Les décideurs doivent comprendre que les coûts systémiques des énergies renouvelables variables ( ERV) nécessitent l 'inclusion du nucléaire et de l'hydroélectricité en tant que principales options de production à faible émission de carbone dans un mix d'électricité propre. Les représentants de l 'Agence internationale de l'énergie ( AIE) et de l'Agence pour l'énergie nucléaire ( AEN) de l'OCDE ont déclaré aux délégués du Symposium 2019 de l'Association nucléaire mondiale à Londres la semaine dernière que la question des coûts du système n'était plus une nouveauté, mais un sujet de plus en plus important dans la lutte contre le changement climatique.
Brent Wanner ( Image : Association nucléaire mondiale)
Brent Wanner, responsable de l 'analyse de la production d'énergie de l'AIE, a décrit les conclusions de son rapport Nuclear Power in a Clean Energy System publié en mai.
« L 'AIE est une agence de tous les carburants, toutes les technologies, ce qui signifie que nous n'avons pas un cheval dans la course », a déclaré Wanner. "Mais il y a beaucoup de désinformation là-bas et si vous demandez à un public général quelle est la contribution de l 'énergie nucléaire est, ils ne seraient pas près du bon nombre."
Sama Bilbao y León, responsable du développement de la technologie nucléaire et de l 'économie de l'AEN, a présenté les conclusions de son rapport intitulé The Costs of Decarbonisation : System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables publié en janvier.
"Tous les combustibles à faible teneur en carbone seront nécessaires pour aider à atteindre les objectifs climatiques, mais les coûts du système des énergies renouvelables doivent être pris en compte s 'il doit y avoir des règles du jeu équitables pour l'énergie nucléaire", a-t-elle déclaré. "Et les marchés doivent être conçus de manière à envoyer des signaux pour encourager les investisseurs à investir dans des sources d 'énergie à faible émission de carbone."
Staffan Qvist, directeur de Qvist Consulting, les a rejoints avec le message sur les coûts du système. Il vient de terminer une étude sur le système d 'électricité suédois - " l'un des pays les plus faciles au monde à passer à une énergie 100% renouvelable en raison de son secteur hydroélectrique fort" - qui conclut que l'énergie nucléaire reste une partie intégrante des systèmes les moins coûteux ( aux côtés des énergies renouvelables comme l'hydroélectricité et l'énergie éolienne) et qu'il est nécessaire de concevoir un marché qui reflète les attributs de l'énergie nucléaire en ce qui concerne les coûts du système.
"Avec l 'argument du coût du système établi, il faut alors une conception du marché qui permette aux producteurs d'électricité à faible émission de carbone un retour sur investissement, et des politiques pour réduire le coût moyen pondéré du capital [ CMPC] dans les nouveaux projets nucléaires", a-t-il déclaré, ajoutant qu'un exemple potentiel efficace de cela pourrait être le modèle de base d'actifs réglementés ( RAB) proposé par le Royaume-Uni.
Quels sont les coûts du système ?
Dans son rapport, l 'AEN affirme que la notion de coûts du système - selon laquelle, en présence d'une production d'électricité incertaine et variable, les coûts totaux sont supérieurs à la somme des coûts au niveau de l'installation calculés selon la méthode du coût de l'électricité nivelé - est jusqu'à présent " quelque peu nouvelle". Avec son agence sœur, l 'AIE, elle a appris que dans les systèmes électriques de l'avenir, toutes les options de production à faible émission de carbone disponibles - énergie nucléaire, énergie éolienne, énergie solaire photovoltaïque, hydroélectricité et, peut-être un jour, combustibles fossiles avec capture, utilisation et séquestration du carbone - devront travailler ensemble afin de permettre aux pays d'atteindre leurs objectifs environnementaux de manière rentable.
Toutefois, les ERV ne sont pas encore pleinement concurrentiels avec l 'énergie nucléaire sur le plan des coûts du système. Un système économique à faible émission de carbone consisterait donc probablement en une part importante de sources d 'énergie renouvelables, une part au moins aussi importante de technologies sans émission de carbone telles que l'énergie nucléaire et l'hydroélectricité, et une quantité résiduelle de capacité alimentée au gaz pour offrir une certaine flexibilité supplémentaire parallèlement au stockage, à la gestion de la demande et à l'expansion des interconnexions.
Pleins feux sur le nucléaire
Wanner a noté que l 'énergie nucléaire fournit 10% de la production mondiale d'électricité et est la deuxième plus grande source d'électricité à faible teneur en carbone dans le monde aujourd'hui, après l'hydroélectricité. Sa part est supérieure à celle de l 'énergie éolienne, de la bioénergie et de l'énergie solaire combinées. L 'utilisation de l'énergie nucléaire au cours des 50 dernières années a évité l'émission de 60 gigatonnes de CO2, a-t-il déclaré, ajoutant que, sans nucléaire, les émissions de CO2 auraient été 20% plus élevées.
