un mix électrique 100% renouvelable ? analyses et ... · des valeurs de capex sont également...

RAPPORT D'ETUDE

Un mix électrique 100% renouvelable ?

Analyses et optimisations

Evolution des coûts technologiques

Juillet 2015

Étude réalisée pour le compte de l'ADEME par : Artelys

Coordination technique ADEME : DUBILLY Anne-Laure – Direction\Service : ANGERS DPED SRER

Livrable complémentaire [Coûts]

Juillet 2015

sur 40

CITATION DE CE RAPPORT ADEME. Artelys. 2015. Vers un mix électrique 100% reno uvelable en 2050 : évolution des coûts technologiqu es – Rapport. 43 pages. Ce document est disponible en ligne www.ademe.fr, rubrique Médiathèque

Toute représentation ou reproduction intégrale ou partielle faite sans le consentement de l’auteur ou de ses ayants droit ou ayants cause est illicite selon le Code de la propriété intellectuelle (art. L 122-4) et constitue une contrefaçon réprimée par le Code pénal. Seules sont autorisées (art. 122-5) les copies ou reproductions strictement réservées à l’usage privé de copiste et non destinées à une utilisation collective, ainsi que les analyses et courtes citations justifiées par le caractère critique, pédagogique ou d’information de l’œuvre à laquelle elles sont incorporées, sous réserve, toutefois, du respect des dispositions des articles L 122-10 à L 122-12 du même Code, relatives à la reproduction par reprographie.

Juillet 2015

sur 40

TABLE DES MATIERES 1. Cadre général ............................................................................................................................................................... 5

1.1 Objectif du document .............................................................................................................................................. 5

1.2 Projections de données technologiques ................................................................................................................. 5

L’exercice de projection de coûts est complexe ............................................................................................... 5 1.2.1

Plusieurs scénarios technologiques sont explorés ........................................................................................... 5 1.2.2

Présentation des sources principales des données ......................................................................................... 6 1.2.3

Exploitation des données .................................................................................................................................. 8 1.2.4

Méthodologie de construction d’une trajectoire ................................................................................................ 8 1.2.5

1.3 Hypothèses globales .............................................................................................................................................. 9

Taux d’actualisation .......................................................................................................................................... 9 1.3.1

Taux de change euro-dollar .............................................................................................................................. 9 1.3.2

Unité .................................................................................................................................................................. 9 1.3.3

Coût de raccordement ...................................................................................................................................... 9 1.3.1

1.4 Eléments de compréhension .................................................................................................................................. 9

Des technologies EnR capitalistiques ............................................................................................................... 9 1.4.1

Tarifs d’achat..................................................................................................................................................... 9 1.4.2

Sensibilité du coût au taux d’actualisation et à la durée de vie ........................................................................ 9 1.4.3

2. Vision synthétique des hypothèses retenues et comparaison aux hypothèses de l’AIE ........................................... 11

2.1 Comparaison des coûts fixes annuels .................................................................................................................. 11

2.2 Comparaison des LCOE ....................................................................................................................................... 11

3. Technologies modélisées et données associées ....................................................................................................... 14

3.1 Filière éolienne ..................................................................................................................................................... 14

Eolien Onshore ............................................................................................................................................... 14 3.1.1

Eolien Offshore posé ...................................................................................................................................... 15 3.1.2

Eolien Offshore flottant ................................................................................................................................... 17 3.1.3

3.2 Filière solaire ........................................................................................................................................................ 17

PV au sol ......................................................................................................................................................... 17 3.2.1

PV sur toiture .................................................................................................................................................. 19 3.2.2

Solaire à concentration (CSP) ........................................................................................................................ 21 3.2.3

3.3 Filière marine ........................................................................................................................................................ 23

Marémotrices .................................................................................................................................................. 23 3.3.1

Autres filières marines .................................................................................................................................... 24 3.3.2

Hypothèses ..................................................................................................................................................... 24 3.3.3

Juillet 2015

sur 40

Sources étudiées ............................................................................................................................................ 24 3.3.4

Propositions de courbe d’évolution des coûts (PTI et PTE) ........................................................................... 25 3.3.5

3.4 Filière hydraulique ................................................................................................................................................ 26

Filières hydrauliques à capacité fixe ............................................................................................................... 26 3.4.1

STEP ............................................................................................................................................................... 26 3.4.2

3.5 Filière thermique ................................................................................................................................................... 27

Géothermie ..................................................................................................................................................... 27 3.5.1

CCGT .............................................................................................................................................................. 28 3.5.2

TAC ................................................................................................................................................................. 30 3.5.3

3.6 Filière biomasse.................................................................................................................................................... 31

Cogénération bois ........................................................................................................................................... 31 3.6.1

UIOM – Unités d’Incinération d’Ordures Ménagères ...................................................................................... 33 3.6.2

Centrales de cogénération en méthanisation ................................................................................................. 33 3.6.3

3.7 Stockage court terme ........................................................................................................................................... 35

3.8 Prix du gaz et du CO2 ........................................................................................................................................... 35

4. Sources principales .................................................................................................................................................... 37

Index des figures ............................................................................................................................................................... 39

Juillet 2015

sur 40

Cliquez ici pour taper du texte.

1. Cadre général

1.1 Objectif du document Ce document présente et argumente les choix de coûts d’investissement pour les technologies de production d’électricité dans l’étude « Vers un mix électrique 100% renouvelable en 2050 ». Les données disponibles sont de différents types : données de coûts d’investissement (CAPEX – capital expenditures) et de maintenance (OPEX fixe – operating expenditures), ou données de coût de l’énergie (LCOE – levelized cost of energy). Dans ce document, nous comparons différentes sources de CAPEX, OPEX fixe et LCOE entre elles. Remarque : Les données utilisées en entrée du logiciel Artelys Crystal sont les données de CAPEX et OPEX fixe annualisées.

