Les énergies renouvelables intermittentes ne peuvent pas transformer favorablement le réseau électrique


Par Gail Tverberg − Le 31 août 2016 − Source OurFiniteWorld

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Beaucoup de gens comptent sur le vent et l’énergie solaire photovoltaïque pour transformer le réseau électrique d’une manière favorable. Est-ce vraiment possible ? Est-il vraiment possible pour les énergies renouvelables intermittentes de générer une part importante de l’électricité du réseau ? La réponse semble de plus en plus être «Non, les coûts sont trop élevés, et le retour sur investissement serait trop faible». Nous rencontrons déjà des problèmes majeurs avec le réseau, même avec de faibles pénétrations d’électricité renouvelable intermittente : aux États-Unis: 5,4 % de la consommation d’électricité en 2015 ; Chine : 3,9 % ; Allemagne: 19,5 % ; Australie : 6,6 %.

En fait, j’en suis venue à la conclusion plutôt étonnante que, même si les éoliennes et l’énergie solaire photovoltaïque pouvaient être construites à un coût nul, il ne serait pas logique de continuer à les ajouter au réseau électrique, à moins d’avoir un système de stockage bien meilleur et moins cher que celui que nous avons aujourd’hui. Il y a trop de coûts en dehors de la construction des appareils eux-mêmes. Ce sont ces coûts secondaires qui sont problématiques. En outre, la présence de l’électricité intermittente perturbe les prix de marché, conduisant à des prix de l’électricité qui sont beaucoup trop faibles pour d’autres fournisseurs d’électricité, y compris ceux qui fournissent l’électricité à partir du gaz naturel ou du nucléaire. La petite contribution des énergies éolienne et solaire au réseau électrique ne peut pas compenser la perte des sources d’électricité plus traditionnelles en raison des prix bas.

Les dirigeants du monde entier ont demandé que leurs pays passent à l’énergie renouvelable, sans jamais regarder de très près quels en sont réellement les coûts et les avantages. Quelques calculs simples ont été faits, comme «Life Cycle Assessment» et «taux de retour énergétique (EROEI)». Ces calculs omettent le fait que l’énergie intermittente envoyée sur le réseau électrique est de qualité très inférieure à celle qui est nécessaire pour le faire fonctionner. Ils manquent aussi le point que le délai et le coût du capital sont très importants, de même que l’impact sur le prix des autres produits énergétiques. Ceci est fondamentalement un autre exemple d’un problème dont j’ai parlé récemment dans l’article Les modèles énergie-économie trop simples donnent des réponses trompeuses.

Examinons quelques-uns des problèmes que nous rencontrons, lorsque nous essayons d’ajouter de l’énergie renouvelable intermittente au réseau électrique.

Problème n° 1 : Les perturbations sur le réseau deviennent un problème, même à de faibles niveaux de pénétration de l’électricité intermittente.

En 2015, le vent et l’énergie solaire photovoltaïque ne représentaient que 12,2 % de l’électricité totale consommée à Hawaii, sur la base des données de l’EIA. Même à ce niveau bas, Hawaii se heurte à des problèmes de réseau suffisamment graves pour qu’il soit jugé nécessaire d’arrêter le comptage net (donnant aux propriétaires un crédit pour le coût de détail de l’électricité, lorsque l’électricité est vendue au réseau) et éliminer progressivement les subventions.

Figure 1. Hawaii Electricity Production, based on EIA data. Other Disp. electricity is the sum of various other non-intermittent electricity sources, including geothermal and biomass burned as fuel.
Figure 1. Production d’électricité à Hawaii, selon les données de l’EIA. “Other Disp.” est la somme de diverses autres sources d’électricité non intermittente, telles que la géothermie et la biomasse brûlée comme combustible.

Hawaii se compose d’une chaîne d’îles, et ne peut pas importer de l’électricité. Voilà ce que je veux dire par «Génération = Consommation». Il existe, bien sûr, une certaine perte en ligne de transmission, comme avec toute production d’électricité, de sorte que la production et la consommation sont, en fait, légèrement différentes.

La situation n’est pas tellement différente en Californie. La principale différence est que la Californie peut importer de l’électricité non-intermittente (également appelé dispatchable) à partir des autres États. C’est vraiment le rapport de l’électricité intermittente à l’électricité totale qui est important, en ce qui concerne l’équilibrage. La Californie rencontre des problèmes de réseau à un niveau de pénétration de l’électricité intermittente (éolien + solaire PV) similaire à celui d’Hawaii environ 12,3 % de l’électricité consommée en 2015, comparativement à 12,2 % pour Hawaii.

