Comparaison de quatre systèmes pour générer de l'électricité.

      Les données pour recalculer le tableau à l'origine de ce dessin se trouvent ici. On peut ainsi mesurer l'effet de différentes politiques énergétiques.

     Le texte ci-contre décrit le mode de calcul  et explique d'où viennent les données.

Explication d'un calcul comparatif du prix de 4 types d'énergies

      Quatre systèmes sont comparés dans le graphique suivant. Ils fournissent du courant de base (nucléaire) ou du courant à la demande (autres systèmes). Les calculs sont faits pour des générateurs de un MW. (Coûts en million d'euros).

       Les parcs éoliens ne peuvent pas fonctionner seuls, ils ont besoin de backup, normalement fourni par des turbines à gaz (à démarrage et arrêt rapide mais à faible rendement) ou par des TGV, utilisées en mode cyclique (puissance variable mais rendement plus faible que pour un fonctionnement régulier).

 

      Pour comparer les systèmes, l'indice 100 est attribué aux TGV.

     

      L’investissement pour construire une centrale de génération électrique est financé par des prêts. Ce capital inclut la provision pour démontage. Il est ici de 1,5 M€/MW pour des parcs éolien et de 5 M€/MW pour des centrales nucléaires (c'est à dire de 8G€ pour un EPR de 1,6 GW). Le paiement annuel inclut les entretiens généraux. Le photovoltaïque est très déficitaire et n’est pas inclus ici.

      Le taux d’intérêt du prêt est décomposé en deux parties. L’une est due à l’inflation, disons 3 % par an. L’autre est due aux intérêts que reçoivent les prêteurs pour leur service, disons 4 %/an. (On considère que des prêts garantis par l’État sont peu risqués). Le total est l’intérêt nominal du prêt, soit 7 % ici. 

      La fonction Excel PMT donne le paiement annuel pour un placement sur une durée de vie donnée (15 ans pour les éoliennes, 60 ans pour le nucléaire) pour un intérêt à coût constant (ici 4 %, ce qui donne 7% en prix courants).

       Les dépenses pour le combustible dépendent d’un index général qui compare le prix des carburants (fossile ou nucléaire) avec le prix du capital. Cet index arbitraire est calculé pour les prix actuels, puis corrigé par un facteur (ici 1,3) qui permet de visualiser l'effet d'une augmentation du prix du gaz. Dans ce tableau, le prix de la solution mixte (éolien + backup au gaz) reste supérieur à celui d’une centrale TGV tant que ce rapport est inférieur à 3,5, c'est à dire tant que le prix actuel du gaz n'a pas triplé par rapport au prix des équipements.

      Aux États-Unis, le fracking a permis de diminuer le prix du gaz, devenu 3 fois moins cher. Ce faible prix ne rend pas les éoliennes plus rentables que les TGV car le prix de revient des TGV diminue. On ne sait pas si cet écart de prix sera stable et si le prix du gaz naturel ne va pas se rapprocher du prix du pétrole (à calories égales) puisque les utilisations du gaz naturel en chimie et en chauffage augmentent. Pour le moment, le gaz est préféré au nucléaire aux Etats-Unis car l'investissement est plus faible.

       Pour trouver la quantité de combustible consommé, on divise le combustible consommé à plein rendement pendant la période théorique à pleine puissance par le rendement moyen. On multiplie par l’index pour trouver le coût réel du combustible.

      Le prix du combustible inclut les coûts depuis l'exploitation minière à l’élimination des déchets (important pour le nucléaire), les primes d’assurance et la part des coûts d’entretien en rapport avec la consommation.

       Les coûts sont calculés pour chaque système autonome. Pour les systèmes mixtes (éolien + backup), les coûts des deux parties sont additionnés. Les autorités n'ont toujours pas publié quel était la réduction du rendement des TGV en régime intermittent (ici de 50% à 45%), probablement car cet effet est encore plus dévastateur.