1.2 Projections de données technologiques L’analyse et la projection des coûts de production d’électricité en fonction des filières font l’objet de nombreuses études, analyses et travaux de comparaison. L’objectif de notre document est donc, au lieu de réaliser de nouvelles projections, de recenser les travaux existants pour pouvoir s’y appuyer. Nous discutons ci-dessous les difficultés de l’exercice et présentons un certain nombre de ces sources.

L’exercice de projection de coûts est complexe 1.2.1Les premières pages du rapport sur les coûts des technologies de l’étude NREL1 constituent une bonne introduction à la complexité de l’exercice. D’une part, le coût d’un projet dépend fortement des conditions locales : disponibilité du site, nécessité ou non de déconstruire des installations précédentes, présence ou non de contraintes environnementales locales, … D’autre part, pour un même projet, on peut obtenir des écarts considérables entre les prix proposés dans les appels d’offres par différents porteurs de projets, ceci étant lié à leurs rapports avec leurs fournisseurs, la synergie entre différents projets, etc…

Plusieurs scénarios technologiques sont explorés 1.2.2Un scénario central a été élaboré, appelé scénario de progrès technique incrémental (PTI, amélioration progressive de l’existant). Deux autres ensembles d’hypothèses de coûts sont utilisés sur des variantes spécifiques : des hypothèses plus optimistes dites de progrès technologique évolutionnaire (PTE) et des hypothèses plus pessimistes. Le présent livrable détaille les scénarios PTI et PTE. Les hypothèses de coûts plus élevés sont directement présentées dans le livrable final central. Le scénario PTI correspond donc aux hypothèses centrales, que l’on conserve notamment dans la majorité des variantes (sur le coût du réseau, sur le niveau de demande…). Le scénario PTE teste des hypothèses plus optimistes pour :

- Les énergies marines : leur coût diminue pour atteindre 60 €/MWh, contre 110 €/MWh en PTI - L’éolien offshore flottant : les coûts de maintenance sont supérieurs à ceux de l’éolien offshore posé dans le

scénario PTI, mais ramenés au même niveau en PTE. Le coût PTE passe donc de 107 €/MWh à 82 €/MWh. - Le stockage court terme : le coût annuel capex + opex fixe passe de 61 k€/MW à 41 k€/MW. - Le scénario PTE élargit également le gisement de biomasse disponible pour les centrales de cogénération en

méthanisation. On prend en compte du biogaz supplémentaire, issu de la digestion des micro-algues.

1 NATIONAL RENEWABLE ENERGY LABORATORY (NREL) | COST AND PERFORMANCE DATA FOR POWER GENERATION TECHNOLOGIES

Juillet 2015

sur 40

Présentation des sources principales des données 1.2.3

1.2.3.1 ADEME – Cour des comptes De manière générale, on privilégie, pour les coûts actuels, les valeurs de l’ADEME fournies dans (Cour des comptes, 2013), si elles sont présentes. Il est à noter que la cour des comptes utilise une méthode différente de la méthode LCOE utilisée ici pour le coût de l’énergie : « celle des charges d’investissement et de démantèlement lissées sur la durée d’exploitation, c'est-à-dire traitées comme un loyer économique, à ajouter aux charges d’exploitation et de maintenance, considérées comme constantes »2. Cependant les deux méthodes donnent les mêmes résultats si les coûts et la production sont considérés constants dans le temps.

1.2.3.2 AIE (ETP, 2014) L’Energy Technology Perspectives 2014 (ETP, 2014) donne des trajectoires de coût des EnR. Le tableau ci-dessous recense ces données.

Tableau 1 - Trajectoire de coûts issue de (ETP, 201 4) EnR (€/MWh) 2015 AIE 2030 AIE 2050 AIE Eolien terrestre 70 62 58 Eolien offshore 135 100 90 PV au sol 155 100 70 Nucléaire 87 80 80

Des valeurs de CAPEX sont également fournies dans le tableau ci-dessous.

Tableau 2 - CAPEX 2050 de l'AIE EnR (€/kW) AIE – 2050 Eolien classique 1200$/kW soit 900€/kW Eolien offshore 2700$/kW soit 2025€/kW PV sol 900$/kW soit 675€/kW

Figure 1 - Trajectoires de LCOE du scénario ETP

1.2.3.3 ETSAP On utilise également les données d’ETSAP 3 . Le programme ETSAP de l’agence international de l’énergie est développé en collaboration avec l’IRENA (International Renewable Energy Agency). Son but est de mettre en place une série de rapports (technology briefs) contenant des données sur les technologies de production d’énergie. La finalité de ces rapports est notamment de permettre la construction de modèles énergétiques (par exemple de type MARKAL-TIMES).

2 Annexe 8 du rapport de la Cour des comptes sur l’énergie renouvelable : Cour des comptes. La politique de développement des énergies renouvelables – juillet 2013, www.ccomptes.fr 3 http://www.iea-etsap.org/Energy_Technologies/Energy_Technology.asp

Juillet 2015

sur 40

1.2.3.4 Fraunhofer Les trajectoires de coûts obtenues ont été confrontées à celles proposées par l’institut Allemand Fraunhofer dans le rapport « Levelized cost of electricity renewable energy technologies – 2013 ».

Figure 2 - Trajectoires de coûts du Fraunhofer

1.2.3.1 NREL On utilise également la base de données (Transparent Cost DB) de NREL, http://en.openei.org/apps/TCDB/, ainsi que celles du rapport (Black & Veatch) .