Figure 2. California electricity consumption, based on EIA data. Other Disp. is the sum of other non-intermittent sources, including geothermal and biomass burned for electricity generation.
Figure 2. Consommation d’électricité en Californie, sur la base des données de l’EIA. “Other Disp.” est la somme des autres sources non-intermittentes, telles que la géothermie et la biomasse brûlée pour la production d’électricité.

 

Même avec de plus en plus d’éolien et de production solaire, la Californie est de plus en plus dépendante de l’électricité non-intermittente importée d’autres États.

Problème n° 2 : Le «plafond» apparent sur l’électricité intermittente entre 10 % et 15 % de la consommation totale d’électricité est causé par la limitation des réserves d’exploitation.

Les réseaux électriques sont mis en place avec des réserves d’exploitation qui permettent au réseau électrique de maintenir sa stabilité, même si une grande unité, comme une centrale nucléaire, se met hors ligne. Ces réserves d’exploitation gèrent généralement des fluctuations de 10 % à 15 % dans la fourniture d’électricité.

Si un ajustement supplémentaire est nécessaire, il est possible de mettre certaines installations commerciales hors-ligne, sur la base d’accords offrant des tarifs plus bas pour une fourniture interruptible. Il est également possible pour certains types de centrales électriques, en particulier hydroélectriques et au gaz naturel, les centrales de pointe, d’adapter la production vers le haut ou vers le bas rapidement. Les centrales à cycle combiné au gaz naturel fournissent également une réponse assez rapide.

En théorie, des modifications peuvent être apportées au système pour lui donner plus de flexibilité. Par exemple l’ajout d’une transmission plus longue distance, permet à l’électricité variable d’être répartie sur une zone plus large. De cette façon, les 10 % à 15 % max de réserve opérationnelle s’appliquent plus largement. Une autre approche est l’ajout de stockage d’énergie, de sorte que l’électricité excédentaire peut être stockée jusqu’à ce qu’elle soit nécessaire plus tard. Une troisième approche utilise un «réseau intelligent» (Smart Grid) pour faire des changements, comme éteindre tous les climatiseurs et chauffes-eau lorsque l’approvisionnement en électricité est insuffisant. Tous ces changements ont tendance à être longs à mettre en œuvre et ont un coût élevé, par rapport à la quantité d’électricité intermittente qui peut être ajoutée en raison de leur mise en œuvre.

Problème n° 3 : Quand il n’y a pas d’autre solution de contournement pour l’électricité excédentaire intermittente, celle-ci doit être limitée, c’est à dire éliminée, plutôt qu’ajoutée au réseau.

Une surproduction sans capacité du réseau à l’absorber a été un problème important au Texas en 2009, provoquant l’élimination d’environ 17 % de l’énergie éolienne cette année-là. À cette époque, l’énergie éolienne s’est élevée à environ 5,0 % de la consommation totale d’électricité du Texas. Le problème a surtout été fixé, grâce à une série d’améliorations du réseau permettant à l’énergie électrique éolienne de mieux circuler d’ouest en est du Texas.

Figure 3. Texas electricity net generation based on EIA data. The Texas grid is separate, so there is no imported or exported electricity.
Figure 3. Production d’électricité nette du Texas basée sur les données de l’EIA. Le réseau du Texas est séparé, donc il n’y a pas d’électricité importée ou exportée.

 

En 2015, l’électricité intermittente totale d’origine éolienne et solaire ne représentait que 10,1 % de l’électricité du Texas. Le solaire n’a jamais été assez important pour être visible sur le graphique (seulement 0,1 % de la consommation en 2015). La quantité totale d’électricité intermittente consommée au Texas commence seulement à atteindre les 10 % à 15 % de limite probable des réserves opérationnelles. Ainsi, il est «derrière» Hawaii et la Californie vis-à-vis de la proximité aux limites de l’électricité intermittente.

Sur la base d’une modélisation d’entreprise qui supervise le réseau électrique en Californie, la limitation de l’électricité en Californie devrait être significative d’ici 2024, si le Californie Renewable Portfolio Standard de 40 % (RPS, plan visant 40 % d’électricité renouvelable en 2024) est suivi, et si les changements ne sont pas faits pour résoudre le problème.

