Publié le 16/01/2023 - 16h51

• F - Autre proposition (à préciser et justifier dans le champ ci-après)

Coûts de décarbonation suivant l’intensité relative Nucléaire/Renouvelables intermittentes (VRE - Variable Renewable Energy) La question centrale du choix du mix énergétique n’est pas de savoir si l’on est pro ou anti-nucléaire ou pro ou anti-éolien, caricature en vigueur depuis 20 ans dans la presse ou les discours politiques, mais de savoir qu’elle est l’efficacité économique, sociale , environnementale et énergétique du mix en fonction de la part relative de chacune des sources d’énergie, et notamment en prenant en compte la totalité des coûts de système et pas uniquement le coût complet et local d’une installation. Une étude, lancée en 2016 et publiée en 2019 par l’OCDE suite à l’accord de la COP21 du 12 décembre à Paris, malheureusement pas citée dans les 977 pages du rapport Futurs énergétiques de RTE, aurait pu être utilement jointe au dossier de la concertation et ses résultats sont disponibles sur le site suivant : https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_15000/the-costs-of-decarbonisation-sys… Cette approche systémique des coûts de réseau faite par un panel de 30 experts internationaux ( dont plusieurs représentants d’EDF) apporte des résultats assez clairs (voir résumé) en prenant en compte 4 types de coûts, actuellement en dehors du débat public : 1. Profile Cost : Investissements additionnels liés à l’intermittence 2. Balancing costs : investissements et besoins opérationnels additionnels pour la stabilité du réseau et provenant du nombre important de petites unités VRE 3. Grid costs : Coûts de transmission et de distribution investissements additionnels ou augmentation de capacité de l’existant en raison d’une puissance installée d’autant plus importante que le taux de VRE est élevé 4. Connection cost : Coût de connexion au réseau particulièrement élevés pour les VRE ( grande distance pour de petites capacités) Les résultats des scénarios (p18 exsum) montrent que : a) Pour une production livrée identique les scénarios 50% VRE et 75% VRE nécessitent une puissance installée respectivement 120% et 200% supérieure à un scénario de base 70% nucléaire ( le reste Hydro et Gaz) b) Pour les scénarios 10% VRE et 30% VRE les taux baissent respectivement à 20% et 70% Ceci indique que les taux de VRE ( en production Kwh) ne devraient pas dépasser 10/15% pour éviter des coûts de systèmes trop élevés ce qui est proche de la situation de 2021 ( 10% pour PV+eolien) Les chiffres de Belfort ( PV+Eolien marin+eolien terrestre) sont beaucoup plus élevés ( environ 40% soit environ une puissance installée 2 fois supérieure à celle des installations pilotables qui livreraient la même énergie ) donc beaucoup plus élevée que la cible qui sort de l’étude OCDE….. à laquelle EDF a contribué.... https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_15000/the-costs-of-decarbonisation-sys…