Tenter d’alimenter un réseau électrique avec des énergies 100% intermittentes conduit à une catastrophe économique

le 22 juin 2020

L’effort pour augmenter le pourcentage d’électricité produite par des sources renouvelables intermittentes comme le vent et l’énergie solaire entraîne inévitablement une augmentation importante du prix réel de l’électricité qui doit être payé par les consommateurs. Les augmentations de prix augmentent et s’accélèrent à mesure que le pourcentage d’électricité produite à partir des énergies renouvelables intermittentes augmente vers 100%. 

Ces affirmations peuvent sembler contre-intuitives, étant donné que le coût du combustible pour la production éolienne et solaire est nul. Cependant, une modélisation simple montre la raison de ce résultat apparemment contre-intuitif : la nécessité de quantités importantes et croissantes de systèmes de sauvegarde et de stockage coûteux – des choses qui ne sont pas du tout nécessaires dans les systèmes conventionnels à base de combustibles fossiles. Et ce n’est pas seulement par modélisation que nous savons que de telles augmentations de coûts seraient inévitables. Nous avons également une expérience réelle et croissante de ces quelques gouvernements nationaux qui ont tenté de produire de plus en plus de leur électricité à partir de ces énergies renouvelables. Cette expérience empirique prouve la vérité de l’augmentation de la proposition de prix à la consommation.

Dans les pays qui ont réussi à obtenir une production à partir d’énergies renouvelables allant jusqu’à environ 30% de leur approvisionnement total en électricité, le résultat a été un triplement approximatif du prix de l’électricité pour leurs consommateurs. Les quelques tentatives (essentiellement expérimentales) dont la production à partir d’énergies renouvelables est encore plus élevée que celles qui ont connu des augmentations de coûts encore plus importantes, pour des augmentations relativement mineures de la production à partir d’énergies renouvelables. À mesure que le pourcentage d’électricité provenant des énergies renouvelables augmente, les hausses de prix à la consommation s’accélèrent.

Aucune juridiction, province ou pays, – même expérimentalement – n’a encore réussi à faire augmenter le pourcentage de son électricité produite à partir des énergies renouvelables intermittentes bien au-delà de 50% sur une base annualisée. Pour accomplir l’exploit d’aller au-delà de 50% et de se rapprocher de 100%, le gestionnaire de réseau doit cesser de s’appuyer sur l’énergie de secours des combustibles fossiles pour les périodes d’obscurité et de calme, et passer alors à une certaine forme de stockage, très probablement de très grandes batteries. Le coût de ces batteries, suffisant pour alimenter une juridiction de millions de personnes, est énorme et devient rapidement le coût dominant du système. Des calculs relativement simples du coût des batteries suffisantes pour traverser une année dans une zone industrialisée moderne montrent que ce coût impliquerait une augmentation du prix de l’électricité d’un facteur 15 ou 20, voire plus.

Le fardeau d’une telle augmentation des prix de l’électricité pèserait le plus lourdement sur les personnes pauvres et à faible revenu.

La raison pour laquelle l’augmentation de la production d’énergie renouvelable entraîne une accélération des prix à la consommation est qu’un réseau électrique doit fonctionner avec une fiabilité à cent pour cent 24/7/365. Un réseau fiable nécessite une correspondance très étroite entre la puissance fournie et la puissance demandée minute par minute, voire une fraction de seconde. Mais les sources d’énergie éolienne et solaire connaissent des fluctuations importantes, imprévisibles et souvent soudaines de la puissance qu’elles fournissent. Par conséquent, dans un réseau utilisant de grandes quantités d’énergie éolienne et solaire, des éléments coûteux supplémentaires doivent être ajoutés au système pour uniformiser l’offre et l’adapter sans cesse à la demande. Ces éléments supplémentaires sont à l’origine de l’augmentation des coûts et donc de l’augmentation des prix à la consommation :

· Aux premiers stades de l’évolution vers une production croissante à partir d’énergies renouvelables intermittentes – par exemple, pour obtenir 10% de la production à partir des énergies renouvelables – un opérateur de réseau peut commencer par simplement ajouter de nouvelles éoliennes ou des panneaux solaires au système, et d’ici là accepter cette alimentation sur le réseau lorsqu’elle est disponible. Cependant, il y aura des moments importants où une telle puissance n’est pas disponible (par exemple, des nuits calmes). Par conséquent, la totalité ou la quasi-totalité des capacités de combustibles fossiles préexistantes doivent être maintenues, même si certaines d’entre elles peuvent être inactives la plupart du temps. Bien que le coût du carburant des énergies renouvelables soit nul, l’exploitant doit payer le coût en capital de deux systèmes qui se chevauchent et se dédoublent dans la mesure de la capacité renouvelable.

