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⭐Technologies : coûts et diffusion
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Viviane Bédard
1 Annexe 6 Technologies : coûts et diffusion Cette annexe a pour objectif de présenter les technologies d offre et de demande dans le secteur de l énergie, en précisant leur stade de maturité actuel et leurs perspectives de développement. On s intéresse en particulier à l identification des verrous technologiques ou des paramètres susceptibles d entraîner une hausse ou une baisse des coûts. Le positionnement et les perspectives propres aux filières françaises sont étudiés en Annexe Filières. 1. Offre d énergie 1.1. La spécificité du vecteur électricité Pour les différentes technologies d offre accessibles aujourd hui, c est-à-dire : technologiquement matures et diffusées à l échelle industrielle, il est possible d obtenir des fourchettes de coûts 1. Une estimation précise de ces coûts reste délicate car ils sont sensibles à de nombreux paramètres tels que les hypothèses de calculs (taux d actualisation pour les technologies très capitalistiques comme le nucléaire, éolien, photovoltaïque), les prix des combustibles pour les technologies qui en sont très dépendantes (centrales à gaz ou à charbon) et du carbone, ou encore le facteur de charge (taux d utilisation). Les coûts obtenus sont donc très variables même au sein d une zone relativement homogène comme l Europe (cf. graphique cidessous). Le second graphique met en évidence la structure des coûts selon les technologies, on peut ainsi repérer au premier coup d œil les technologies qui seront (1) Les coûts auxquels on fait référence sont les coûts de production dits «complets» (ou coûts moyens actualisé CMA, levelized cost of electricity LCOE ou encore coûts marginaux de long terme CMLT). Ils correspondent à «la valeur présente de la somme des coûts actualisés divisés par la production totale ajustée à sa valeur temps économique» (AIE). Une autre façon de considérer ce coût est de dire qu il est égal au prix de la production qui serait en péréquation avec la valeur actualisée des flux de trésorerie et qui serait constant dans le temps. Il intègre donc les dépenses opérationnelles et le coût d investissement2 Commission Energies 2050 plus sensibles à des contraintes de financement et celles qui seront plus sensibles à la variation des prix des combustibles par exemple. Graphique 1 : Exemple de variation des coûts de production pour certaines technologies au sein de l Europe (5 % de taux d actualisation) Source : Coûts prévisionnels 2010 (OCDE) Graphique 2 : Exemple de reconstruction de la structure des coûts complets des moyens de production d électricité traditionnels en /MWh /MWh Coûts de production 2010 / 2011 par filières du secteur électrique (nouvelles unités) Nucléaire CCGT gaz (2010) CCGT gaz (2011) Charbon (prix 2010) Charbon (prix 2011) Eolien ter. Eolien mer PV Investissement Coûts opératoires Ene r gie Coût CO2 Source : à partir WEO A ceci s ajoute le fait que ces coûts évoluent au cours du temps (rendements d échelle, courbe d apprentissage, variations des prix des composants ou des combustibles ou encore du carbone..) et ne prennent pas en compte toutes les formes d externalités, il est donc délicat de juger de la compétitivité des différentes technologies émergentes ou même existantes sur le moyen terme. Ainsi, pour les énergies renouvelables intermittentes par exemple, ce coût n intègre pas les surcoûts liés à l insertion massive de sites de production d électricité intermittente sur un réseau pas toujours dimensionné pour accepter les montées en tension occasionnées. Il ne prend pas non plus en compte le développement (1) Taux d actualisation 8%, coûts d investissement, nucléaire : 3000 /kw, CCG : 680 /kw, charbon : 1600 /kw, éolien : 1200 /kw, durée de construction du nucléaire 7 ans, facteur de charge 7400 heures (85%), sauf éolien à terre 2100 heures et en mer 3000 heures, PV 1100 heures. Données prix : prix du gaz 19 /MWh(2010) et 31 /MWh(2011), charbon 74 /tonne et 93 /tonne, CO2 14 /tonne3 - Annexe 6 : Technologies : coûts et diffusion nécessaire de centrales thermiques réactives dites de back-up, qui doivent pouvoir faire face à un déficit imprévu de la production d électricité d origine intermittente et permettre d assurer la sécurité d approvisionnement. Autre limite à la comparaison ou à l interprétation de ces coûts : le calcul repose sur l hypothèse d un facteur de charge constant dans le temps, sans internaliser l impact sur les durées d appel d une modification importante du mix électrique. Cet aspect concerne surtout les centrales thermiques qui pourraient voir leur rentabilité diminuer si leur utilisation moyenne était réduite par une pénétration importante d énergies renouvelables intermittentes à la production fatale. De même, le facteur de charge des énergies renouvelables intermittentes peut diminuer en raison de la saturation des gisements les plus rentables en termes de vent ou d intensité lumineuse, sauf si les progrès technologiques permettent d accéder à de nouveaux gisements intéressants. Les perspectives d évolution des coûts dans le temps reposent également sur des hypothèses d apprentissage et de progrès technique combinées à des hypothèses d évolution des prix des matières premières. La comparaison des coûts complets de différentes installations de production est riche d enseignements mais ne doit cependant pas être réalisée sans précaution. En toute rigueur, elle devrait notamment prendre en compte les perspectives d évolution du mix et les différentiations géographiques, ainsi que toutes les externalités citées précédemment. De plus, elle n a de sens que lorsque les installations sont utilisées pour rendre un même service (par exemple : fournir une électricité de base, semi-base ou pointe). Il ne sera pas possible ici de mener une étude aussi poussée, mais on peut néanmoins relever les caractéristiques et enjeux propres aux différentes technologies dans le but d évaluer le degré d optimisme ou de pessimisme des scénarios analysés dans leur traitement du progrès technologique. Parmi les différentes technologies de production de l électricité aujourd hui matures ou proches de la maturité technique et économique, on retrouve les centrales nucléaires, les centrales thermiques à charbon supercritique et les centrales à cycle combiné dont on peut espérer une amélioration des rendements en progressant sur les matériaux ; mais aussi l hydraulique, l éolien terrestre et la géothermie (en cas de gisement approprié). Le photovoltaïque, l éolien offshore, les énergies renouvelables