1.2.3.2 Etude SRU On exploite également les données de l’étude réalisée par la SRU (Sachverständigenrat für Umweltfragen - conseil d'experts sur les questions environnementales), qui s’est intéressé à l’opportunité d’atteindre un mix électrique 100% renouvelable en Allemagne en 2050.

Juillet 2015

sur 40

Figure 3 - Exemple de projection de coûts technolog iques, source SRU

Exploitation des données 1.2.4Nous utilisons différentes sources de données rappelées le long du document. Lorsque ces données ne correspondent pas directement au coût de l’énergie, mais plutôt aux coûts d’investissement, les coûts d’énergie sont calculés en utilisant les hypothèses précisées : taux d’actualisation, durée de vie, durée de fonctionnement pleine puissance. Remarque : dans ce rapport, une durée de fonctionnement indicative est utilisée pour obtenir les coûts en €/MWh ; elle ne sera pas exploitée dans les calculs faits dans Artelys Crystal, qui considèrent des coûts en €/MW. La valeur réelle du temps de fonctionnement sera optimisée pour les moyens pilotables et fournie sous la forme de scénarios (par région) générés par ARMINES à partir d’historiques pour les producteurs intermittents. On utilisera donc ici les moyennes nationales des facteurs de charge des producteurs non pilotables pour le passage des CAPEX +OPEX fixe aux LCOE. La formule pour le calcul du coût de l’énergie utilisée est une formule usuelle dite « LCOE » (méthode du coût de production moyen actualisé, par exemple utilisée par B. Chabot pour le compte de l’ADEME4). Dans la formule, PV (« Present value ») désigne la valeur actualisée. L’investissement est considéré effectué en une seule fois et en moins d’un an d’où l’absence d’actualisation. Les coûts de maintenance annuels sont détaillés pour chaque technologie sous la forme d’un pourcentage des coûts d’investissement. Il est en général de l’ordre de quelques pourcents. La formule LCOE est la suivante:

��û��c€

��

��

��

Remarque : les données issues des différentes sources étudiées sont parfois exprimées en LCOE, parfois en CAPEX total, auquel cas, on les convertit en LCOE. Lors de leur utilisation, on précise alors si les données sont « brutes » (fournies en LCOE) ou « calculées » (LCOE recalculé à partir du CAPEX total, et des hypothèses de durée de vie et de facteur de charge).

Méthodologie de construction d’une trajectoire 1.2.5La méthodologie utilisée consiste tout d’abord à déterminer un point de départ (2010) et un point d’arrivée (2050) pour la trajectoire de LCOE : le point de départ est en général celui fourni par (Cour des comptes, 2013) (qui correspond à la valeur spécifique au territoire Français) ; le point d’arrivée est choisi de manière à se trouver au centre du nuage de points constitué par l’ensemble des sources étudiées.

4 Voir « Analyse économique comparative des projets éoliens à terre et en mer », ADEME – CLAROM - Séminaire « Eoliennes Offshore » - IFP, Rueil Malmaison, 21/11/2002, Bernard Chabot, Expert senior, ADEME.

Juillet 2015

sur 40

Un point intermédiaire est ensuite construit en 2030, pour lequel on applique le taux de décroissance moyen des sources étudiées. Des trajectoires linéaires sont enfin appliquées entre 2010 et 2030, ainsi qu’entre 2030 et 2050. Le profil linéaire par morceaux obtenu permet de représenter un taux d’apprentissage plus important avant 2030 qu’après, au fur et à mesure de l’avancée en maturité des technologies.

1.3 Hypothèses globales

Taux d’actualisation 1.3.1Dans tous les cas le taux d’actualisation est fixé à 5.25%. Cette valeur correspond au taux de rémunération de la base d’actifs régulés prévu par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), notamment pour le calcul du TURPE (CRE, 2013). L’hypothèse d’un même taux d’actualisation pour toutes les filières se justifie par une probable maturité équivalente des filières à l’horizon 2050.

Taux de change euro-dollar 1.3.2Sauf précision contraire, le taux de change euro-dollar US est pris égal à 1.35.

Unité 1.3.3Les coûts sont exprimés en euro 2012. Les unités de combustibles sont exprimées par défaut en MWh PCS.

Coût de raccordement 1.3.1On supposera identiques les coûts de raccordement de l’ensemble des filières terrestres, soit 100 €/kW. On supposera que les coûts de raccordement des filières marines sont doubles de ceux des filières terrestres, à savoir 200 €/kW, à l’exception de ceux de la filière éolienne offshore flottante, qui seront considérés plus élevés, à 250 €/kW.

1.4 Eléments de compréhension

Des technologies EnR capitalistiques 1.4.1La plupart des ENR présentées dans ce livrable ne nécessitent pas de combustibles : PV, éolien, hydraulique… Les exceptions à ceci sont peu nombreuses : cogénération à bois, centrales à biogaz, etc… Il faut donc noter que, pour la majorité des technologies, le coût total de l’énergie est dominé par les investissements initiaux et non par les coûts opérationnels (limités dans ce cas aux coûts annuels de maintenance).

Tarifs d’achat 1.4.2Les coûts affichés pour 2013 diffèrent des tarifs d’achat. Les tarifs d’achat incluent en effet une marge de rentabilité pour les investisseurs.

Sensibilité du coût au taux d’actualisation et à la durée de vie 1.4.3Pour comprendre la dépendance du LCOE au taux d’actualisation, nous traçons ci-dessous cette dépendance pour différentes valeurs du coût d’investissement (avec une durée de vie de 30 ans). Pour illustrer l’importance de cette hypothèse, on peut remarquer qu’un changement de 1% du taux d’actualisation autour de 5% implique un changement du LCOE d’environ 7% pour un CAPEX de 2 k€/kW.