· Pour obtenir le pourcentage de production à partir d’énergies renouvelables au-delà d’environ 10% et dans une fourchette de 20 à 30%, l’opérateur peut alors tenter une expansion massive des sources renouvelables, de sorte que la capacité renouvelable devienne égale, voire un multiple de utilisation maximale. (Despays comme l’Allemagne et le Danemark ont ?suivi cette stratégie.) Avec une capacité renouvelable aussi massive, le système peut même fonctionner sans secours à certains moments de vent relativement faible ou d’une épaisse couche nuageuse. Cependant, aucune capacité excédentaire ne peut faire qu’un système éolien / solaire génère de l’électricité par une nuit complètement calme, ni aucune quantité significative par une journée d’hiver fortement couverte et calme. Si la sauvegarde provient d’installations utilisant des combustibles fossiles, la quasi-totalité du parc doit encore être maintenue. Comme la capacité éolienne / solaire atteint 100% et même 200% de la consommation de pointe, le coût en capital du système va doubler, voire tripler le coût en capital d’un système utilisant uniquement des combustibles fossiles. Mais, comme la plupart du temps les journées seront sombres, la nuit, et / ou calmes, le pourcentage d’électricité provenant des énergies renouvelables ne sera que d’environ 30%, et la diminution des émissions de carbone des centrales à combustible fossile de secours sera encore moindre, car elles doivent souvent être maintenus en «réserve de rotation» pour être prêtes à intervenir lorsque le vent et le soleil disparaissent.

· Si l’intention est de faire passer le pourcentage de production éolienne et solaire au-dessus de 30% puis à 50% et au-delà, alors par hypothèse, la sauvegarde des combustibles fossiles doit être graduellement supprimée, pour être remplacée progressivement par une sorte de stockage au fur et à mesure que le pourcentage de production à partir d’énergies renouvelables augmente. Les batteries sont la seule option de stockage possible dans la plupart des endroits. La quantité de capacité de stockage nécessaire s’accélère à mesure que le pourcentage de production à partir d’énergies renouvelables s’approche de 100%. En raison de la saisonnalité de la disponibilité du vent et du soleil, la plupart des emplacements nécessitent un mois ou plus de capacité de batterie pour obtenir un système entièrement éolien / solaire pendant une année. Le coût des batteries est énorme, et vient rapidement dominer de très loin le coût global du système. Dans les pays où un calcul a été effectué, le coût des batteries dépasse le PIB annuel total de ce pays et implique une augmentation du prix de l’électricité d’un facteur de 15, 20 ou plus.

Dans un article publié sur le site Web Energy Matters le 22 novembre 2018, Roger Andrews a présenté une analyse détaillée de ce qu’il faudrait pour accéder à un réseau électrique alimenté à 100% par des sources éoliennes et solaires, alimentées par des batteries. Le message de M. Andrews est disponible sur ce lien:  http://euanmearns.com/the-cost-of-wind-solar-power-batteries-included/. L’étude d’Andrews couvre deux cas, l’Allemagne et la Californie. Son analyse est détaillée, mais pas compliquée, et peut être reproduite ou contestée par toute personne compétente en arithmétique de base.