marines, les centrales thermiques équipées de dispositifs de captage et stockage de dioxyde de carbone ne parviendront pas à maturité économique avant Les centrales thermiques au gaz restent très compétitives et indispensables à court terme, mais leur compétitivité peut être remise en cause en fonction de certains paramètres La compétitivité des centrales thermiques au gaz repose en grande partie sur le prix du combustible, sur le surcoût occasionné par le paiement des émissions de CO 2 et sur la durée de fonctionnement de l installation en moyenne dans l année4 Commission Energies 2050 Graphique 3 : Coûts de production CCG pour un prix du gaz à 8 ou 12 1 $/Mbtu, un prix de la tonne CO 2 à 15 /MWh et pour des durées d appel de 2000/4000/6000h, calculs réalisés à partir des données du WEO 2011 Source : AIE (WEO 2011) On voit par exemple que le coût complet de production d électricité par un cycle combiné à gaz, pour une durée d appel d environ 4000 heures et un prix du gaz à 12 $/Mbtu, se situe aux alentours de 80 /MWh. Ce coût est très sensible au prix du gaz, il dépasse les 100 /MWh si la centrale tourne seulement 2000h, mais son coût n est pas très significativement différent entre 4000 et 6000h de fonctionnement. Ceci explique notamment la différence de coût de production d un cycle combiné aux États-Unis comparé au même cycle combiné fonctionnant en Europe. En effet, le gaz est aujourd hui très abordable aux États-Unis, grâce au développement massif des gaz de schiste, et le restera certainement pour une dizaine d années. Ainsi, aux États- Unis le prix du gaz se situe depuis 2009 entre 3 et 4$/Mbtu, pour 8 à 12 $/Mbtu en Europe. La convergence entre les marchés gaziers européen et américain ainsi que la baisse des prix qui en découlerait en Europe, ne sont pas très probables. En effet, ceci ne pourrait avoir lieu que si le gaz américain était exporté vers l Europe sous forme de GNL ou encore si l Europe exploitait ses propres ressources de gaz non conventionnels. Or la liquéfaction du gaz en provenance des États-Unis renchérirait son prix et le rapprocherait du prix du gaz sur le marché européen. De plus, selon les (1) Le prix du gaz en Europe est susceptible de baisser en dessous des prix historiquement élevés de 12 $/MBtu en Tout dépendra des renégociations des contrats long terme pour intégrer une part plus importante de gaz spot (marché de court terme). Des prix élevés du pétrole seraient de nature à favoriser une telle évolution. Un prix compris entre 8 et 10 $/MBtu correspondrait, si on exclut d éventuelles tensions jouant sur les prix, à un prix d'équilibre envisageable. Un tel niveau de prix permettrait le développement des projets d'importation les plus couteux, voire des gaz non conventionnels européens à terme5 - Annexe 6 : Technologies : coûts et diffusion scénarios de l AIE et de Total, les États-Unis verront plutôt un intérêt à valoriser au maximum cette ressource nationale plutôt qu à l exporter. D autre part, l exploitation des gaz de schiste en Europe, si elle se développait, permettrait le maintien d un prix stable et l assurance de la sécurité en approvisionnement mais ne serait vraisemblablement pas non plus à même d entrainer une importante baisse des prix (cf 1.2). Au coût du combustible, s ajoute le coût du quota carbone pour les émissions de CO 2 en Europe. L avenir des cycles combinés à gaz reposerait donc sur un prix du gaz bon marché dont l approvisionnement serait assuré et sur le développement du captage et stockage du carbone 1 (CSC) en cas de forte augmentation du prix du quota dans les prochaines décennies, augmentation vraisemblablement nécessaire à l atteinte des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Dans sa feuille de route «Energies 2050» de décembre 2011, la Commission Européenne souligne d ailleurs l interaction forte à terme entre la production d électricité à partir de centrales à gaz et le déploiement des technologies CSC. En cas de déploiement réussi du CSC, on pourrait aussi revenir aux centrales à charbon si les prix relatifs des énergies le justifient et que le système de captage et stockage s améliore. Le captage, transport et stockage du CO 2 (CSC), une filière à fort potentiel faisant face à des défis techniques, économiques et sociétaux Notons que l on sait déjà séparer le CO 2 pour le traitement du gaz naturel comme c est par exemple pratiqué en Norvège où certains gisements de gaz naturel sont trop riches en CO 2. On peut également vouloir récupérer du CO 2 pour l injecter dans les champs en exploitation et obtenir un meilleur taux de récupération du pétrole (EOR). On distingue aujourd hui trois techniques de captage du CO 2 : la postcombustion 2, l oxycombustion 3 et la précombustion 4. Les trois techniques sont connues et déployées dans le cadre de projets de recherche et de démonstration à l échelle pilote. Un certain nombre de projets à caractère commercial (< 10) existent aujourd hui dans le monde, liés dans la plupart des cas à l extraction d hydrocarbures, mais des verrous techniques et économiques s opposent à leur diffusion à l échelle industrielle. La pénalité énergétique associée aux procédés de captage et de compression (réduction du rendement de la chaudière de 8 à 10 points) ainsi que l adaptation du dispositif de captage à la variation de charge des centrales peuvent être cités. L enjeu réside également dans la réduction des coûts d investissements liés à l installation d équipements de captage et dans l acceptabilité de ces technologies (1) Les techniques de captage, transport et stockage de carbone (CSC) désignent les procédés visant à séparer le dioxyde de carbone de ses sources d émissions, majoritairement industrielles et énergétiques et à le transporter après purification et compression dans un lieu de stockage où il sera isolé de l atmosphère sur le long terme. Ces procédés concernent non seulement le secteur de production d électricité (centrales thermiques fonctionnant au charbon, au gaz naturel, à la biomasse ou au fuel) mais également des procédés industriels fortement émetteurs de CO 2 (sidérurgie, production de ciment, raffinage et autres). (2) La post-combustion : les fumées résultant de la combustion sont traitées à l'aide de technologies telles que l'absorption, l'adsorption, la séparation membranaire ou la cryogénie afin d'en extraire le CO 2. (3) L oxy-combustion : la combustion est réalisée en absence d'azote afin que les fumées soient riches en CO 2, facilitant sa séparation. (4) Précombustion (Reformage du gaz ou /Gazéification du charbon ou de biomasse couplée à un dispositif de captage du CO 2 ) : le charbon