"De nombreuses centrales nucléaires dans les économies avancées sont confrontées à la retraite alors qu 'elles approchent de la fin de leur durée de vie initiale de 40 ans. Les prolongements de la durée de vie de l 'énergie nucléaire sont compétitifs sur le plan des coûts par rapport aux nouvelles énergies solaire et éolienne, et constituent une source d'électricité propre distribuable. Une extension de la durée de vie coûte un peu plus de 1 milliard de dollars par gigawatt pour s 'étendre sur 20 ans et donne un coût nivelé d'environ 50 dollars par mégawattheure, ce qui aux États-Unis est très similaire à la nouvelle capacité alimentée au gaz. Il y a un cas encore plus fort dans l 'Union européenne et au Japon. Nous devrions profiter de cette source d 'électricité verte à faible coût », a-t-il déclaré.
Sans prolongations supplémentaires de la durée de vie ou de nouveaux projets, la capacité nucléaire dans les économies avancées diminuerait des deux tiers d 'ici 2040, a-t-il déclaré. « Nous devons sensibiliser les décideurs politiques au risque potentiel qu 'il y a s'il y a complaisance et si le nucléaire est laissé en dehors du groupe des solutions à faible émission de carbone. »
Les conséquences de la décroissance de l 'énergie nucléaire dans les économies avancées sont, a-t-il déclaré, des factures plus élevées pour les consommateurs ( jusqu'à 15% d'ici 2030 et 30% d'ici 2040 dans les pays qui dépendent le plus de l'énergie nucléaire) et des émissions de CO2 plus élevées ( au cours des deux prochaines décennies, il y aurait 4 milliards de tonnes supplémentaires provenant de la production d'électricité).
Bilbao y León a souligné l 'absence de progrès dans la transition vers l'énergie propre. « Les sources d 'énergie à faible émission de carbone ont fourni 36% de la production d'électricité l'an dernier, ce qui est exactement le même qu'il y a 20 ans et ce, malgré le fait que nous avons tous l'impression que la production propre est en croissance. C'est parce que nous avons laissé notre parc nucléaire décliner », a-t-elle déclaré.
L 'accord de Paris sur le climat implique un objectif de 50 gCO2 / kWh, a-t-elle noté, qui vise à maintenir l'augmentation de la température moyenne mondiale bien en dessous de 2 degrés. < < L 'intensité actuelle en carbone de l'électricité est de 570 g de CO2 / kWh et l'objectif est de 50 g de CO2 / kWh ou moins. C 'est un énorme défi », a-t-elle déclaré. « L 'électricité contribue pour 40% aux émissions mondiales de CO2 et jouera un rôle clé. Les émissions réelles de l 'électricité devront diminuer de 73% à l'échelle mondiale et de 65% dans les pays de l'OCDE.
Le coût réel de l 'électricité devrait refléter non seulement les coûts de production au niveau de l'usine, tels que le béton, l'acier, le carburant et les ressources humaines pour les centrales électriques, mais aussi les coûts du système au niveau du réseau, qui sont les coûts que différentes formes de production imposent au système pour amener l'électricité au client, ainsi que les coûts sociaux et environnementaux, tels que les émissions, la qualité de l'air et la sécurité d'approvisionnement, a-t-elle déclaré.
"Les coûts totaux du système sont la somme des coûts de production au niveau de l 'usine et des coûts du système au niveau du réseau et sont principalement dus aux caractéristiques intrinsèques à la production variable", a-t-elle déclaré. « Notre étude montre que sur les futurs marchés de l 'énergie, nous allons assister à une forte pénétration des sources d'énergie renouvelables et que nos systèmes deviendront prohibitivement inefficaces. »
Sama Bilbao y León ( Image : Association Nucléaire Mondiale)
C 'est toujours nucléaire
Qvist doit publier une nouvelle étude complète plus tard cet automne sur les futures options de système électrique à faible émission de carbone pour la Suède. Selon l 'agence gouvernementale Statistics Sweden, l'énergie nucléaire était le plus grand producteur d'électricité en 2018 avec 66 TWh, suivie de l'hydroélectricité ( 61 TWh) et de l'énergie éolienne ( 17 TWh).
Le pays compte huit réacteurs nucléaires, mais en 2015, les décisions du gouvernement de lever une taxe antinucléaire ciblée ont incité les services publics à fermer quatre réacteurs d 'ici la fin de 2020, dont deux sont déjà en cours de déclassement. La taxe antinucléaire a depuis été supprimée et, en conséquence, la société d 'État Vattenfall ferme deux réacteurs qui sont actuellement rentables, a déclaré Qvist.