5 1.3 est par exemple proche de la moyenne annuelle pour 2010

Juillet 2015

sur 40

Figure 4 - Sensibilité du LCOE au taux d'actualisat ion et au CAPEX

Ci-dessous, nous traçons également la dépendance à la durée de vie du projet (avec un taux d’actualisation de 5.25% et un coût d’investissement de 2k€/kW). On peut remarquer qu’un changement de durée de vie de plus ou moins 5 ans autour de 25 ans occasionne un changement de LCOE qui est de l’ordre de 5%.

Juillet 2015

sur 40

2. Vision synthétique des hypothèses retenues et

comparaison aux hypothèses de l’AIE Cette section résume les coûts PTI 2050 en €/kW/an et en c€/kWh des différentes technologies. Les graphes représentent également les valeurs fournies par (ETP, 2014), scénario NPS. Les valeurs sont classées par ordre croissant des données choisies pour l’étude 100% ENR.

2.1 Comparaison des coûts fixes annuels Les coûts fixes annuels comprennent les CAPEX (annualisés) et les OPEX fixes.

Figure 5 - Comparaison des coûts fixes annuels

Les hypothèses retenues sont pour la plupart conservatrices par rapport aux projections de l’AIE.

2.2 Comparaison des LCOE Les filières étudiées présentent de fortes différences de facteurs de charge. On compare également, Figure 6, le coût de l’énergie produite par ces filières.

Juillet 2015

sur 40

Figure 6 - Comparaison des coûts de l'énergie issue de différentes sources

Tableau 3 - LCOE 2050 par filières

On observe sur la Figure 6 moins de disparité entre les coûts des différentes filières. En effet, pour certaines technologies aux CAPEX élevés, on constate également des facteurs de charge assez élevés. Les facteurs de charge utilisés pour le calcul sont livrés sur la Figure 7. Pour mémoire (voir partie 1.2.4), ces facteurs de charge sont préfixés mais les facteurs de charge finaux font partie des résultats des travaux de l’étude.

LCOE 2050 c€/kwh

Taux de charge

(hypothèses moyennes,

avant optimisation)

Cogénération méthanisation 5,1 91%

Géothermie 5,7 80%

PV sol 6,0 17%

Eolien onshore 6,5 25%

Eolien offshore posé 8,0 47%

Cogénération bois 8,0 57%

PV toit 8,5 12%

Eolien offshore flottant 10,7 49%

Houlomoteur et hydroliennes 11,0 50%

CCGT 12,1 46%

TACs 17,7 23%

CSP 29,8 14%

Juillet 2015

sur 40

Figure 7 - Comparaison des facteurs de charge

Juillet 2015

sur 40

3. Technologies modélisées et données associées

3.1 Filière éolienne

Eolien Onshore 3.1.1

3.1.1.1 Hypothèses Nous utilisons les hypothèses suivantes :

• durée de vie : 20 ans d’après l’hypothèse basse de (Chabot, 2002) ; • 2150 heures de fonctionnement pleine puissance6, • 4% du coût d’investissement en coûts de maintenance.

3.1.1.2 Sources étudiées Les sources suivantes ont permis de reconstituer la Figure 8 :

• (Transparent Cost DB) : présente des valeurs 2010 très proches de celle du rapport de B. Chabot mais moins optimiste sur l’évolution à venir des coûts ;

• (Chabot, 2002) ; • (Black & Veatch) : ne prévoit pas de baisse des coûts d’investissement ; • (SRU, 2011) ; • (MMD, 2011) ; • (ETP, 2014).

Figure 8 - Courbes d'évolution du prix de l’énergie éolienne on-shore

Remarque : A titre de comparaison, d’autres sources proposent uniquement des points isolés (coûts actuels, sans évolutions temporelles) :

• ADEME, (Cour des comptes, 2013) - Calculé 6.9 c€/kWh, • (CRE, 2013) - Calculé 6.5 c€/kWh ; • Tarif d’achat pour les dix premières années - Brut 8.2c€/kWh (17 novembre 2008), voir (Achat, 2013) .

6 Valeur moyenne calculée à partir des courbes générées par ARMINES

Juillet 2015

sur 40

3.1.1.3 Proposition de courbe d’évolution du coût (PTI) La courbe part de la valeur de (MMD, 2011) de 8.1 c€/kWh.

Figure 9 - Proposition d'évolution PTI du coût de l 'énergie éolienne on-shore

Tableau 4 - Coûts 2050 de l'énergie éolienne on-sho re

LCOE 2050 (c€/kWh) CAPEX 2050 (€/kW) OPEX fixe 2050 (€/kW/an)

Scénario PTI 6.5 1 184 47 Dans l’étude, on considérera également une filière éolienne dite « nouvelle génération », au profil de production plus plat. Pour cette technologie, le LCOE est pris identique à celui de la filière éolienne classique. Puisque le nombre d’heures de fonctionnement est plus important (2750 en moyenne France), les coûts fixes sont néanmoins différents.

Tableau 5 - Coûts 2050 de l'énergie éolienne on-sho re nouvelle génération


Scénario PTI 6.5 1 527 61.1

Eolien Offshore posé 3.1.2

3.1.2.1 Hypothèses Nous utilisons les hypothèses suivantes (issues de (Chabot, 2002) ) :

• durée de vie : 20 ans (hypothèse (MMD, 2011)) ; • 4 100 heures de fonctionnement pleine puissance ; • 6% du coût d’investissement en coûts de maintenance.