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Problème n° 4 : Lorsque tous les coûts sont inclus, y compris les coûts de réseau et les coûts indirects, tels que la nécessité d’un stockage supplémentaire, le coût des énergies renouvelables intermittentes a tendance à être très élevé.

En Europe, il y a au moins une tentative raisonnable de facturer les coûts de l’électricité aux consommateurs. Aux États-Unis, les coûts liés à l’énergie renouvelable sont essentiellement cachés, plutôt que facturés aux consommateurs. Cela est facile à faire, parce que leur taux d’utilisation est encore faible.

Euan Mearns constate qu’en Europe, plus la proportion de l’électricité éolienne et solaire incluse dans la production totale est importante, plus les prix de l’électricité sont élevés pour les consommateurs.

Figure 5. Figure by Euan Mearns showing relationship between installed wind + solar capacity and European electricity rates. Source Energy Matters.
Figure 5. Figure par Euan Mearns montrant la relation entre capacité éolienne + solaire installée et les tarifs d’électricité européens. Source Energy Matters.

 

Les cinq pays indiqués en rouge ont tous eu des difficultés financières. Les prix élevés de l’électricité peuvent avoir contribué à leurs problèmes.

Les États-Unis ne figurent pas sur ce tableau, puisqu’ils ne font pas partie de l’Europe. S’ils y étaient, ils seraient un peu en-dessous et à droite de la République Tchèque et de la Roumanie.

Problème n° 5 : Le montant que les fournisseurs d’électricité sont prêts à payer pour l’électricité intermittente est très faible.

La grande question est : «Quelle est la valeur qu’ajoute l’électricité intermittente au réseau électrique ?» De toute évidence, l’électricité intermittente permet à un utilisateur de réduire la quantité d’énergie provenant de combustibles fossiles qu’il aurait autrement achetée. Dans certains cas, l’ajout d’électricité solaire réduit légèrement la quantité de nouvelle génération nécessaire. Cette réduction se produit en raison de la tendance de l’énergie solaire à être maximum lorsque l’utilisation de climatiseurs est élevée les après-midi d’été. Bien sûr, dans les pays avancés, la tendance générale de la consommation d’électricité est en baisse, grâce à des ampoules plus efficaces et moins d’utilisation par les écrans d’ordinateur et des écrans de télévision.

Dans le même temps, l’addition d’électricité intermittente ajoute une série d’autres coûts :

  • Beaucoup plus de branchements aux dispositifs de génération sont nécessaires. Les foyers ont maintenant besoin de connexions à deux voies, au lieu de connexions à sens unique. Quelqu’un doit réparer ces connexions et vérifier les problèmes.
  • Outre les problèmes d’intermittence, la combinaison de puissance active et réactive peut être mauvaise. Les sources de production peuvent entraîner des écarts de fréquence plus grands que permis par les règlements.
  • Plus de lignes de transport d’électricité à longue distance sont nécessaires, de sorte que la nouvelle électricité puisse être répartie sur une zone assez large pour que cela ne cause pas de problèmes d’offre excédentaire lorsque peu d’électricité est nécessaire (comme les week-ends au printemps et à l’automne).
  • Comme l’électricité est transportée sur de longues distances, il y a plus de pertes dans le transport.
  • Afin d’atténuer certains de ces problèmes, il existe un besoin de stockage d’électricité. Cela ajoute deux types de coûts: (1) Coût pour le périphérique de stockage, et (2) Perte d’électricité dans le processus.
  • Comme je l’expliquerai plus tard, l’énergie intermittente a tendance à conduire à de très bas prix de gros de l’électricité. Les autres fournisseurs d’électricité doivent être indemnisés pour les effets que ces prix bas entraînent ; sinon ils quittent le marché.

Pour résumer, lorsque l’électricité est ajoutée par intermittence au réseau électrique, les économies primaires sont des économies de carburant. Dans le même temps, des coûts importants de nombreux types différents sont ajoutés, tendant à effacer ces économies. En fait, il n’est même pas clair que lorsque la comparaison est faite, les avantages de l’ajout d’électricité intermittente soient supérieurs aux coûts impliqués.