combustible est converti en un gaz de synthèse composé essentiellement d hydrogène et de CO 2. Celui-ci est récupéré, l hydrogène peut ensuite être brûlé pour produire de l électricité6 Commission Energies 2050 et notamment du stockage géologique onshore par les populations. Aucun des procédés n est donc prêt pour un déploiement commercial avant La plupart des interlocuteurs rencontrés repoussaient d ailleurs un déploiement massif du CSC à l après 2030 : la faiblesse du prix du carbone ou l absence de financement du projet de démonstration du CSC dans les anciens gisements gaziers de la Mer du Nord sont autant de facteurs qui expliquent ce délai, alors même que cette technologie est considérée comme clé par de nombreux pays souhaitant réduire leurs émissions de gaz à effet de serre tout en utilisant des ressources comme le gaz ou le charbon. Une fois le CO 2 capturé, il faut le transporter et le stocker. Les solutions existantes pour transporter le CO 2 jusqu au lieu de stockage sont principalement : le transport par canalisations sous forme supercritique ou par bateaux sous forme liquide. Ces techniques de transport sont déjà utilisées aujourd hui de par le monde pour du CO 2 de qualité dite alimentaire ou comme au Canada sur le champ de Weyburn pour des usages EOR 1. Il faut toutefois s assurer que les propriétés des matériaux des canalisations et des réservoirs ne soient pas altérées en présence d impuretés (eau, oxydes d azote, oxydes soufrés..), disposer d une bonne maîtrise de l écoulement des fluides complexes et de moyens de détection fiables des fuites éventuelles pour assurer la sécurité du transport. Une fois acheminé jusqu au site de stockage, le CO 2 est injecté dans un réservoir en profondeur. Trois principaux types de formations géologiques sont à distinguer pour le stockage géologique : des gisements d hydrocarbures en fin de vie, des aquifères salins impropres à toute utilisation agricole, ainsi que des veines de charbon inexploitées où le stockage du CO 2 peut être combiné à la production de gaz. Mais des difficultés persistent. Le stockage devant être efficace pour plusieurs siècles, on doit s assurer de l étanchéité du réservoir sur le long terme ainsi que de son inertie chimique au CO 2. Les risques de fuite vont imposer des contraintes de surveillance sur le long terme. Il faudra s assurer que l environnement est bien préservé (nappe phréatique et microorganismes). Dans ce but, la directive européenne 2009/31/CE transposée en droit français en 2011 établit un cadre juridique pour le stockage géologique pérenne de CO 2, qui soit non nuisible à la santé humaine et à l environnement. L exploration et l exploitation d un site de stockage nécessitent ainsi une caractérisation exhaustive afin de s assurer de son aptitude à accueillir du CO 2 de façon pérenne et sûre, et la mise en place d un plan de surveillance permettant de détecter et de maîtriser des éventuelles fuites. Les difficultés rencontrées en Allemagne dans l établissement d un cadre juridique peuvent être citées comme exemple de l enjeu que représente l acceptabilité des populations. Concernant le coût du stockage, par analogie au stockage de gaz, il est aujourd hui estimé de l ordre de 1 à 20 par tonne de CO 2 selon que le site de stockage est onshore ou offshore. Selon les estimations du BRGM, les aquifères profonds du bassin parisien représenteraient un potentiel théorique de stockage d environ 20 à 30 milliards de tonnes. Néanmoins, ces estimations seront à affiner dans le cadre du déploiement des premiers démonstrateurs. En France, Total a mis en œuvre un projet intégré de démonstrateur de CSC à l échelle pilote à Lacq. Le Fonds Démonstrateurs de l ADEME soutient trois projets dont la mise en place d un démonstrateur de captage en postcombustion sur la centrale à charbon du Havre porté par EDF et Alstom, de nouveaux projets-candidats sont actuellement en instruction dans le cadre des Investissements d Avenir. (1) EOR : Enhanced Oil Recovery7 - Annexe 6 : Technologies : coûts et diffusion ArcelorMittal pilote un projet de mise en place d un démonstrateur de taille industrielle de CSC appliqué à la sidérurgie en Lorraine, en s appuyant sur un consortium de sidérurgistes européens. Le projet fait partie des candidats au «NER 300», fonds européen dans le cadre duquel plusieurs projets de démonstrateurs de grande envergure (> 250 MWe, stockage de 500 kt à 1MT de CO 2 par an) en Angleterre, aux Pays-Bas, en Italie, en Pologne et en Roumanie et au Danemark sont en cours d instruction par les services de la Commission Européenne. Au total, on voit dans le graphique suivant qu au milieu des années 2020 le surcoût associé à la mise en place d un procédé intégré de captage, transport et stockage sur une centrale thermique est évalué entre 20 et 35 /MWh en fonction de la technologie considérée (centrale thermique au charbon, au lignite ou au gaz), le captage représentant la plus grande partie du coût (plus des deux tiers). Le coût correspondant de la tonne de CO 2 évitée varie entre 35 à 90 /tco 2. Selon le niveau de prix du CO 2, investir dans le CSC pour une centrale thermique n'est pas forcément plus économique que de payer les pénalités d'émissions de CO 2. Exemple, pour un prix du CO 2 à partir 35 /tco 2 la centrale au charbon avec CSC est plus compétitive que la centrale au gaz naturel sans CSC. Graphique 4 : Coûts complets des systèmes CSC intégrés à des centrales thermiques de production d électricité, en Europe, post 2020 Source : Zero Emission platform En résumé, le CSC fait figure de filière à fort potentiel de réduction des émissions de CO 2, faisant face à des défis importants de nature économique, technique et sociétale. La feuille de route européenne «Energies 2050» souligne son rôle essentiel dans la décarbonisation de la production électrique à l horizon 2050 quel que soit le scénario retenu, tout en mentionnant comme enjeux prioritaires sa viabilité économique et sa faisabilité sociétale. Une autre possibilité aujourd hui envisagée en complément du CSC est la valorisation du CO 2, à savoir son utilisation en tant que matière première. Le CO 2 est d ores et déjà utilisé aujourd hui soit directement, mais en faibles quantités, dans des procédés industriels spécifiques (production de fluides réfrigérants, solvants, gazéifiant de boissons..), soit transformé pour obtenir des produits chimiques (urée, méthanol, acide salicylique..). Une alternative au CSC serait donc de réussir à valoriser le CO 2 dans des produits à plus forte valeur ajoutée de façon compétitive tout en respectant l environnement. Afin de prouver leur compétitivité, ces