• (SRU, 2011) ; • (Transparent Cost DB, 2013) ; • (Black & Veatch) ; • (Chabot, 2002) : le coût d’investissement est donné en €2001 et donc rapporté à des €2012 (+30%) ;

Juillet 2015

sur 40

• (ETP, 2014) ; • (MMD, 2011) (scénario « renewable »).

Figure 10 Courbes d'évolution du prix de l’énergie éolienne off-shore

Remarque : d’autres sources proposent uniquement des points isolés :

• Tarif d’achat pré-existant 13c€/kWh ; • (Cour des comptes, 2013) , ADEME – Calculé 11.9 c€/kWh ; • (Cour des comptes, 2013) , CRE - Calculé 12.5 c€/kWh ; • ADEME : 15 c€/kWh (reconstitué à partir des coûts actuels de 18 à 21 c€/kWh avec un taux d’actualisation de

10-13%)

3.1.2.3 Proposition de courbe d’évolution du coût (PTI) La courbe part de l’hypothèse ADEME ; elle suit, jusqu’en 2030 une pente similaire à celles de (SRU, 2011) et du rapport (MMD, 2011). En 2050, elle atteint la valeur la plus élevée du nuage de points. En effet, « les coûts retenus par l’ADEME sont globalement au-dessus des sources bibliographiques, qui ne sont pas représentatives des conditions d’installation en France (profondeur, type de fondation…).

Figure 11 Proposition d'évolution PTI du coût de l' énergie éolienne off-shore

Tableau 6 - Coûts 2050 de l'énergie éolienne off-sh ore


Scénario PTI 8 2 389 143

Juillet 2015

sur 40

Eolien Offshore flottant 3.1.3Nous n’avons identifié qu’une source de donnée (Black & Veatch) , qui propose des coûts deux à trois fois plus élevés pour l’éolien flottant en comparaison avec l’éolien offshore posé ; la différence d’ordre de grandeur se justifie par les différences de localisations et de contraintes d’implantation. Nous ne retenons pas cette tendance. On pose l’hypothèse d’une convergence à 2050 entre le coût d’installation de l’éolien flottant et celui du off-shore classique, avec néanmoins une différence relative aux coûts de raccordement ainsi qu’aux coûts de maintenance :

• on suppose7 le coût de raccordement de l’éolien flottant 25% plus élevé que celui du off-shore, soit 250 k€/kW (non annualisés) ;

• on suppose que les coûts de maintenance annuels représentent 10% du coût d’installation. Remarque : le nombre d’heures de fonctionnement est également plus élevé (4300 heures) que pour la filière posée. Dans le cas PTE, on supposera que le ratio entre les coûts de maintenance et d’installation de la filière éolienne off-shore flottante atteint la même valeur que pour la filière posée (6%).

Tableau 7 - Coûts 2050 de l'énergie éolienne off-sh ore flottante


Scénario PTI 11 2 716 272 Scénario PTE 8 2 716 163

3.2 Filière solaire

PV au sol 3.2.1


• durée de vie 25 ans (Source (ETSAP/IEA, PV) ) ; • 1490 heures de fonctionnement pleine puissance dans les régions du sud de la France ; • 2.4% du coût d’investissement en coûts de maintenance (Source (ETSAP/IEA, PV) ).


• (Black & Veatch) , pour les installations industrielles ; • (Achat, 2013) ; • (SRU, 2011), brut (tous types confondus) ; • ADEME feuille de route PV au sol ; • (Transparent cost DB) , fourchette haute (Q3) et fourchette basse (Q1) ; • Bloomberg energy finance 2011 ; • (IEA, 2011) ; • (ETP, 2014).

7 Après discussions avec des experts

Juillet 2015

sur 40

Figure 12 Courbes d'évolution du prix de l'énergie photovoltaïque au sol


• (ETSAP, PV), calculé, industriel (au sol), 0.13€/kWh ; • (EPIA, 2012), Calculé, 0.11€/kWh en 2020 (€2010) ; • (Cour des comptes, 2013), Chiffres ADEME8 (au sol 0.16 €/kWh) et chiffre CRE (au sol, 0.12€/kWh).

3.2.1.3 Proposition de courbe d’évolution du coût (PTI) Nous utilisons la valeur initiale moyenne des différentes sources étudiées (la valeur issue de (Cour des comptes, 2013) semblant nettement en-dessous des autres sources de données), à l’exception des points initiaux de la courbe SRU (qui est une moyenne tout type d'installation confondus, dans des zones de plus faibles ensoleillement).

8 Après avoir retiré les coûts de raccordement

Juillet 2015

sur 40

Figure 13 Proposition d'évolution des coûts de l'én ergie photovoltaïque au sol

Tableau 8 - Coûts 2050 de la filière PV au sol

LCOE 2050 (c€/kWh)

CAPEX 2050 (€/kW)

OPEX fixe 2050 (€/kW/an)

Scénario PTI 6.0 1 020 24

PV sur toiture 3.2.2Cette technologie regroupe le PV sur grandes toitures et le PV résidentiel.


• durée de vie 25 ans (Source (ETSAP/IEA, PV) ) ; • 1 050 heures de fonctionnement pleine puissance ; • 1% du coût d’investissement en coûts de maintenance (Source (ETSAP/IEA, PV) ).