Selon le Rapport 2015 de l’EIA sur le Marché des technologies éoliennes, le principal moyen par lequel l’électricité intermittente est vendue aux compagnies d’électricité est dans le cadre d’accords à long terme d’achat d’électricité (Power Purchase Agreements, PPAs), généralement d’une durée de 20 ans. Ces fournisseurs achètent les PPAs comme une protection contre la possibilité d’une future augmentation des prix du gaz naturel. Le rapport indique que le prix de vente récent pour les PPAs est d’environ 25 à 28 dollars par MWh (Figure 6). Cela équivaut à 2,5 à 2,8 cents par kWh, ce qui est très bon marché.

Figure 6. EIA exhibit showing the median and mean cost of wind PPAs compared to EIA's forecast price of natural gas, from 2015 Wind Technologies Market Report.
Figure 6. Graphique EIA montrant la médiane et le coût des PPAs éoliens par rapport aux prévisions de prix de l’EIA pour le gaz naturel, à partir du Rapport 2015 Marché des technologies éoliennes.

En effet, ce que les services publics essaient de faire est de se protéger contre la hausse des prix du carburant de quelque nature qu’ils choisissent d’acheter. Ils peuvent même être en mesure de se permettre de faire d’autres changements coûteux, tels que plusieurs lignes de transmission et de stockage d’énergie, de sorte que l’électricité intermittente puisse être intégrée.

Problème n° 6 : Lorsque l’électricité intermittente est vendue sur les marchés concurrentiels de l’électricité (comme en Californie, au Texas, et en Europe), elle conduit souvent à des prix de gros négatifs de l’électricité. Elle tend aussi à effacer les pics de prix en période de forte demande.

Dans les États et les pays qui utilisent des prix compétitifs (plutôt que la tarification des services publics, utilisé dans certains États), le prix de gros de l’électricité varie de minute en minute, en fonction de l’équilibre entre l’offre et la demande. Quand il y a un excès d’électricité intermittente, les prix de gros deviennent souvent négatifs. La figure 7 montre un graphique par un représentant de la société qui supervise le réseau électrique en Californie.

Figure 7. Exhibit showing problem of negative electricity prices in California, from EIA Convention Presentation.
Figure 7. Pièce montrant le problème des prix négatifs de l’électricité en Californie, à partir d’une présentation à la conférence annuelle EIA 2016.

De toute évidence, le nombre de pics de prix négatifs augmente, quand la proportion de l’électricité intermittente augmente. Un problème similaire avec des prix négatifs a été rapporté au Texas et en Europe.

Lorsque l’énergie solaire est incluse dans le mélange de combustibles intermittents, elle tend également à réduire les prix de pointe de l’après-midi. Bien sûr, ces prix minute par minute ne sont pas directement répercutés aux consommateurs finaux, de sorte qu’ils ne portent pas atteinte à leur demande. Au lieu de cela, ces bas prix conduisent tout simplement à réduire les fonds disponibles à d’autres producteurs d’électricité, dont la plupart ne peuvent pas modifier rapidement la production d’électricité.

Pour illustrer le problème qui se pose, la figure 8, préparée par le consultant Paul-Frederik Bach, montre une comparaison de la moyenne des prix de gros de l’électricité en Allemagne (ligne pointillée) avec des prix de l’électricité résidentielle pour un certain nombre de pays européens. De toute évidence, les prix de gros de l’électricité ont tendance à baisser, tandis que les prix de l’électricité résidentielle augmentent. En fait, si les prix pour le nucléaire, l’électricité produite à partir de gaz naturel ou de charbon avaient été des prix équitables pour ces autres fournisseurs, les prix de l’électricité résidentielle auraient une tendance à la hausse encore plus prononcée que ne le montre le graphique !

Figure 8. Residential Electricity Prices in Europe, together with Germany spot wholesale price, from http://pfbach.dk/firma_pfb/references/pfb_towards_50_pct_wind_in_denmark_2016_03_30.pdf
Figure 8. Prix de l’électricité résidentielle en Europe, et prix de gros pour l’Allemagne (Germany Spot), de http://pfbach.dk/firma_pfb/references/pfb_towards_50_pct_wind_in_denmark_2016_03_30.pdf

 

Notez que le prix de gros moyen de l’électricité est dernièrement d’environ 30 euros par MWh, ce qui équivaut à 3,0 cents par kWh. En dollars américains, cela équivaudrait à 36 dollars par MWh, soit 3,6 cents par kWh. Ces prix sont plus élevés que les prix payés par les PPAs pour l’électricité intermittente (25 à 28 dollars par MWh), mais pas de beaucoup.