Andrews a collecté des données pour la production d’électricité au jour le jour pendant une année complète à partir de sources éoliennes et solaires existantes pour l’Allemagne et la Californie. Ces données révèlent immédiatement un problème fondamental, à savoir que le vent et le soleil sont non seulement intermittents au cours d’une journée ou d’une semaine donnée, mais ils varient également considérablement d’une saison à l’autre. Ainsi, par exemple, en Californie, le vent et le soleil produisent beaucoup plus d’électricité en été et en automne qu’en hiver et au printemps. Cela signifie que pour avoir un système entièrement éolien / solaire en Californie sauvegardé avec des batteries, vous avez besoin de batteries pour stocker l’énergie d’avril à octobre, pour être déchargées de novembre à mars. La quantité totale de stockage nécessaire s’élève à environ 25 000 GWh par an, soit plus que le taux d’utilisation actuel d’un mois complet. Les batteries pour un tel effort – même en supposant une baisse substantielle des prix actuels – coûteront quelque chose de l’ordre de 5000 milliards de dollars, ce qui est beaucoup plus que le PIB annuel complet de la Californie. Et ces piles devront être remplacées régulièrement. Andrews en conclut que le LCOE (Leveled Cost Of Energy, coût moyen de l’énergie) éolien + solaire combiné [coût actualisé de l’énergie] sans stockage était de 50 $ / MWh.

Il a ensuite estimé les LCOE éoliens + solaires avec les coûts en capital de stockage des batteries inclus. Il s’agissait d’un exercice simple, car la réduction de la production de base + charge suivant la proportion directe à l’augmentation de la production éolienne + solaire entraîne des LCOE qui sont les mêmes quel que soit le pourcentage de vent + solaire dans le mix de production. Le calculateur NREL (outil de calcul du National Renewable Energy Laboratory US) a montré ainsi :

· Cas A LCOE [Allemagne]: 699 $ / MWh

· Cas B du LCOE [Californie]: 1 096 $ / MWh

Ces LCOE d’une valeur ruineuse sont entièrement le résultat des coûts supplémentaires des batteries de stockage, qui dans les scénarios 100% éolien + solaire approchent 5000 milliards de dollars dans le cas A [Allemagne] et le cas B [Californie], par rapport aux coûts en capital éolien + solaire de ~ 300 milliards de dollars dans le cas A et ~ 160 milliards de dollars dans le cas B. En supposant que ces coûts supplémentaires soient répercutés sur les consommateurs dans les prix de l’électricité, cela représenterait des augmentations de prix d’un facteur d’environ 14 pour l’Allemagne et de 22 pour la Californie. (La différence provient d’une saisonnalité moindre en Allemagne qu’en Californie.)

Bien qu’aucun gouvernement n’ait encore essayé de tester les calculs d’Andrews en poussant la production à partir d’énergies renouvelables bien au-delà de 50% et vers 100%, beaucoup ont choisi de pousser la production à partir d’énergies renouvelables jusqu’à 30%, et certaines juridictions expérimentales sont passées à 50 % et un peu au-delà. Des données substantielles existent pour démontrer les résultats sur le coût du système électrique résultant, et donc quel serait l’effet sur le prix pour les consommateurs en supposant que le coût total est supporté par le consommateur. (Les juridictions expérimentales n’ont jusqu’à présent pas imposé la majeure partie des coûts au consommateur, mais cette approche ne fonctionnerait probablement pas pour un pays entier.)

Le graphique suivant, initialement préparé par Willis Eschenbach du site Web WattsUpWithThat, montre la relation quasi linéaire entre la capacité renouvelable installée par habitant (en watts / habitant) sur l’axe des x et le coût de l’électricité pour le consommateur (en centimes, d’euro ou de dollar, par kilowatt-heure) sur l’axe des y, où chaque point est un pays (https://wattsupwiththat.com/2015/08/03/obama-may-finally-succeed/ :

L’Allemagne est le leader en Europe dans sa production d’électricité par habitant à partir d’énergies renouvelables, à travers son soi-disant Energiewende, ayant obtenu le pourcentage de son électricité éolienne et solaire jusqu’à environ 30%, et parfois un peu au-delà. Cependant, la conséquence de cet effort a été un triplement approximatif du coût de l’électricité pour les consommateurs, à environ 30 cents par kWh (le prix moyen à la consommation de l’électricité pour le consommateur aux États-Unis est d’environ 10 cents le kWh). Les analyses de la flambée des prix de l’électricité en Allemagne attribuent faussement le surcoût qui a nécessairement été engagé pour essayer de parvenir à une stabilité fonctionnelle système du réseau 24/7 avec tant de contribution des énergies renouvelables intermittentes.

