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La compétitivité économique de différents moyens de production électrique est généralement comparée sur la base de leur LCOE (« Levelized Cost of Energy »). Le LCOE représente le coût complet de l’électricité produite sur la durée de vie de l’équipement qui la produit. Bien que cet indicateur soit très largement utilisé, il est peu signifiant pour comparer les sources d’électricité non pilotables et intermittentes (production d’électricité éolienne ou solaire photovoltaïque notamment) à des sources pilotables (ou encore « dispatchables » : turbines à gaz, nucléaire, barrage hydraulique, …) car ces sources ne rendent pas un service équivalent au système électrique. A titre d’exemple, il est possible de moduler la production d’une turbine à gaz pour l’ajuster à la demande alors que la production d’un kWh à partir d’une éolienne n’est pas toujours garantie (et modulable uniquement à la baisse) puisqu’elle dépend des conditions météorologiques : ces kWh ont donc une valeur différente pour le système car ils ne participent pas de la même manière à l’équilibre offre - demande. En effet, un système électrique ne reposant que sur des énergies non pilotables ne pourrait pas garantir l’équilibre du système vis-à-vis d’une demande elle-même variable sans avoir recours à des instruments de flexibilité (capacités de stockage ou production pilotable).
Si l’enjeu d’équilibrage de la production intermittente est aujourd’hui limité en France, il deviendra primordial à horizon 2050 en raison de la forte pénétration prévisionnelle des nouvelles énergies renouvelables. L’objectif de nos analyses est donc double :
Dans un premier temps, estimer le coût de la flexibilité à horizon 2050 pour le système électrique en fonction des instruments de flexibilité utilisés. Pour ce faire, nous avons quantifié le coût complet (en €/MWh) d’un système électrique 100% décarboné (avec et sans nucléaire) en fonction de différents scénarios d’instruments de flexibilité mis en œuvre.
Dans un second temps, estimer le « coût complet réel » (en €/MWh) des filières de production EnR non pilotables, en leur allouant les coûts des instruments de flexibilité requis pour palier à leur intermittence (dans ce même cas de figure d’un scénario de système électrique 100% décarboné à horizon 2050).
Trois instruments de flexibilité ont ainsi été étudiés : deux filières de stockage (batterie et hydrogène) et un instrument de flexibilité par production renouvelable pilotable (turbine à gaz utilisant du biométhane : le biomethane-to-power).
L’analyse des résultats permet ainsi d’estimer la place des filières « gaz renouvelable » - biométhane et hydrogène - dans le mix électrique à horizon 2050, que ce soit en remplacement des filières renouvelables intermittentes ou en complément.
Le papier est disponible à cette adresse : lien de téléchargement
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