Le problème que nous rencontrons est que les prix dans la gamme de 36 dollars par MWh sont trop faibles pour presque tous les types de production d’énergie. La Figure 9 de Bloomberg date de 2013, et n’est donc pas tout à fait à jour, mais elle donne une idée du problème de base.

Figure 9. Global leveled cost of energy production by Bloomberg.
Figure 9. Coût mondial nivelé de la production d’énergie par Bloomberg.

 

Un prix de 36 dollars par MWh serait tout à fait en bas au bas du tableau, entre 0 et 50. Quasiment aucune source d’énergie ne peut être rentable à un tel niveau. Trop d’investissement est nécessaire, par rapport à la quantité d’énergie produite. Nous arrivons à une situation où presque tous les types de fournisseurs d’électricité ont besoin de subventions. S’ils ne peuvent pas recevoir de subventions, beaucoup d’entre eux ferment, laissant le marché avec seulement une petite quantité d’électricité intermittente peu fiable, et peu de capacité de secours.

Un tel problème avec la baisse des prix de gros, et un besoin de subventions pour les autres producteurs d’énergie, a été noté en Californie et au Texas. Le Wall Street Journal a publié un article plus tôt cette semaine à propos des prix bas de l’électricité au Texas, sans se rendre compte que c’était un problème causé par l’énergie éolienne, et non pas un résultat souhaitable !

Problème n° 7 : D’autres régions du monde ont également des problèmes avec l’électricité intermittente.

L’Allemagne est reconnue comme un leader mondial dans la production d’électricité intermittente. Sa production intermittente atteint 12,2 % de la production totale en 2012. Vous vous souvenez, c’est le niveau où la Californie et Hawaii ont commencé à rencontrer des problèmes de réseau. En 2015, l’électricité intermittente s’est élevée à 19,5% de l’électricité totale produite.

Figure 10. German electricity generated, based on BP Statistical Review of World Energy 2016.
Figure 10. Production d’électricité en Allemagne, basée sur BP Statistical Review of World Energy 2016.

Inutile de le dire, un tel niveau de production d’électricité intermittente conduit à de fréquents pics de production. L’Allemagne a choisi de résoudre ce problème par le déversement de sa production d”électricité excédentaire sur le réseau électrique de l’Union européenne. La Pologne, la République tchèque et les Pays-Bas se sont plaints auprès de l’Union européenne. En conséquence, celle-ci a exigé qu’à partir de 2017, tous les pays de l’Union (et pas seulement l’Allemagne) ne puissent plus utiliser les tarifs de rachat. Cela procure trop d’avantages aux fournisseurs d’électricité intermittente. Au lieu de cela, les membres de l’UE devront utiliser la mise aux enchères du marché sensible, connu sous le nom de feed-in premiums. L’Allemagne a légiféré sur des changements qui allaient au-delà même des modifications minimales requises par l’Union européenne. Dörte Fouquet, directeur de la Fédération européenne des énergies renouvelables, a déclaré que les ajustements allemands allaient «décimer l’industrie».

En Australie, un article récent a titré que l’Australie envisage de bannir l’électricité éolienne car elle est à l’origine de coupures. Le problème semble se situer en Australie du Sud, où les dernières centrales au charbon ferment parce que l’éolien subventionné conduit à la faiblesse des prix de gros de l’électricité. L’Australie, dans son ensemble, n’a pas un taux de pénétration de l’électricité intermittente élevé (6,6 % de la consommation 2015 d’électricité), mais les limites du réseau signifient que l’Australie du Sud est touchée de façon disproportionnée.

La Chine a suspendu l’approbation de nouvelles installations d’éoliennes en Chine du Nord, car elle n’a pas la capacité de réseau pour transporter l’électricité intermittente vers des zones plus peuplées. En outre, la majeure partie de la production d’électricité en Chine se fait à partir du charbon, et il est difficile d’utiliser du charbon pour équilibrer avec l’énergie éolienne et solaire parce que les centrales au charbon ne peuvent être montées en charge que lentement. L’utilisation totale du solaire et de l’éolien en Chine n’est pas très élevée (3,9 % de la consommation en 2015), mais elle rencontre déjà des difficultés majeures dans l’intégration au réseau.

Problème n° 8 : Le montant des subventions accordées à l’électricité intermittente est très élevé.