• (Black & Veatch) , pour les installations résidentielles et ; • (Achat, 2013) ; • (SRU, 2011), brut (tous types confondus) ; • ADEME feuille de route PV en toiture ; • (Transparent cost DB) , fourchette haute (Q3) et fourchette basse (Q1) ; • (IEA, 2011)

Juillet 2015

sur 40

Figure 14 Courbes d'évolution du prix de l'énergie photovoltaïque sur toiture


• (ETSAP/IEA, PV) , calculé, résidentiel, 0.23€/kWh ; • (ETSAP/IEA, PV) , calculé, commercial, 0.15€/kWh ; • (EPIA, 2012), Calculé, 0.11€/kWh en 2020 (€2010) ; • (Cour des comptes, 2013), Chiffres ADEME9 (résidentiel 0.22€/kWh, commercial 0.19€/kWh) ; • (ADEME-PV-BIPS, 2015) données recensées Tableau 9.

Tableau 9 - Données issues de (ADEME-PV-BIPS, 2015)

PV grande toiture supérieur à 100 kW, région PACA 110 €/MWh PV petite toiture segment intégré au bâti 0-3 kW, région PACA 234 €/MWh PV petite toiture segment surimposé au bâti 0-3 kW, région PACA 173 €/MWh Moyenne petite toiture, région PACA 203.5€/MWh

L’analyse des données issues de (ADEME-PV-BIPS, 2015) a permis d’établir un coût actuel de 18.5 c€/kWh à partir du calcul suivant : en supposant un mix PV à 1/3 petite toiture et 2/3 grande toiture, on obtient un LCOE moyen actuel pour le sud (la région PACA servant de référence) de 141.2 €/MWh. L’étude BIPS fournit également le surcoût des régions du Nord par rapport aux régions du sud, à savoir 57%. Le coût moyen national peut donc être approché en appliquant un coefficient multiplicatif de 1.3. Le coût national actuel PV est donc d’environ 183.5, arrondi à 185 €/MWh. Ces coûts sont présentés pour un taux d’actualisation de 5.25%.

9 Après avoir retiré les coûts de raccordement

Juillet 2015

sur 40

3.2.2.3 Proposition de courbe d’évolution du coût (PTI)

Figure 15 Proposition d'évolution des coûts de l'én ergie photovoltaïque installée sur toitures

Tableau 10 - Coûts 2050 de la filière PV sur toitur es

LCOE 2050

(c€/kWh) CAPEX 2050

(€/kW) OPEX fixe 2050

(€/kW/an) Scénario PTI 8.5 1 214 12

Remarque : Le coût actuel de la filière a été mis à jour a posteriori. En effet, l’étude PV BIPS « filière photovoltaïque française : bilan, perspectives et stratégie » menée par l’ADEME en 2015 nous donne les coûts actuels suivants :

• PV grande toiture supérieur à 100 kW, région PACA 110 €/MWh • PV petite toiture segment intégré au bâti 0-3 kW, région PACA 234 €/MWh • PV petite toiture segment surimposé au bâti 0-3 kW, région PACA 173 €/MWh • Moyenne petite toiture, région PACA 203.5€/MWh

En réalisant un mix PV à 1/3 petite toiture et 2/3 grande toiture, on obtient un LCOE moyen actuel pour le sud (région PACA servant de référence) de 141.2 €/MWh. L’étude BIPS donne également le surcoût des régions du Nord par rapport aux régions du sud, à savoir un surcoût de 57%. Le coût moyen national peut donc être approché en appliquant un coefficient multiplicatif de 1.3. Le coût national actuel PV est donc d’environ 183.5, arrondi à 185 €/MWh. (Ces coûts sont présentés pour un taux d’actualisation de 5.25%.)

Solaire à concentration (CSP) 3.2.3


• durée de vie 30 ans (hypothèse basse de (ETSAP/IEA, CSP) ; • 2500 heures de fonctionnement pleine puissance ; • 5% du coût d’investissement en coûts de maintenance.

Juillet 2015

sur 40


• (ETSAP/IEA, CSP) ; • (Black & Veatch) 10 ; • (Transparent Cost DB) , mais on ne sait pas si les données sont avec ou sans stockage:

http://en.openei.org/apps/TCDB/.

L’ensemble de ces sources correspondant, non à des LCOE, mais à des CAPEX totaux, la figure suivante représente les coûts d’installation de la filière.

Figure 16 Courbes d'évolution du prix d’installatio n de la filière solaire à concentration

Remarque : d’autres sources proposent uniquement des points isolés, mais sans préciser si ces valeurs tiennent compte du stockage :

• Tarif d’achat espagnol 27 c€/kWh pour moins de 50MWe mentionné par la feuille de route ADEME sur le CSP (options de tarif garanti par le gouvernement espagnol pendant 25 ans, page 19 de la feuille de route) ;

• (Cour des comptes, 2013) , ADEME, 17c€/kWh.

3.2.3.3 Proposition de courbe d’évolution du coût (PTI): On choisit, pour la valeur actuelle et pour les points 2030 et 2050, les valeurs moyennes des différentes sources considérées.

10 COST AND PERFORMANCE DATA FOR POWER GENERATION TECHNOLOGIES, Prepared for the National Renewable Energy Laboratory, FEBRUARY 2012

Juillet 2015

sur 40

Figure 17 Proposition d'évolution du prix de l'éner gie issue de la filière solaire à concentration

Tableau 11 - Coûts 2050 du CSP



3.3 Filière marine

Marémotrices 3.3.1Nous utilisons les hypothèses suivantes :

• durée de vie 30 ans (ETSAP/IEA, marémoteur) ; • 2 200 heures de fonctionnement pleine puissance ; • 3,8% du coût d’investissement en coûts de maintenance annuels (ETSAP/IEA, marémoteur) .

(ETSAP/IEA, marémoteur) fournit un CAPEX 2020 de 3 231 €/kW (et un coût actuel de 4 038 €/kW) ; on suppose que ce coût est constant jusqu’en 2050. On lui ajoute 200 €/kW lié au raccordement.