Premièrement, une capacité éolienne et solaire «excédentaire» massive a été installée pour tenter de faire face aux jours de vent léger et de nuages épais. Et pour les nuits complètement calmes et les journées d’hiver couvertes où le vent et les sources solaires ne produisent rien ou presque, presque toute la flotte de centrales à combustibles fossiles a été maintenue et prête à fonctionner, même si ces sources finissent par être inactivées souvent. En fait, depuis que l’Allemagne a fermé toutes ses centrales nucléaires pendant cette période, elle a construit des centrales au charbon supplémentaires pour sauvegarder ses énergies renouvelables. Et puis, il a fallu trouver des moyens pour faire face à l’augmentation des l’électricité lorsque le vent et le soleil soufflent soudainement et brillent ensemble à pleine puissance en même temps.

Comme l’a noté Benny Peiser à la Global Warming Policy Foundation le 4 avril 2015 (http://www.thegwpf.com/benny-peiser-eus-green-energy-debacle-shows-the-futility-of-unilateral-climate-policies/) chaque tranche de 10 nouvelles unités, exprimé en kW d’installation d’énergie éolienne doit être complétée par environ huit unités de production d’énergie fossile. En effet, les centrales à combustibles fossiles doivent se mettre en marche soudainement pour répondre aux carences des énergies renouvelables intermittentes. En bref, les énergies renouvelables ne fournissent pas d’échappatoire à l’utilisation des combustibles fossiles sans lesquelles elles ne sont pas viables. Pour éviter les pannes d’électricité, le gouvernement doit subventionner les centrales à gaz et à charbon non rentables. La taxe sur les énergies renouvelables en Allemagne, taxe qui subventionne la production d’énergie verte, est passée de 14 milliards d’euros à 20 milliards d’euros en un an seulement en raison de l’expansion féroce des projets éoliens et solaires. Depuis l’introduction du prélèvement en 2000, la facture d’électricité du consommateur allemand type a doublé.

Pour illustrer davantage la relation entre le pourcentage d’électricité d’origine renouvelable et le coût de l’électricité pour le consommateur, considérons le cas de la Californie. La Californie est un «leader» aux États-Unis dans le domaine de la production d’électricité à partir de sources éoliennes et solaires. Selon la California Energy Commission, la Californie a obtenu en 2016 8,11% de son approvisionnement en électricité à partir du solaire et 9,06% à partir de éolien, pour un total de 17,17% de ces deux sources intermittentes ( http://www.energy.ca.gov/almanac/electricity_data/total_system_power.html ) Pour l’ensemble des États-Unis, le pourcentage de production éolienne et solaire était de 6,5% : https://www.eia.gov/tools/faqs/faq.php?id=427&t=3

Selon l’Agence américaine d’information sur l’énergie, le prix moyen de l’électricité en Californie cette année-là était de 14,91 cents par kWh, contre une moyenne américaine de 10,10 cents par kWh; c’est-à-dire presque 50% plus élevé : https://www.eia.gov/electricity/monthly/epm_table_grapher.cfm?t=epmt_5_6_a.

Seules quelques petites juridictions ont tenté de faire passer le pourcentage de leur production d’électricité à partir d’énergies renouvelables bien au-delà des 30% atteints par l’Allemagne. Mais ces juridictions n’ont pas atteint des niveaux bien supérieurs à ceux de l’Allemagne, et même ces niveaux n’ont été atteints qu’à des coûts élevés et à des tarifs augmentant sans cesse pour l’utilisateur final. L’une de ces juridictions est l’île de Gapa, une petite île de seulement 178 personnes (97 maisons) en Corée du Sud. Un rapport sur le projet de l’île Gapa a été publié sur le site d’information de Hankyoreh en juillet 2016 : http://english.hani.co.kr/arti/english_edition/e_national/752623.html .

Avec une consommation électrique moyenne de 142 kW et une utilisation maximale de 230 kW, les insulaires ont installé une capacité éolienne et solaire de 674 kW – environ trois fois la consommation maximale, pour faire face au vent léger et au soleil faible. Ils ont également acheté une capacité de batterie pour environ huit heures d’utilisation moyenne. Le coût de la capacité éolienne et solaire ainsi que des batteries était d’environ 12,5 millions de dollars, soit environ 125 000 $ par ménage. Et avec tous ces investissements, les insulaires ne pouvaient encore obtenir qu’environ 42% de leur électricité du soleil et du vent en moyenne sur un mois complet. Même avec le stockage, ils avaient toujours besoin de la pleine capacité de sauvegarde des combustibles fossiles.