Le programme d’énergie renouvelable aux États-Unis se compose d’un chevauchement de programmes locaux, des États et fédéraux. Il comprend les mandats, les tarifs de rachat, l’exonération d’impôts, des crédits d’impôt à la production, et d’autres dispositifs. En raison de cette combinaison d’approches, il est pratiquement impossible d’évaluer le montant de la subvention en ajoutant les parties. Nous sommes à peu près certains, cependant, que le montant est élevé. Selon l’Organisation nationale de surveillance de l’éolien,

au niveau fédéral, le crédit d’impôt à la production ou à l’investissement et le double amortissement dégressif accéléré peuvent contribuer pour les deux tiers du coût d’un projet d’énergie. Les aides d’État supplémentaires, comme les garanties de marchés et les exemptions de taxes de propriétés, peuvent monter d’encore de 10 %.

Si nous en croyons cette déclaration, le développeur ne paie que 23 % du coût d’un projet d’énergie éolienne.

L’US Energy Information Administration a préparé une estimation de certains types de subventions (celles fournies par le gouvernement fédéral et ciblées en particulier sur l’énergie) pour l’année 2013. Celles-ci se sont élevées à un total de $11,3 milliards pour l’énergie éolienne et solaire cumulées. Environ 183,3 térawatts d’énergie éolienne et solaire ont été vendus en 2013, à un prix de gros de 2,8 cents par kWh, ce qui conduit à un prix de vente total de 5,1 milliards de dollars. Si l’on ajoute ce prix de gros de 5,1 milliards $ à la subvention de $11,3 milliards, nous obtenons un total de 16,4 milliards versés aux développeurs ou utilisés dans les programmes spéciaux d’expansion du réseau. Cette subvention représente 69 % du coût total estimé. Toute subvention des États, ou d’autres programmes gouvernementaux, serait en plus du montant de ce calcul.

Paul-Frederik Bach montre un calcul des subventions à l’énergie éolienne au Danemark, en comparant les prix payés dans le cadre du système d’Obligation de Service Public (PSO) au prix du marché pour l’éolien. Ses calculs montrent que le pourcentage et le montant en dollars de subventions ont été en hausse. En 2015, les subventions se sont élevées à 66 % du coût total PSO.

Figure 11. Amount of subsidy for wind energy in Netherlands, as calculated by comparing paid for wind under PSO with market value of wind energy. Exhibit from http://www.pfbach.dk/firma_pfb/references/pfb_towards_50_pct_wind_in_denmark_2016_03_30.pdf
Figure 11. Montant de la subvention pour l’énergie éolienne au Danemark, tel que calculé en comparant le montant payé sous PSO avec une valeur marché de l’énergie éolienne. Graphique de http://www.pfbach.dk/firma_pfb/references/pfb_towards_50_pct_wind_in_denmark_2016_03_30.pdf

Dans un sens, ces calculs ne représentent pas le montant total de la subvention. Si les énergies renouvelables doivent remplacer les combustibles fossiles, elles doivent payer des impôts aux gouvernements, tout comme les fournisseurs de combustibles fossiles le font. Les fournisseurs d’énergie sont censés fournir une «énergie nette» au système. La façon dont ils partagent cette énergie nette avec les gouvernements est en payant des impôts en taxes sur diverses sortes de revenus, les impôts fonciers et les taxes spéciales associées à l’extraction. Si les énergies renouvelables intermittentes doivent remplacer les combustibles fossiles, elles doivent fournir des recettes fiscales de même niveau. Le calcul actuel des subventions ne tient pas compte des impôts élevés payés par les fournisseurs de combustibles fossiles, et la nécessité de remplacer ces taxes, pour conserver aux gouvernements des revenus suffisants.

En outre, on peut s’attendre à ce que le montant et le pourcentage de subventions nécessaires pour les énergies renouvelables intermittentes augmentent au fil du temps, à mesure que plus de zones dépassent les limites de leurs réserves d’exploitation, et la nécessité de construire des lignes de transmission longue distance pour distribuer l’électricité intermittente sur de plus grandes surfaces. Cela semble être le cas en Europe maintenant. En 2015, les revenus générés par le prix de gros de l’électricité intermittente se sont élevés à environ 13,1 milliards d’euros, selon mes calculs. Afin d’élargir encore davantage, Daniel Genz, conseiller stratégique de Vattenfall indique que les réseaux à travers l’Europe devront être mis à niveau, à un coût compris entre 100 et 400 milliards d’euros. En d’autres termes, les dépenses liées au réseau seront d’un montant compris entre 7,6 et 30,5 fois les revenus de gros perçus de l’électricité intermittente en 2015. La majeure partie de ce montant viendra probablement de subventions supplémentaires, parce qu’il n’y a aucune possibilité que le retour sur investissement puisse être très élevé.

