Som vi så i forrige innlegg, er det foreløpig ingen forskjell som kan anses som virkelig avgjørende mellom produksjonskostnadene (LCOE) til de forskjellige kildene som er i stand til å produsere elektrisitet: de er alle i relativt nære områder. Fra dette synspunktet er det snarere betingelsene for gjennomføringen som bør være diskriminerende.
Økonomisk sett gjøres differensieringen mellom kilder andre steder, i «systemkostnader», som i tillegg til produksjonskostnader inkluderer transport- og distribusjonskostnader -nettverkskostnader- men også de som er knyttet til installasjon av fleksibilitetskapasiteter, som er avgjørende når EnR-forholdet blir betydelig. Det er imidlertid i viktigheten av disse «systemkostnadene» hvor hovedinnsatsen står på spill; dette viser RTE-simuleringene.
«Energy Futures 2050»-øvelsen publisert i oktober 2020 av RTE er utvilsomt den mest komplette simuleringen som er utført til dags dato på Frankrike; Resultatet av flere måneders konsultasjon med de viktigste «aktørene» i debatten, de resulterende scenariene og variantene gir detaljert informasjon om de mest forskjellige aspektene som står på spill.[1].
For det som holder meg her, vil jeg bare gå tilbake til dette generelle resultatet: den årlige kostnaden for systemet er en omvendt funksjon av andelen kjernekraft, jo lavere jo høyere plass kjernekraft har i blandingen; det samme gjelder den totale investeringskostnaden over perioden 2020-2060, som varierer i samme retning og av samme årsaker. Det skal i forbifarten bemerkes at det dyreste scenariet for fellesskapet er at (M1) på 100 % EnRi i 2060 som mobiliserer mye «små solenergi», kostnadene jeg understreket i mitt forrige innlegg.
Kostnadene for det elektriske systemet i TEN-scenariene
Disse resultatene fortjener absolutt en dobbel kommentar; den første refererer til kostnadene ved nettverket(e), den andre til kostnadene forbundet med behovet for å installere ekstra fleksibilitetsfunksjoner.
Jeg vil ikke insistere for mye på førstnevnte, bortsett fra å understreke (eller huske) at de i dag representerer nesten like mye som produksjons- og at den massive introduksjonen av EnRi i miksen fører til nettverk av dype og kostbare transformasjoner.[2]. Det er to hovedårsaker til dette:
- (over)effekten installert på grunn av de lave belastningsfaktorene til EnRi[3]som gjør det nødvendig å styrke nettverkene,
- inversjonen av sirkulasjonsretningen til nettverkene mellom transport og distribusjon på grunn av den desentraliserte karakteren til EnRi, som er grunnen til at de i hovedsak er koblet til Enedis distribusjonsnettverk; For å evakuere overskuddsproduksjon, slik at strømmen av elektrisitet kan gå opp fra RTEs svært høyspente overføringsnett til svært høy spenning, vil det være nødvendig å modifisere «kildestasjonene» og gradvis konvertere dem til «toveis».
Dette alene kan allerede utgjøre en forskjell, men med scenarier der alle beholder betydelige andeler av EnRi (fra 100 % til 50 %), er behovet for å skreddersy nettverk til deres behov alltid til stede, uansett scenarie som undersøkes. . Forskjellen mellom det ene og det andre reduseres dermed, men i alle tilfeller vil dette øke strømkostnaden for brukeren.
Det samme gjelder absolutt ikke kostnadene ved fleksibilitet, som varierer betydelig på tvers av scenarier; det er til syvende og sist det som utgjør forskjellen.