voies de conversion font pour8 Commission Energies 2050 l instant l objet de recherches : conversion électrochimique visant à une hydrogénation du CO 2, la conversion catalytique visant d avantage au couplage du CO 2 avec d autres molécules pour conduire à des carbonates organiques (batteries au lithium) ou polycarbonate, la conversion biocatalytique et biologique permettant l utilisation d algues ou d enzymes. Toutefois, le bilan carbone associé aux différentes voies de valorisation du CO 2 mérite d être analysé précisément puisque dans les procédés de valorisation, le CO 2 n est généralement pas stocké de manière pérenne mais recyclé pour d autres utilisations. Les perspectives d évolution des coûts des énergies renouvelables intermittentes sont orientées à la baisse Eolien La technologie éolienne est proche de la maturité et largement diffusée dans le monde avec 200 GW de capacités installés en 2011 dont plus de 6.6 GW en France. Le coût complet varie en général entre 70 et 80 /MWh. Le différentiel de coût est en grande partie dû aux différences géographiques en matière de régime de vent. Aux États- Unis, on peut produire de l électricité pour 50 /MWh car il existe des zones bénéficiant de l équivalent de 3 000h de vent pleine puissance. En Allemagne, on ne bénéficie que de 1 400h en moyenne, pour 2 100h en France. En France, le tarif d achat pour l éolien terrestre est fixé à 82 /MWh hors surcoût lié à l intermittence et au renforcement du réseau. On peut difficilement espérer des gains d apprentissage notables pour une filière qui est déjà mature. Néanmoins, des progrès peuvent encore être faits sur la gestion des parcs et leur intégration au réseau par exemple, et des baisses de coûts peuvent être envisagées par effet d échelle, c est à dire en augmentant la puissance unitaire des éoliennes. On passerait d éoliennes de 2-3 MW à des éoliennes de 5 MW, mais la taille de ces dernières pourrait poser des problèmes d acceptabilité. Aujourd hui c est la seule énergie renouvelable intermittente considérée comme compétitive par rapport aux technologies plus traditionnelles, mais en toute rigueur, il faudrait comparer des coûts complets intégrant les externalités (capacités de back-up nécessaires à la gestion de l intermittence 1, renforcement du réseau..). En comparaison, l éolien en mer, avec seulement 4 GW de capacité installée en 2011 dans le monde, dont aucune en France aujourd hui, présente un fort potentiel de développement sur les plans techniques et économiques. Même si le coût complet en France aujourd hui est bien supérieur au prix du marché de l électricité (180 à 220 /MWh 2 raccordement compris), une diminution de 20 à 25 % est attendue à l horizon Les sources principales de progrès sont à trouver dans la baisse des (1) Selon RTE, les surcoûts liés à l intermittence et au renforcement du réseau en métropole n auront pas d impact pour l éolien terrestre à horizon 2020 en France pour des capacités installées cohérentes avec les objectifs du Grenelle de l environnement, mais des renforcements seront à prévoir pour garantir l accueil des capacités éoliennes offshore à installer d ici Par contre, pour des zones géographiques à plus forte pénétration de l éolien, d une manière générale et tant que les capacités de stockage ne sont pas accessibles économiquement, la variabilité de la production éolienne impose de prévoir des marges de sécurité en termes de puissance installée. (2) Le dépouillement des réponses à l appel d offre de janvier 2012 devrait apporter plus de précisions sur ces chiffres qui sont très sensibles à la localisation et au potentiel en termes de vent, ainsi plus on s éloigne des côtes plus le coût d installation devient important en raison des fondations à construire et du raccordement au réseau terrestre à réaliser, mais à l inverse, le facteur de charge augmente9 - Annexe 6 : Technologies : coûts et diffusion coûts par effet d échelle dans la production des composants, une plus grande fiabilité réduisant la nécessité de maintenance et augmentant la disponibilité, ou encore le développement d une technologie flottante pour les zones plus profondes. L augmentation de la puissance unitaire des éoliennes pourra également être un facteur de réduction des coûts : ainsi, des nouveaux modèles de grandes éoliennes sont en cours de déploiement avec une puissance pouvant aller jusqu à 6 MW et des prototypes de 7, 8 et 10 MW sont annoncés par les constructeurs. Des éoliennes géantes sont également à l étude (10 à 20 MW). Concernant leur raccordement, une fois les câbles offshore des premières fermes installés, les nouvelles fermes peuvent utiliser ces mêmes infrastructures, ce qui permet une mutualisation des coûts de transport et donc une plus grande rentabilité des investissements. Graphique 5 : Réduction de coûts attendu pour l Eolien Offshore (en us$/w installé), en fonction de la distance aux côtes et de la profondeur des fonds Photovoltaïque Km 15 m 60Km 30 m 100Km 45 m Source : Bloomberg Energy Finance Nov 2011 Il existe deux procédés principaux pour transformer l énergie solaire en électricité : les cellules photovoltaïques qui convertissent directement le rayonnement en électricité et les centrales solaires thermodynamiques à concentration qui utilisent la chaleur du rayonnement pour produire de l électricité à l image des centrales thermiques classiques. Le solaire photovoltaïque regroupe différentes technologies : silicium cristallin, couches minces, PV organique. Le silicium cristallin présente des rendements entre 15 et 20 % avec un coût du module dont l objectif est de passer sous les 0,5 /Wc. A noter que le raffinage du silicium consomme beaucoup d électricité et dégrade le bilan carbone de l électricité d origine photovoltaïque si le mix de production d électricité du pays producteur est très carboné. La technologie des couches minces progresse, et l utilisation de moins de matière devrait permettre de diminuer des coûts. En revanche, la performance est moins intéressante puisque les rendements sont plus faibles (de l ordre de 8 à 12 % aujourd hui), mêmes s ils pourraient être améliorés à l avenir (15-17 % en 2030). De plus, cette technologie fait appel à des matériaux10 Commission Energies 2050 toxiques ou stratégiques (terres rares). Le PV organique en est encore au stade de la recherche avec des rendements de 4 à 6 % en laboratoire et une durée de vie très limitée. Le photovoltaïque à fait l objet de politiques de soutien dans de nombreux pays, qui ont eu tendance, récemment, à revoir à la baisse leurs subventions suite aux importantes baisses de coûts enregistrées par les installations