En appliquant un coût raisonnable du capital à un système comme celui de l’île Gapa et en considérant des éléments complémentaires du système, comme le stockage supplémentaire, qui seraient nécessaires pour pousser le pourcentage de la production totale à partir de sources renouvelables vers des niveaux plus élevés, on peut calculer qu’un système comme le projet de démonstration de Gapa pour l’ensemble des États-Unis entraînerait des prix de l’électricité d’au moins cinq fois leur niveau actuel, et plus probablement, beaucoup plus élevés. Et même alors, les États-Unis auraient du mal à obtenir 50% de l’électricité à partir des énergies renouvelables intermittentes.

Un projet de démonstration un peu plus vaste sur l’île espagnole d’El Hierro dans l’archipel des Canaries (environ 10 000 habitants) a donné des résultats similaires. L’idée sur El Hierro était de combiner un parc éolien massif avec un grand réservoir surélevé pour stocker l’eau, qui serait ensuite libérée en cas de vent faible pour équilibrer le réseau. El Hierro a la chance d’une géographie montagneuse, de sorte qu’un grand réservoir pourrait être placé à une altitude relativement élevée, à proximité des consommateurs d’électricité. L’investissement dans le système éolien / hydraulique s’élevait à environ 64,7 millions d’euros, soit environ 80 millions de dollars – ce qui s’ajoutait à ce qui était déjà un système fonctionnant aux combustibles fossiles, qui devait encore être conservé. Les opérations du projet El Hierro ont commencé en 2015 avec des attentes élevées pour une production 100% renouvelable, mais il n’est jamais arrivé à satisfaction totale : http://euanmearns.com/el-hierro-end-2017-performance-update/ . En 2017, le pourcentage d’électricité produite à partir d’énergies renouvelables a varié de 62,4% en septembre à seulement 24,7% en novembre, avec une moyenne globale pour l’année d’environ 40%. Sur la base des données d’exploitation réelles, M. Andrews a calculé que, pour atteindre l’objectif de 100% de production à partir du projet éolien / hydraulique, El Hierro devrait augmenter sa capacité d’éolienne d’environ 50% et la capacité de son réservoir par un facteur de 40. De toute évidence, il n’y a pas de place sur l’île pour mettre un réservoir aussi gigantesque et s’il y en avait, le coût ne serait pas dans les millions, mais dans les milliards. Et ce serait pour seulement 10 000 personnes.

Une nouvelle mise à jour des performances du système El Hierro par M. Andrews couvrant l’année 2018 a été publiée sur le site Energy Matters le 6 janvier 2019 et peut être consultée sur le site http://euanmearns.com/el-hierro-fourth-quarter-2018-performance-update/ . En 2018, le système El Hierro a fourni 56,6% de l’électricité de l’île (qui ne représentait que 13,0% de sa consommation totale d’énergie). Cependant, la production du système a considérablement varié au cours de l’année, produisant jusqu’à 74,2% de l’électricité de l’île au 3T 2018, mais seulement 27,7% au 4T. La production d’électricité de 27,7% au quatrième trimestre ne représentait que 6,4% de la consommation totale d’énergie de l’île.

Note : outre le réservoir collinaire il existe aussi un réservoir au niveau de la mer réceptionnant l’eau après turbinage pour être ensuite pompée à nouveau en altitude à l’aide de l’énergie éolienne. Cette eau a été préalablement produite par une usine de dessalage de l’eau de mer. La majeure partie de l’investissement a été prise en charge par le Japon.

La géographie des États-Unis ne permet pas un système de stockage d’eau comme celui d’El Hierro pour la plupart des régions du pays. Comme discuté ci-dessus, l’alternative au stockage par de grosses batteries, comme le type utilisé pour les automobiles Tesla, a des coûts potentiels vraiment stupéfiants, multipliant potentiellement le coût de l’électricité par bien plus d’un facteur 10, et même bien plus que par un facteur 20.