Som vi vet, er EnRi variable, intermitterende og deres elektrisitet -særlig på grunn av kjøpsplikten – er økonomisk et «dødelig produkt»; derfor lider de og kan ikke kontrolleres. Problemet er at når det gjelder det elektriske systemet, er begrensningen med å balansere tilbud og etterspørsel ekstrem og umiddelbar; det er faktisk et spørsmål om elektroner som transporteres med lysets hastighet og om frekvens- og spenningsbegrensninger som gir svært begrensede variasjonsmarginer, både i volum og i tid. Siden elektrisitet ikke kan lagres, må produksjonen til enhver tid, -både i mengde og frekvens-, være lik etterspørselen. Denne permanente justeringen er den fremtredende rollen til TSOene, overføringssystemoperatørene, RTE i Frankrike. For å gjennomføres må det ha andre kilder enn EnRi: import via sammenkoblinger, eller kontrollerbare kilder kjent som «back up», som kan startes eller justeres når som helst: hydrauliske, kjernefysiske eller fossile karbonkilder. Det er ingen flukt fra dette. Kjernekraft er en (relativt) kontrollerbar kilde, i mangel av å ty til den er det ingen igjen, bortsett fra hydraulikk.[4]– enn de eneste kildene til fossilt karbon.
En god(?) illustrasjon[5] [6] av denne virkeligheten er situasjonen der den tyske Energiewende befinner seg konkret i det øyeblikket dette skrives…
?
Denne fredag morgen, 20. januar, er en antisyklon godt installert over Europa; det er kaldt i Tyskland og et relativt stort strømforbruk (71 GW), produksjonen genererer 685g. av CO2/kWh, like mye som i gamle dager i DDR, like mye som Polen!!! Alt for det…
Som kartet viser, betyr antisyklon faktisk ingen vind, så de 66 GW installert vindkraft (mer enn den franske atomflåten) gir dem reelle 4,6 GW, det vil si mindre enn… 7 % av kraften deres; Det samme gjelder solcelleenergi, som gir 1,25 GW for hver 65 GW installert, det vil si mindre enn 2 % av kapasiteten! Derfor er det nødvendig at sikkerhetskopieringen starter; Tysk hydraulikk er svært begrenset på grunn av mangel på kjernekraft og utilstrekkelig tilførsel av gass.[7]Så det er kull og brunkull…
Så vi ser at det er langt fra å være slik Lepage ønsker en av de dyreste energiene Atomkraft er, til tross for EPRs alvorlige uhell, en økonomisk bærekraftig og karbonfri ressurs. Dens «belastningsfølgende» sekundære bruk, det vil si at produksjonen tilpasser seg øyeblikkets behov, gjør det også mulig å spare på de ekstra fleksible kildene som EnRi krever. Komplementære kilder, både svært dyre og fremfor alt svært karbonintensive.
Tiden er inne for å sette spørsmålstegn ved fastlåsningene til den tyske Energiewende og trekke konsekvensene for energipolitikken. Kort sagt, det er på tide å ta på alvor nødvendigheten av energiavkarbonisering.
[1] Selv om hovedresultatene av denne øvelsen ble publisert i oktober 2020, tok publiseringen av de detaljerte resultatene flere måneder. Totalt resulterte «Energy Futures 2050», tilgjengelig online på RTE-nettstedet, i publisering av rundt femten kapitler (miljø, økonomi, scenarier, samfunnsanalyse, etc.); Jeg trekker her mer spesifikt på kapittel 11 «Økonomisk analyse».
[2] Etter å ha publisert mine detaljerte analyser om emnet i ATTAC-gjennomgangen, henviser jeg den interesserte leseren til den; sehttps://france.attac.org/nos-publications/les-possibles/numero-29-automne-2021/dossier-l-energie-dans-la-transition-ecologique/article/trois-regards-pour-une- overgang
[3] På dette punkt jfr. mitt forrige innlegg
[4] Jeg vil nok en gang understreke hvor viktig og avgjørende denne bruken av vannkraft kan være i visse tilfeller, som eksemplene fra Norge (93 % av elektrisitetsmiksen) og i mindre grad Sveits, Østerrike og Sverige viser.
[5] Jeg bruker skjermbilder her fra kartappene Windy og Electricity, som jeg ikke kan anbefale høyt nok til den interesserte leseren.
[6] Vi ser i forbifarten at installasjon av høytrykk på kontinentet også er synonymt med mistral og tramontana, noe som understreker interessen for å installere offshore (flytende) vindparker i Gulf of Lion.
[7] Av de 65 GW installert gasskapasitet i Tyskland, om morgenen 20. januar, var produksjonen bare 12,3 GW…
Sosiale medier-narkoman. Frilanstenker. Hipstervennlig alkoholfan. Popkulturnerd