ces dernières années. En France, les tarifs d achat pour le photovoltaïque se situent aujourd hui entre 220 et 380 /MWh pour l intégré au bâti 1. Pour les centrales au sol, il existe un tarif à 110 /MWh, complété par un dispositif d appel d offre qui pourrait voir émerger des tarifs plus élevés. Le coût total du système est composé environ pour moitié par le coût du module et pour moitié par le coût des composants du système photovoltaïque à l exception du module (ces composants sont regroupés sous le terme de Balance of System ou BOS et comprennent l onduleur, les supports et fixations, le câblage électrique, les équipements de protection, et le cas échéant les dispositifs de stockage). Bien qu il ait déjà beaucoup baissé par le passé, le coût du module pourrait encore diminuer, c est ce qui est d ailleurs avancé par de nombreux experts et notamment par l AIE. Quelle que soit la filière technologique considérée, on peut espérer des baisses de coûts liés à une baisse des quantités de matériaux utilisées et de leur prix, à une amélioration des rendements et à une amélioration des procédés de production. Par exemple, les progrès escomptés dans la filière silicium cristallin visent notamment à diminuer la quantité de silicium utilisé en réduisant l épaisseur de la cellule, sans pour autant perdre en absorption grâce à l utilisation de réflecteurs en face arrière et plus tard de technologies permettant la rediffusion des photons. Ce qui pourrait en outre augmenter le rendement. On cherche aussi à réduire la consommation énergétique des procédés de purification du silicium et à le temps nécessaire à sa cristallisation, plus on prend le temps et plus la cristallisation est de qualité, il faudrait pouvoir arriver à la même qualité plus rapidement. En outre, pour toutes les technologies, on peut améliorer le rendement en faisant appel à l hétérojonction 2 et la multi-jonctions 3, et en ayant recours aux nanotechnologies pour «piéger» davantage encore les photons. En aval de la filière, les modèles d affaire devraient aussi connaître des progrès significatifs pouvant conduire à une amélioration de la rentabilité. La baisse des prix constatée sur le marché pourrait conduire à un déploiement d autant plus rapide du solaire photovoltaïque. Mais celle-ci ne peut cependant être attribuée entièrement à une phase d apprentissage : les surcapacités actuelles de la Chine perturbent en effet fortement le marché et entraînent d ailleurs la faillite d un certain nombre de producteurs européens, allemands en particulier. On peut se montrer plus prudent concernant les perspectives de réduction du coût du BOS, mais néanmoins certains acteurs envisagent d importants gains liés à des technologies différentes d assemblage ou des optimisations des systèmes électriques (1) Tarifs applicables entre le 1 er janvier et le 31 mars 2012, selon la taille et le type d intégration ainsi que selon le bâtiment d implantation. (2) Jonction de matériaux de natures différentes au sein d une même cellule dans le but d augmenter les rendements. (3) Les cellules multi-jonctions sont constituées de plusieurs couches minces11 - Annexe 6 : Technologies : coûts et diffusion par blocs de modules. L objectif poursuivi étant d arriver à un système (module et BOS) à 1 /W d ici Graphique 6 : Évolution du prix du système, du module et du BOS en fonction du nombre d installations Graphique 7 : Perspectives de réduction de coûts pour le photovoltaïque (en us$/w installé) Utility Commercial Residential Source : Bloomberg Energy Finance Nov12 Commission Energies 2050 Graphique 8 : Perspectives de baisse des coûts pour les centrales au sol ($/W) Other Engineering, procurement & construction Balance of plant Inverter Module Source : Bloomberg Energy Finance Juillet 2011 La notion de rentabilité économique dépend d un contexte qui dépasse largement le simple coût des composants. Ainsi, la rentabilité de l électricité photovoltaïque sur le marché de gros dépend en particulier de la combinaison de facteurs géographiques propices (un fort ensoleillement) avec des conditions de marché favorables (prix de marché élevés aux heures où l électricité d origine photovoltaïque est produite). La CRE estime le coût évité 1 du photovoltaïque en 2009 à 49.1 /MWh. Le coût complet du photovoltaïque en France en est encore très éloigné. C est pourquoi, le photovoltaïque est aujourd hui beaucoup plus intéressant dans des zones comme le sud de l Italie ou la Californie puisqu il y bénéficie d un important ensoleillement et qu il y produit en phase avec une forte demande d électricité liée à l usage intensif de la climatisation. De plus, les surcoûts liés à l intermittence en termes de back-up et de renforcement de réseau ne sont pas pris en compte dans un tel raisonnement. Or l impact sur le réseau des sources de production intermittente n est pas neutre sur le plan financier. ErDF qui en a réalisé l évaluation, estime qu en deçà d un certain seuil, le réseau est tout à fait capable d intégrer la production supplémentaire, mais qu à partir de 5 à 10 GW, il doit être renforcé et les surcoûts de raccordement commencent à être importants. Si le foisonnement des énergies renouvelables permet bien de diluer l impact sur le réseau, l argument doit être nuancé en Europe car le continent est caractérisé par de grandes zones caractérisées par un même climat. Pour 100 GW installés, on aurait seulement quelques GW garantis à la pointe et il faudra donc prévoir des capacités de back-up et/ou des renforcements de réseau et/ou des capacités de stockage en (1) Prix moyen de l électricité aux heures de production des installations photovoltaïques, pondéré par les volumes13 - Annexe 6 : Technologies : coûts et diffusion fonction des coûts relatifs de ces technologies à l horizon considéré et de leur service rendu. Le solaire photovoltaïque à concentration Le solaire photovoltaïque à concentration est une technologie reposant sur la concentration du soleil sur de minuscules cellules photovoltaïques multi-couches à très haut rendement. Jusqu à maintenant le déploiement de cette filière dans le monde est anecdotique mais il pourrait bien s accélérer dans l avenir à condition que certaines percées technologiques se fassent. En France, Soitec a récemment mis en exploitation un site de démonstration de 500 kw à Rians (Var) et Heliotrop a raccordé au réseau un module HCPV (High CPV), sur le site du CEA à Cadarache. Le solaire thermodynamique à concentration Le solaire thermodynamique à concentration concentre le rayonnement solaire grâce à des miroirs ou des réflecteurs dans le but de chauffer un fluide caloporteur qui va