                 

     D’une part, les centrales de backup sont utilisées pendant un  pourcentage du temps plus réduit que les centrales TGV seules. D’autre part, le rendement est réduit pour des utilisations cycliques par intermittence, ce qui entraîne que les coûts sont plus élevés pour des TGV en backup que pour des TGV assurant seules la demande.

On peut changer différentes données pour comparer les systèmes :

• Facteur de charge (ici 17,5% comme en Wallonie avec des appareils cohérents pour mesurer simultanément la puissance maximum et la production)
• Le facteur de charge va jusqu'à 30% pour certains parcs offshore et les rendements du backup sont un peu meilleurs car la régularité du vent y est meilleure.
• Taux d’intérêt à coût constant.
• Investissement par MW pour chaque système
• Rendement en marche régulière ou intermittente (30% pour le nucléaire, 35% pour le charbon, de 35 à 50% pour les turbines à gaz et les TGV, en fonction de l'irrégularité de la production)
• Index des prix de chaque combustible et influence de taxes spéciales (sur le CO2 pour le charbon).

       Pour mesurer les profits, il faut tenir compte des subsides, des taxes, du « Feed-in tariff » (110 à 125€/MWh). Pour les pays utilisant des certificats verts, il faut estimer le prix moyen de vente de l’électricité intermittente sur le marché local (fourniture promise 24 heures à l’avance, amendes pour défaut de fourniture d’une production annoncée, pourcentage de défauts de livraison).

      Quand on compare le prix du système mixte (éolien + backup, P=385) avec les prix basés sur le charbon (217), sur le nucléaire (219) ou sur le gaz (279), on comprend que les lobbies éoliens n’aient jamais pu démontrer que l’éolien ait un avantage puisqu'il est 38% plus cher qu’un système au gaz et 75% plus cher que le charbon ou le nucléaire. Des calculs plus détaillés ne font qu’augmenter les différences car l'intermittence diminue les rendements du support en backup, réduit les temps de production réelle, et augmente les prix du transport de l'énergie renouvelable et des systèmes de régulation électrique. Les parcs éoliens diminuent la valeur des maisons et des terrains à bâtir à moins de 5 km, ce qui contribue à ruiner les Wallons pour enrichir les promoteurs éoliens et satisfaire les dogmes injustifiables des écolos.

      Les achats de gaz naturel sont compensés par des exportations de fabrications belges en Algérie, en Russie et au Qatar, lesquelles augmentent significativement l'activité industrielle en Europe et produisent plus d'emplois durables que l'industrie verte, laquelle n'est pas rentable si on n'y ajoute pas des subsides. 

     L'Europe vante l'idée que l'éolien emploie des ressources locales alors que le gaz est exporté, ce qui améliorerait l'emploi en Europe, fabricant d'éoliennes. Cet avantage est déjà pris en compte par des subsides pour les industries qui créent de l'emploi. L'éolien augmente indirectement l'utilisation de gaz exporté au lieu de charbon local ou de nucléaire (qui produisent de meilleurs emplois car ils ont besoin des compétences supérieures des Belges).

    L'argument d'emplois locaux est diminué quand les Chinois fournissent un grand nombre de pièces pour les éoliennes (terres rares, pales, pièces usinées). Les calculs économiques sont faussés dès qu'ils utilisent plusieurs fois l'argument de l'emploi local, ce qui est souvent le cas dans les médias et dans les discours des politiciens et des économistes nationaux.

      Les prix pour les clients incluent les coûts de réseau: Coût du transport à haut voltage (70 MV et plus) et coûts de distribution depuis une cabine de conversion jusqu'à chaque utilisateur. Les réseaux pour l'électricité intermittente sont bien plus chers puisque que le courant circule dans les deux sens depuis les localisations variables des sources. Le coefficient d'utilisation intermittente des lignes de transport est, disons, le quart de celui de lignes optimisées depuis une centrale et vers les utilisateurs.

              

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