Juillet 2015

sur 40

Figure 18 Proposition d'évolution du prix de l'éner gie issue de la filière marémotrice

Tableau 12 - Coûts 2050 de l'énergie marémotrice



Autres filières marines 3.3.2Les filières considérées sont le houlomoteur et les hydroliennes. On considère un coût unique pour ces deux filières. Remarque : On ne considère ni l’énergie thermique des mers, ni l’énergie osmotique.

Hypothèses 3.3.3Nous utilisons les hypothèses suivantes :

• durée de vie 25 ans (hypothèse haute de (ETSAP/IEA, marin) ) ; • 4400 heures de fonctionnement pleine puissance ; • 2,8% du coût d’investissement en coûts de maintenance annuels (ETSAP/IEA, marin) .

Sources11

étudiées 3.3.4Les sources suivantes ont permis de reconstituer la Figure 19 :

• (ETSAP/IEA, marin) ; cette source semble sous-évaluée pour les valeurs actuelles, plutôt autour de 300€/MWh.

• (Black & Veatch) 12; • (Transparent Cost DB) http://en.openei.org/apps/TCDB/ • (CE, 2014) • (IRENA, wave) • (LCICG) • Ernst & Young

11 Pas de données dans la feuille de route énergies marines de l’ADEME 12 COST AND PERFORMANCE DATA FOR POWER GENERATION TECHNOLOGIES, Prepared for the National Renewable Energy Laboratory, FEBRUARY 2012

Juillet 2015

sur 40

Figure 19 Courbes d’évolution du coût des énergies marines

Propositions de courbe d’évolution des coûts (PTI et PTE) 3.3.5Pour le cas PTI, on suppose que le coût 2050 est celui de l’Ifremer, avec un apprentissage plus faible après 2030. Pour le cas PTE, on suppose que le taux d’apprentissage est le même avant et après 2030. Une trajectoire alternative est également proposée, pour laquelle le coût actuel a été revu à la hausse.

Figure 20 Propositions d'évolutions des coûts des é nergies marines. Dans le cas PTI, l’ADEME ne retien t aucune évolution de coût entre

2030 et 2050.

Juillet 2015

sur 40

Tableau 13 - Coûts 2050 des énergies marines



Scénario PTE 6 2 679 78

3.4 Filière hydraulique

Filières hydrauliques à capacité fixe 3.4.1Les deux filières « hydraulique à réservoirs » et fil de l’eau sont modélisées mais leurs capacités installées sont prises constantes par rapport à aujourd’hui, dans tous les scénarios réalisés. Le coût d’investissement n’intervient donc pas dans l’optimisation, mais est cependant comptabilisé dans le coût final. On exploite les hypothèses de coûts de (ETSAP/IEA, Hydro) :

• Hydraulique à réservoirs : o CAPEX

� 3077 €/kW en 2010, � 2769 €/kW en 2020 et 2030 ;

o Durée de vie : 30 ans ; o 1.5% du coût d’investissement en coût de maintenance annuel.

• Hydraulique au fil de l’eau : o CAPEX 3462 €/kW en 2010 ; o Durée de vie : 30 ans ; o 1.5% du coût d’investissement en coût de maintenance annuel.

On suppose que ces coûts n’évoluent plus à partir de 2020 pour l’hydraulique à réservoirs et de 2010 pour le fil de l’eau, et on ajoute un coût de raccordement de 100 €/kW.

STEP 3.4.2Ce paragraphe détaille les hypothèses relatives au coût de la filière hydraulique STEP (station de transfert d’énergie par pompage). Comme cela est précisé dans le rapport présentant les hypothèses sur les gisements d’énergies renouvelables, pour la filière STEP, on supposera qu’au minimum 2.7 GW seront installés (en plus des 4.3 GW actuels), auxquels pourra s’ajouter un gisement supplémentaire de 2.3 GW. On exploite les intervalles de coûts fournis par l’ADEME, issus du rapport détaillé de l’étude PEPS. Les coûts de l’étude sont des coûts 2030. On suppose que le coût de l’installation des 2.7 premiers GW supplémentaires correspond à la borne inférieure de l’intervalle et que les 2.3 potentiels restants correspondent à sa borne supérieure. En outre, on ne suppose pas d’évolution de coût après 2030, car on la suppose déjà parvenue à maturité. On obtient les coûts du Tableau 14.

Tableau 14 - Coûts 2050 des STEP

CAPEX 2050 (€/kW) OPEX fixe 2050 (€/kW/an)

Scénario PTI, 2.7 premiers GW 1 140 14.8

Scénario PTI, 2.3 GW de potentiel supplémentaire 2 080 14.8

La durée de vie supposée est de 40 ans13.

13 Source ADEME – étude PEPS

Juillet 2015

sur 40

Les chiffres fournis par IEA-ETSAP & IRENA, Technology Policy Brief E18 – April 2012, correspondent à un coût d’investissement de 2 300€/kW. Le rapport du laboratoire SANDIA (SANDIA, 2013) fournit des coûts encore plus élevés (au-delà de 6 000 €/kW). Les différences importantes qui peuvent être constatées entre plusieurs sources se justifient car les coûts de la filière STEP dépendent fortement des sites. Dans ce cadre, les sources de données françaises nous semblent les plus adaptées.

3.5 Filière thermique

Géothermie 3.5.1

3.5.1.1 Hypothèses On parle ici de géothermie profonde des réservoirs fracturés (dite EGS) et non de géothermie volcanique, non présente en métropole. Nous utilisons les hypothèses suivantes :

• durée de vie 20 ans d’après (ETSAP/IEA, géothermie) ; • 7000 heures de fonctionnement pleine puissance ; • 3.5% du coût d’investissement en coûts de maintenance (ETSAP/IEA, géothermie) .