être utilisé comme dans une centrale thermique classique pour produire de l électricité. Comme la précédente, cette technologie ne valorise que l ensoleillement direct et par conséquent ne trouve sa légitimité que dans des zones très fortement exposées 1. Le solaire thermodynamique à concentration présente l avantage de fournir une production plus régulière tout au long de la journée, grâce à son inertie thermique importante. En outre, lorsque les systèmes de stockage de l énergie spécifiques seront économiquement rentables, leur couplage avec un dispositif solaire pourrait permettre d en faire une source de production d électricité de base ou semi-base. Cette technologie offre également des perspectives de cogénérationchaleur 2. Pour devenir compétitive, elle devra encore bénéficier de baisses de coûts pour l ensemble de ses composants et également voir baisser ses coûts de maintenance. Son coût au MWh dépend de l'ensoleillement et de la manière dont cette technologie est mise en œuvre, ce qui varie fortement d'une installation à l'autre : le coût actuel serait ainsi compris entre 250 /MWh (AIE 2010) et 450 /MWh (Eurelectric). Le déploiement de cette technologie au nord de l Afrique, si les coûts baissent suffisamment, est une option à envisager même s il convient naturellement d intégrer dans l analyse les coûts liés au développement des interconnexions nécessaires à l acheminement de l électricité en Europe. La rentabilité économique des technologies de stockage d électricité dépend d importantes percées technologiques Avec le développement des énergies renouvelables intermittentes, la problématique du stockage se pose de façon accrue. En outre, le stockage de l énergie permettrait de renforcer la fiabilité et la flexibilité des systèmes énergétiques, de réduire le besoin en capacités de pointe et de fournir d importants services aux réseaux. En cela il serait complémentaire aux efforts de maîtrise de la demande d énergie et au déploiement de réseaux électriques intelligents. (1) Il faut beaucoup de soleil, mais également beaucoup d eau, à cela s ajoute la contrainte liée au nettoyage du miroir et à l emprise au sol. (2) Ainsi que pour le dessalement de l eau de mer dans les régions soumises à un stress hydrique important14 Commission Energies 2050 Grandes familles de technologies de stockage Les solutions de stockage d électricité se divisent en cinq familles : - l énergie mécanique potentielle (barrage hydroélectrique, Station de Transfert d Energie par Pompage ou STEP, STEP en façade maritime, stockage d énergie par air comprimé ou CAES) ; - l énergie mécanique cinétique (volants d inertie) ; - l énergie électrochimique (piles, batteries, condensateurs, vecteur hydrogène, supercapacités) ; - l énergie magnétique (stockage d énergie magnétique par bobine supraconductrice ou Superconducting Magnetic Energy Storage ou SMES) ; - l énergie thermique (chaleur latente ou sensible). Comme illustré sur le graphique ci-dessous, ces familles de technologies ont chacune des caractéristiques techniques différentes (puissance, énergie, réactivité, rendement, auto-décharge, coûts d investissement, densité ), chaque technologie pouvant être utilisée pour une variété d usages. En complément de ces technologies de stockage d électricité qui visent une restitution sous forme d électricité, il est important de noter également qu il est possible de stocker l électricité sous forme thermique pour des usages thermiques (ballons d eau chaude, systèmes de froid). Lorsque les batteries présenteront de longues durées de vie, les véhicules électriques pourront également constituer un moyen de stockage distribué et mobile. Il existe enfin, lorsque l on s affranchit des considérations de coût, des possibilités de stockage offertes par une synergie entre réseaux électriques et réseaux de gaz naturel via les procédés de méthanation par exemple (combinaison d une production d hydrogène, notamment par électrolyse de l eau et d une source de CO 2 pour produire du méthane de synthèse). Graphique 9 : Les technologies de stockage par capacité et temps de décharge Source : ESA15 - Annexe 6 : Technologies : coûts et diffusion Des technologies présentes sur toute la chaîne de valeur La multiplicité des technologies de stockage existantes pour l électricité permet donc de répondre à différents enjeux propres à la place du vecteur dans la consommation d énergie française et ne se limitant pas à l intégration des énergies renouvelables intermittentes. Graphique 10 : Le stockage peut être présent sur toute la chaîne de valeur de l électricité Source : SAFT Sur les marchés de l électricité (arbitrage économique, services de régulation du système électrique), les technologies de stockage de masse avec des durées de décharge de plusieurs heures (stockage hydraulique comme les stations de transfert d énergie par pompage 1 ou STEP ou encore les installations de stockage d air comprimé ou CAES) sont aujourd hui en concurrence avec les turbines à combustion (TAC) et les offres d effacement. Des technologies de capacité comprise entre 100kW et 50MW, très réactives, bénéficiant d un grand nombre de cycles et de bons rendements, avec des durées de décharges de quelques minutes à quelques heures sont très utiles pour une meilleure intégration des sources d énergies intermittentes. De telles technologies (CAES, batteries Li-Ion, Zebra, Na/S, les redox-flow, certaines batteries au plomb) font l objet de nombreux projets de démonstration, avec des perspectives de développement différentes en fonction des efforts de recherche et développement, et d industrialisation. Elles restent néanmoins coûteuses aujourd hui. Le stockage d énergie apporte également de nombreux services aux gestionnaires de réseau pour faire face aux variations brutales de fréquence ou de tension liées aux fluctuations brutales des sources renouvelables intermittentes, mais aussi pour optimiser les investissements de réseau. Ces stockages doivent être de forte (1) Il y a également des STEP inter saisonnières comme Grand-Maison16 Commission Energies 2050 puissance (1 à 100MW), avec beaucoup de cycles, une grande réactivité pour faire face à des durées de charge/décharge courtes (quelques secondes à quelques dizaines de minutes). Les technologies pertinentes pourraient être certaines batteries et super-capacités, les volants d inertie, les SMES (superconducting magnetic energy storage). Plus en aval de la chaîne de valeur, le stockage d électricité est aujourd hui très développé pour certains marchés spécifiques, notamment pour les applications de secours et de continuité d approvisionnement (Uninterruptible