique de puissance associée pour que l’énergie stockée puisse être instantanément dispatchable sur le réseau.

C’est un challenge de taille nécessitant des investissements gigantesques qui, semble-t-il n’ont même pas été pris en compte. Budgétairement pour un pays de taille moyenne les investissements pour un mix 30-30-30 idéal comme exposé ci-dessus il faudrait investir 16 milliards de dollars par GWh d’électricité d’origine VRE effective et directement dispatchable (page 157 du rapport) sans pour autant effacer tout risque de black-out partiel ou total estimé à 4 jours par an en Europe ! Voilà la réalité surréaliste et alors pour atteindre l’objectif idéal décrit plus haut le prix du kWh ne pourra que très fortement augmenter. Reste à savoir si les consommateurs seront prêts à mettre la main à la poche et à accepter également des forêts d’éoliennes dans le paysage financées aussi par leurs impôts.

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Il n’est pas étonnant que ce rapport n’ait pas tenu compte de la croissance attendue des véhicules automobiles électriques car pour l’instant la pénétration du marché est infime. Mais la situation pourrait se compliquer très sérieusement et devenir à terme insoutenable quels que soient les scénarios choisis. Quand les grandes firmes automobiles allemandes déclarent se tourner vers la voiture électrique ainsi que Peugeot en France, on ne peut que constater que la situation de n’importe quel mix énergétique supposé réduire l’empreinte carbone de la production d’électricité par le développement des VRE ne pourra en aucun cas satisfaire une consommation supplémentaire d’électricité pour réduire à juste titre les émissions de carbone dans le secteur des transports. Ce rapport comporte à l’évidence des omissions trop importantes pour n’avoir pas été prises en compte. Il faut seulement retenir l’estimation de 16 milliards de dollars par GWh d’électricité d’origine VRE qui rend de facto tout projet de mix énergétique irréalisable.

Source et illustration (page de couverture) : rapport OECD-NEA n°7299