Il y a aussi le problème des faibles niveaux de profit pour tous les autres fournisseurs d’électricité, lorsque les énergies renouvelables intermittentes sont autorisées à vendre leur électricité à chaque fois qu’elle sera disponible. Une solution potentielle est d’énormes subventions pour les autres fournisseurs. Une autre solution serait d’utiliser un grand nombre de points de stockage d’énergie, de sorte que l’énergie des pics puisse être mise en réserve, et utilisée lorsque l’offre est faible. Une troisième solution exigerait que les fournisseurs d’énergie renouvelables réduisent leur production quand celle-ci n’est pas nécessaire. Chacune de ces solutions est susceptible d’exiger des subventions.

Conclusion

Il semble que nous atteignons déjà les limites en ce qui concerne l’approvisionnement en électricité intermittente. L’US Energy Information Administration est peut-être arrivée à la même conclusion. Elle a choisi Steve Kean de Kinder Morgan (une société de pipeline) comme conférencier d’honneur à sa Conférence annuelle de juillet 2016. Il a fait les déclarations suivantes au sujet de l’énergie renouvelable :

Figure 1. Excerpt from Keynote Address slide at US Energy Administration Conference by Steve Kean of Kinder-Morgan.
Figure 12. Extrait de diapositive du discours à la Conférence de l’administration de l’énergie des États-Unis par Steve Kean de Kinder Morgan.
  • La contribution de l’énergie renouvelable est souvent surestimée
    • Une source intermittente n’a pas une valeur égale à celle d’une source régulière
    • Sauf avancées technologiques massives, une génération 100% renouvelable n’est pas faisable

Ce point de vue est très semblable au mien. Peu de gens se rendent compte que la valeur de l’électricité intermittente n’est pas très élevée. Elle peut même avoir une valeur négative, lorsque le coût de tous les ajustements nécessaires pour la faire fonctionner sont considérés.

Les produits énergétiques sont très différents en «qualité». L’électricité intermittente est de qualité exceptionnellement faible. Les coûts que l’électricité intermittente imposent sur le système doivent être payés par quelqu’un d’autre. Ceci est un énorme problème, d’autant plus que les niveaux de pénétration commencent à dépasser les 10 % à 15 % qui peuvent être absorbés par les réserves d’exploitation, et des ajustements beaucoup plus coûteux doivent être mis en œuvre pour tenir compte de cette énergie. Même si les éoliennes et les panneaux solaires pouvaient être produits à 0 $, il semble probable que les coûts de compensation des problèmes causés par l’électricité intermittente seraient supérieurs au bénéfice qui peut être obtenu en corrigeant ces problèmes.

La situation est un peu semblable à l’ajout d’un grand nombre de conducteurs ivres, ou des voitures auto-conduites qui ne fonctionneraient pas vraiment comme prévu, à un réseau routier. En théorie, les autres conducteurs peuvent apprendre à les accueillir, si suffisamment de voies supplémentaires sont ajoutées, et la concentration des véhicules se comportant mal est maintenue assez bas. Mais on a besoin de comprendre exactement quelle est la situation, et comprendre le coût de tous les ajustements qui doivent être faits, avant de permettre au réseau routier d’accepter davantage de véhicules qui se comportent mal.

Dans mon récent article, Une version actualisée de l’histoire du pic pétrolier, je parlais du fait que, au lieu de «tomber en panne» de pétrole, celui-ci devient trop coûteux pour que notre économie puisse s’en accommoder. L’économie ne fonctionne pas bien lorsque le coût des produits énergétiques est très élevé. La situation avec la nouvelle génération d’électricité est similaire. Nous avons besoin d’une électricité qui se comporte bien (et n’agit pas comme des conducteurs ivres) et qui ait un faible coût, si l’on veut conserver une croissance économique. Si nous continuons à ajouter de grandes quantités d’électricité intermittente au réseau électrique sans prêter attention à ces problèmes, nous courons le risque de mettre l’ensemble du système à terre.

Gail Tverberg

Traduit par Stéphane, relu par Cat pour le pour le Saker Francophone