Power Systems ou UPS) pour les consommateurs industriels et commerciaux, en complémentarité ou en remplacement de groupes électrogènes. Concernant les consommateurs résidentiels, plusieurs projets de démonstration évaluent aujourd hui des modèles de stockage d énergie agrégés, par exemple au niveau des postes de transformation à l échelle de quartiers, ou des modèles de stockage diffus dans le but de promouvoir l autoconsommation lorsque le stockage est associé à des installations photovoltaïques ou éoliennes de petite capacité. Des puissances allant de quelques kw à quelques MW seraient alors nécessaires, pour des durées de décharges de moins d une heure à quelques heures (Na/S, Zébra, Li-ion, plomb-acide, batteries à circulation ). Ces différentes technologies sont aujourd hui à des degrés de maturité technologique et économique très différents. Graphique 11 : Degré de maturité des différentes technologies de stockage, et caractéristiques en termes de puissance et énergie restituée Source : EDF En fonction des applications visées, certaines technologies sont adaptées au stockage d énergie, tandis que d autres permettent d absorber ou de délivrer de la puissance rapidement (supercapacités, volants d inertie) et seraient plutôt dédiées aux réglages du système électrique. Les technologies sont décrites plus précisément dans17 - Annexe 6 : Technologies : coûts et diffusion la suite de cette partie, en fonction de leur capacité de stockage d énergie en volume (du plus important avec les STEP au moins important avec les SMES et supercapacités). STEP Les STEP représentent en France une puissance installée de 4.3 GW aujourd hui et une production annuelle de l ordre de 6 TWh. On peut également compter la production d usines de type «éclusée» pour 4.2 GW en stockage journalier (les durées de remplissage pouvant varier de 2 à 400h) ou encore celle des usines de lac de barrage (9.1 GW) pour un stockage sur une période beaucoup plus longue. Les STEP sont une technologie de stockage éprouvée, fiable, de bon rendement (environ 75 %) et relativement peu coûteuse, mais les nouveaux sites sont rares en France. Les améliorations techniques de cette technologie consisteraient en une plus grande flexibilité d utilisation, notamment via les systèmes dits à vitesse variable, en l exploitation de nouveaux gisements hydrauliques, comme les STEP en façade maritime (ces dernières pourraient être associées à un parc d éoliennes en mer pour en réguler la production d électricité) et les STEP de très grande chute. Les gains de flexibilité devraient améliorer les retours économiques sans impact majeur sur les coûts d investissements, étant donné que la majeure partie des investissements concerne le génie civil. CAES D une capacité de stockage et d une flexibilité similaire aux STEP, les CAES nécessitent, quant à elles, des sous-sols compatibles avec une caverne de stockage. Le seul site de CAES en Europe se situe à Hunthorf en Allemagne, avec une capacité de 290MW. Ce site construit en 1978 et son équivalent à McIntosh aux États-Unis ont la particularité de nécessiter un apport en gaz naturel pour réchauffer le gaz comprimé en amont de la turbine de détente, ce qui dégrade le rendement (40-50 %) et la compétitivité de la solution par rapport aux STEP notamment. Les sites de démonstration dits de seconde génération, en cours de construction près de New York et en Californie aux États-Unis, visent un rendement de 50 à 55 % en utilisant les dernières technologies disponibles. Les CAES dits adiabatiques offrent une perspective de rendement encore plus élevé (objectif visé de 65 %) à la condition de trouver une technologie adaptée de stockage thermique permettant de restituer la chaleur du gaz comprimé au gaz entrant dans la turbine. Ce sujet fait l'objet de travaux de recherche et constitue le principal verrou technologique des CAES adiabatiques. Le coût d investissement est difficile à estimer étant donné qu il existe peu de sites en fonctionnement dans le monde et que les équipements n ont pas encore bénéficié des optimisations de systèmes liées à une commercialisation plus importante. Le stockage hydropneumatique d énergie est une voie de progrès du stockage à air comprimé permettant d améliorer significativement l efficacité de ce type de stockage et constitue une alternative plus pratique car indépendante des contraintes géographiques et de taille adaptable. Vecteur hydrogène Les systèmes de stockage utilisant l hydrogène combinent aujourd hui un système d électrolyse intermittente et un mix d usages de l hydrogène (conversion électrique via une pile à combustible, injection dans un procédé industriel ou dans des réseaux de gaz naturel, approvisionnement d une station de distribution d hydrogène )18 Commission Energies 2050 L intérêt de ce type de système réside dans la grande flexibilité d usage du vecteur d hydrogène et dans le découplage énergie-puissance. Les puissances envisagées vont de quelques dizaines de kw à plusieurs MW, avec des capacités en énergie, dimensionnées par la taille des réservoirs, de plusieurs heures à plusieurs mois en fonction de l application du système. Pendant leur utilisation, les électrolyseurs et les piles à combustible dégagent de la chaleur (entre 20 et 50 % de l énergie du système selon la technologie), dont la valorisation améliore la rentabilité économique du système. Les systèmes en cours de démonstration, notamment à Berlin, utilisent un système d électrolyse couplé à une pile à combustible. Les recherches en cours visent à créer des modules réversibles, capables de réaliser l électrolyse et l oxydoréduction, pour réduire sensiblement les coûts d investissement qui restent très élevés. Stockage électrochimique Le stockage électrochimique 1 concerne des applications de stockage propres aux réseaux électriques mais aussi des applications pour la mobilité. Il comprend une large gamme de couples d oxydo-réduction qui sont décrits ci-dessous du plus mature au plus amont : - Les technologies plomb-acide sont matures et très utilisées dans les applications de secours et de continuité d approvisionnement (UPS) dans les secteurs industriels et tertiaires. Aujourd hui, les véhicules électriques n utilisent plus ce type d accumulateur pour la traction. Malgré le développement considérable des technologies lithium-ion et nickel hydrure métallique, le faible coût des accumulateurs au plomb conduit les industriels à les utiliser dans de nombreux usages, en particulier pour les véhicules à moteur thermique, équipés ou non d un dispositif de «stop & start», ainsi que pour certaines applications stationnaires. Les