« Nous sommes en train de démanteler de 25 à 35 euros par mégawattheure de capacité ferme et de construire de 40 à 50 euros par mégawattheure de production variable. Le fait que la Suède n 'explore pas à fond les options qui permettraient à Vattenfall d'investir dans l'exploitation à long terme de ces réacteurs est un échec politique et nous devons y remédier. "
Staffan Qvist ( Image : Association nucléaire mondiale)
L 'étude de Qvist identifie le mélange de production optimal en termes de coûts avec 20 options différentes de technologie de production et de stockage et des contraintes sur les émissions. Il utilise une version modifiée et élargie du code GenX élaboré par la setts Institute of Technology Energy Initiative et utilisé dans la modélisation pour le rapport The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World, qui a été publié en septembre de l 'année dernière. Les systèmes les plus rentables comprennent toutes les opérations à long terme possibles de l 'énergie nucléaire existante avec toutes les variations d'intrants examinées, a déclaré Qvist.
"Si vous utilisez une très grande variation d 'entrée de la façon dont l'énergie solaire peut devenir bon marché, comment l'énergie éolienne bon marché, les batteries, le stockage d'hydrogène, la flexibilité de la demande, quoi que ce soit, il dit toujours" continuer à investir dans le nucléaire existant". S 'il le fait dans l'un des systèmes les plus faciles à passer à 100% d'énergies renouvelables, il le fera probablement dans tous les autres systèmes que nous pourrions jamais examiner. Il opte toujours pour une exploitation à long terme », a-t-il déclaré. « Il est donc nécessaire de proposer une conception du marché qui reflète cet attribut de l 'énergie nucléaire en ce qui concerne les coûts du système. »
Sur la nouvelle construction nucléaire, il a déclaré : « Avec l 'argument du coût du système et la logique établie, nous devons suggérer des politiques pour abaisser le coût moyen pondéré du capital. Le modèle de base d 'actifs réglementés pourrait s'avérer être une voie à suivre dans ce domaine … À faible CMPC, le nouveau nucléaire prend une part significative du système de coût total le plus bas dans presque tous les marchés. "
Modèle RAB
La consultation publique du gouvernement britannique sur son évaluation d 'un modèle RAB se termine le 14 octobre. L 'examen vise à réduire le coût des nouveaux projets de centrales nucléaires en obligeant les consommateurs à payer à l'avance sur leurs factures d'énergie. Il est urgent de trouver une solution car l 'énergie nucléaire est considérée comme un élément essentiel de l'engagement du gouvernement à réduire les émissions de carbone du pays à zéro d'ici 2050. Sept des huit centrales nucléaires existantes du Royaume-Uni devraient être retirées d'ici 2030.
Chris Bowbrick, directeur adjoint de la politique de production nucléaire au ministère britannique des affaires, de l 'énergie et de la stratégie industrielle, a déclaré qu'il y avait eu beaucoup d'intérêt pour l'examen, y compris de l'étranger.
Chris Bowbrick ( Image : Association nucléaire mondiale)
"Il y a un réel air d 'optimisme", a-t-il dit. « Nous avons reçu de très bons commentaires à l 'échelle internationale ; De collègues qui examinent ce que fait le Royaume-Uni et s 'il s'agit d'une solution qui peut être déployée dans le monde entier. "La consultation a également suscité l 'intérêt de" pas les types typiques d'investisseurs que vous associeriez normalement à des projets nucléaires", a-t-il ajouté.
Le modèle RAB ne s 'appliquerait pas à Hinkley Point C, qui est actuellement en construction par EDF Energy à Somerset, en Angleterre, mais s'appliquerait aux centrales futures. Jusqu 'à cinq nouveaux projets de construction ont été planifiés par EDF Energy et China General Nuclear ; NuGeneration ( NuGen) ; Et Horizon Nuclear Power.
En novembre de l 'année dernière, Toshiba Corp a annoncé qu'elle abandonnait son projet de nouvelle construction nucléaire à Moorside et qu'elle liquiderait sa filiale chargée de la gestion du projet, NuGen. La propriété du site de Moorside est revenue à la Nuclear Decommissioning Authority. Bowbrick a déclaré au Symposium 2019 de la semaine dernière que le gouvernement « réfléchit à ce que nous voulons faire de ce site et nous prendrons une décision à ce sujet en temps opportun ».
Au début de l 'année, les projets de nouvelle construction d'Horizon ont été suspendus même si la filiale britannique de la société japonaise Hitachi avait fait des progrès substantiels dans ses plans visant à fournir au moins 5,4 GWe de nouvelle capacité sur deux sites - Wylfa Newydd, dans le nord du pays de Galles, et Oldbury-on-Severn, dans le sud-ouest de l'Angleterre - en déployant les réacteurs à eau bouillante avancés d'Hitachi-GE au Royaume-Uni.
Bowbrick a déclaré que d 'autres sites destinés au développement de centrales nucléaires, à l'exception de Moorside, mais y compris Wylfa Newydd et Oldbury, sont toujours la propriété de leurs développeurs.