Une telle secousse économique frapperait durement tout le monde dans le pays, à l’exception peut-être de certaines des personnes les plus riches. Même les personnes à revenu intermédiaire et supérieur seraient obligées de réduire considérablement leur consommation d’énergie. Mais les pauvres et les personnes à faible revenu seraient de loin les plus durement touchés. Si les prix de l’électricité atteignaient dix ou vingt fois les niveaux actuels, pour la plupart des personnes à faible revenu ce qu’elles tiennent pour acquis, comme la lumière, la réfrigération et les ordinateurs deviendrait alors inaccessible. Ils seraient contraints à la précarité énergétique. C’est la voie que le Plan pour l’énergie propre (aux USA), sans le sursis de la Cour suprême, nous aurait certainement emmenés – dans l’hypothèse désormais profondément discréditée que le gaz carbonique est un polluant (voir la section II ci-dessus).

Une nouvelle étude d’IHS Markit, Ensuring Resilient and Efficient Electricity Generation: The Value of the Current Diverse U.S. Power Supply Portfolio a examiné les effets économiques des politiques énergétiques fédérales et étatiques qui éloignent les services publics d’électricité du charbon, du nucléaire pour les rapprocher de l’hydroélectricité et des énergies renouvelables. IHS Markit prévoit que ces politiques entraîneront un triplement de la dépendance actuelle de 7% à l’énergie éolienne, solaire et à d’autres ressources intermittentes, les ressources alimentées au gaz naturel fournissant la majeure partie de la production. Les conclusions de l’étude sont que les distorsions actuelles du marché induites par les politiques conduiront à un réseau électrique américain moins rentable, moins fiable et moins résilient en raison du manque d’harmonisation entre les politiques fédérales et étatiques et les opérations du marché de gros de l’électricité. L’étude prévoit que ces politiques entraîneront des hausses importantes du prix de détail de l’électricité. Les effets économiques suivants de ces augmentations de prix sont prévisibles :

La hausse de 27% du prix de détail de l’électricité associée au cas de la diversité moins efficace entraîne une baisse du PIB réel américain de 0,8%, soit 158 milliards de dollars (dollars pondérés 2016). Les impacts sur le marché du travail comme conséquence de cette diversité énergétique moins efficace impliquent une réduction d’un million d’emplois et une réduction du revenu réel disponible par ménage d’environ 845 $ (dollars de 2016) par an, soit 0,76% du revenu disponible moyen des ménages en 2016. Il convient de noter que l’augmentation prévue de 27% des prix de détail moyens de l’électricité est fondée sur la part des énergies éolienne et solaire qui a triplé, passant de 7% à «seulement» environ 21%. Les études de cas examinées ci-dessus montrent très clairement les énormes augmentations des prix de l’électricité qui résulteraient de la décision des décideurs politiques de faire passer la part des énergies renouvelables à un niveau supérieur.

De plus, l’étude a révélé que la distorsion actuelle du marché, dictée par les politiques fédérales et d’État, impliquera:

une variabilité accrue des factures mensuelles d’électricité des consommateurs d’environ 22% et un coût horaire supplémentaire de 75 milliards de dollars associé à des pannes de courant plus fréquentes. L’auteur principal de l’étude a déclaré que la diversité de l’approvisionnement est un fondement essentiel pour la sécurité et la fiabilité d’un système d’alimentation électrique qui est aussi grand et diversifié – et aussi d’une importance cruciale – que celui des États-Unis. Voir http://news.ihsmarkit.com/print/node/23497

De plus, les politiques qui encouragent une utilisation accrue de l’énergie éolienne et solaire entraîneraient probablement une réduction faible voire nulle du niveau des émissions de gaz carbonique du secteur électrique. Ironiquement, répondre aux préoccupations liées au changement climatique avec les politiques fédérales et étatiques visant à subventionner et à rendre obligatoire la production d’électricité éolienne et solaire a eu pour conséquence involontaire de fausser les prix de gros du marché de l’électricité et de provoquer la fermeture anti-économique des centrales nucléaires – une source zéro émission – en raison des fluctuations du prix de gros du kWh. Le résultat est que certaines émissions de gaz carbonique du système électrique restent constantes ou augmentent !

Article paru sur le site manhattancontrarian.com

https://jacqueshenry.wordpress.com/2020/06/22/tenter-dalimenter-un-reseau-electrique-avec-des-energies-100-intermittentes-conduit-a-une-catastrophe-economique/