nouveaux systèmes, dits plomb-acide avancés, sont en cours de démonstration pour valider leur plus grande durabilité (en nombre de cycles). Ces technologies devraient être commercialement disponibles d ici Les systèmes de batterie à base de Nickel (NiCd et NiMH) 2 sont commercialisés aujourd hui pour les applications industrielles et embarquées, et font l objet de démonstration pour des applications de stockage stationnaire Les batteries nickelhydrure métallique ont une capacité énergétique massique environ deux fois supérieure à celle des accumulateurs au plomb. Elles sont en outre moins polluantes que les Ni-Cd et peu sensibles à l effet mémoire qui, dans leur cas, est aisément réversible. Pour ces raisons, elles sont actuellement le standard de l industrie automobile pour les véhicules électriques hybrides et équipent les Toyota Prius ainsi que les Lexus. - Les systèmes de batteries sodium-soufre (Na/S) sont commercialement disponibles à l heure actuelle avec plus de 4000 cycles. La technologie a prouvé sa fiabilité pour les applications requérant des capacités de l ordre d 1 MW. Son coût est encore élevé mais on peut espérer, dans une certaine mesure, le réduire par effet d échelle. Un démonstrateur est en fonctionnement à la Réunion depuis juillet 2010, il peut restituer 1 MW pendant 7h. (1) Ces technologies sont également décrites dans La voiture de demain : carburants et électricité, rapport de la mission présidée par Jean syrota, août 2011, La Documentation française, (2) La voiture de demain : carburants et électricité, rapport de la mission présidée par Jean syrota, août 2011, La Documentation française, p 51 à19 - Annexe 6 : Technologies : coûts et diffusion - Les accumulateurs lithium-ion (Li-ion) 1 sont devenus majoritaires dans les appareils électroniques grand public (téléphones, ordinateurs portables, etc.) et sont également utilisés dans de très nombreuses applications industrielles. À titre d exemple, ils équipent les satellites mis en place dans le cadre du programme Galileo ainsi que de nombreux drones, ils servent au démarrage de l alimentation de secours de l Airbus A350 XWB ou du chasseur multirôles F-35 Lightning II JSF. L enjeu actuel est de déterminer si ce type de batteries peut permettre le développement du véhicule électrique à un coût raisonnable ou s il n est qu une mode transitoire de quelques années, qui restera marginale par rapport au moteur thermique classique. La mise au point de la batterie lithium air 2 permettrait d obtenir des performances nettement meilleures. Sa mise au point demande cependant des sauts technologiques qui devraient demander plusieurs années, voire dizaines d années. - Les accumulateurs Na/NiCl, dites Zebra, ont été mis au point en 1985 en Afrique du Sud pour des applications stationnaires. Ils se distinguent par l utilisation d un électrolyte en céramique à plus de 250 C. Dotés d une bonne durabilité (supérieure à cycles) et d une bonne densité d énergie (voisine de 120 Wh/kg), ces accumulateurs doivent être équipés d un système de gestion électronique de la charge pour fonctionner au mieux. Ils présentent néanmoins un certain nombre d inconvénients et leur température de fonctionnement en limite l usage pour les transports ; leur puissance spécifique, voisine de 150 W/kg, est pénalisée par la conductivité réduite de la céramique et peut amener à les utiliser en liaison avec un supercondensateur. Ces batteries doivent êtes maintenues en température, ce qui entraîne une décharge journalière de 10 % à 20 %. Leur mise en température prend 24 heures. Ces batteries ont notamment été utilisées dans les transports collectifs (autobus en Italie). - La famille des batteries à circulation, dites redox-flow, englobe plusieurs types tels que celles au vanadium et au zinc-brome (Zn/Br) notamment. Ces deux dernières technologies font l objet de projets de démonstration. D autres technologies encore au stade de recherche et développement incluent les couples fer-chrome (Fe/Cr), hydrogène-brome (H2/Br) et plomb liquide. Dans l ensemble, ces technologies sont assez sûres du fait de leur faible densité d énergie, avec de bons rendements (60-75 %) et une bonne durée de vie annoncée (plus de cycles). Il est à noter que le vanadium est une ressource critique et est toxique. De nombreuses améliorations technologiques font actuellement l objet d importants travaux de recherche. Citons simplement 3 : lithium-ion avancé, zinc-air rechargeable, sodium-ion à électrolyte aqueux, lithium-soufre, lithium-air, métal-air. Le Réseau National du Stockage Electrochimique de l Energie (RS2E) 4 étudie également sur la possibilité d utiliser à plus long terme des matériaux organiques naturels pour mettre au point de nouvelles batteries. Les baisses de coûts attendues seront également conditionnées par l évolution des coûts des matières premières. Volants d inertie Les volants d inertie sont des technologies de stockage de puissance pour de courtes durées (jusqu à une heure). Les systèmes de 1 kwh à plusieurs centaines de kwh sont (1) Ibidem, pages 66 à 87 et 229 à 273. (2) Ibidem, pages 82 à 86. (3) Ibidem, pages 76 à 87. (4) Armand M. et Tarascon J.-M. (2008), «Building better batteries», Nature, 451, p20 Commission Energies 2050 commercialisés pour des applications de continuité d approvisionnement (UPS) sur les sites industriels et tertiaires. La technologie est caractérisée par un taux de maintenance très faible, et un très bon rendement de conversion. Les travaux de développement en cours visent à augmenter le rendement et à réduire le taux d autodécharge. Des projets de démonstration de plusieurs MW sont en cours de construction, notamment aux États-Unis, pour valider les applications de régulation de fréquence. SMES et supercapacités En ce qui concerne les technologies de stockage pour les réseaux électriques, les bobines supraconductrices ou SMES fournissent une réponse rapide et présentent une grande efficacité de conversion d énergie, permettant la stabilisation en fréquence ou en tension du réseau de façon ponctuelle. Mais c est une technologie au stade de la démonstration. Les supercapacités sont, quant à elles, caractérisées par une forte densité de puissance ( W/kg) mais par une faible quantité d énergie et des temps de décharge courts (quelques secondes à quelques minutes) et un nombre quasiment illimité de cycle. Des perspectives de réduction des coûts existent notamment liées aux matériaux utilisés. Coûts des technologies de stockage Graphique 12 : Coûts actuels d investissement par technologie ( /kw) Source : Ademe Montrer encore
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