3.5.1.2 Sources14

étudiées Les sources suivantes ont permis de reconstituer la Figure 21 :

• (ETSAP/IEA, géothermie) ; • (Black & Veatch) 15 ; • (Transparent Cost DB) .

On note des variations considérables en fonction des sites (voir notamment à ce sujet le site du BRGM, le rapport Black & Veatch pour le NREL, la fiche ETSAP).

Figure 21 Courbes d'évolution des coûts de l'énergi e géothermique

La source (Cour des comptes, 2013) fournit uniquement une valeur isolée de 5.8c€/kWh.

3.5.1.3 Propositions de courbe d’évolution du coût Puisque plusieurs sources indiquent des baisses de coûts limitées, nous proposons de garder un coût constant dans le scénario. Nous partons de la valeur donnée par (Cour des comptes, 2013). Une trajectoire alternative est également proposée, partant d’un coût actuel plus élevé (en adéquation avec l’actuel tarif d’achat de 200 €/MWh). 14 Pas de données dans la feuille de route géothermie de l’ADEME 15 COST AND PERFORMANCE DATA FOR POWER GENERATION TECHNOLOGIES, Prepared for the National Renewable Energy Laboratory, FEBRUARY 2012

Juillet 2015

sur 40

Figure 22 Propositions d'évolutions des coûts de l' énergie géothermique

Tableau 15 - Coûts 2050 de l'énergie géothermique


Scénario PTI 5.8 3 550 124

CCGT 3.5.2Remarque : cette filière sera exploitée pour le cas d’étude < 100% ENR.


• durée de vie 30 ans (d’après (IEA, 2035)) ; • 4% du coût d’investissement en coûts de maintenance (ETSAP/IEA, gas) ; • prix du gaz, incluant son contenu CO2 (utilisé pour le calcul du LCOE uniquement) : 60.25 €/MWh PCS (soit

66.28 €/MWh PCI16) ; • rendement PCS 0.58 (rendement PCI 0.64).

3.5.2.2 Sources Les sources suivantes ont été utilisées pour reconstituer la Figure 23 :

• (ETSAP/IEA, gas) ; • (Black & Veatch) 17

Cette filière étant pilotable, les courbes d’évolutions des coûts représentent les CAPEX totaux plutôt que les LCOE, qui dépendent du nombre d’heures de fonctionnement.

16 Source IEA - Word Energy Outlook 2013, en supposant une évolution linéaire du prix avec la même pente entre aujourd’hui et 2030 qu’entre 2030 et 2050 (prix du gaz 2050 hors contenu CO2 : 15.8 $2012/Mbtu). 17 COST AND PERFORMANCE DATA FOR POWER GENERATION TECHNOLOGIES, Prepared for the National Renewable Energy Laboratory, FEBRUARY 2012

Juillet 2015

sur 40

Figure 23 Courbes d'évolution du CAPEX des CCGT

3.5.2.3 Proposition de courbe d’évolution du coût (PTI) Pour une évolution PTI nous proposons de reprendre les coûts de l’(ETSAP/IEA) et de les figer entre 2030 et 2050, l’ensemble des courbes présentant un plateau à partir de cette date.

Figure 24 Proposition d'évolution des coûts de l'én ergie issue des filières gaz

Juillet 2015

sur 40

Tableau 16 - Coûts 2050 des CCTG (pour un nombre d' heures de fonctionnement pleine puissance supposé d e 4000 h)

LCOE 2050



(€/kW/an) OPEX variable

(c€/kWh)


TAC 3.5.3Cette filière sera exploitée :

- Pour le cas 100% EnR, pour des TACs utilisant du gaz de synthèse issu d’un procédé de méthanation (utilisation globale sur l’année)

- pour le cas d’étude < 100% ENR sur du gaz fossile non issu de la méthanation.


• durée de vie 30 ans (d’après (IEA, 2035)) ; • 4% du coût d’investissement en coûts de maintenance (ETSAP/IEA, gas) ; • prix du gaz (utilisé pour le calcul du LCOE uniquement) : 60.25 €/MWh ; • rendement PCS 0.41, rendement PCI 0.45 (utilisé pour le calcul du LCOE uniquement).

3.5.3.2 Sources Les sources suivantes ont été utilisées pour reconstituer la Figure 23 :

• (ETSAP/IEA, gas) ; • (Black & Veatch) 18.

Cette filière étant également pilotable, les courbes d’évolutions des coûts représentent les CAPEX totaux plutôt que les LCOE.

Figure 25 Courbes d'évolution de l'énergie issue de s TAC


Juillet 2015

sur 40

3.5.3.3 Proposition de courbe d’évolution du coût (PTI) Cette filière étant confrontée aux CCGT dans les cas < 100% ENR, il nous a paru préférable d’utiliser des hypothèses de coûts basées sur la même source de donnée, à savoir l’ETSAP jusqu’en 2030, puis un coût constant.

Figure 26 Proposition d'évolution des coûts de l'én ergie issue des TAC

Tableau 17 - Coûts 2050 des TACs pour un nombre d'h eures de fonctionnement pleine puissance supposé de 2000 h)

LCOE 2050



(€/kW/an) OPEX variable

(c€/kWh)


3.6 Filière biomasse

Cogénération bois 3.6.1On considère une valorisation du bois uniquement sous forme de cogénération, de manière à rester sur des centrales valorisant au maximum l’énergie contenue dans le bois. Le nombre d’heures de fonctionnement est indicatif car c’est un moyen piloté.


• durée de vie 25 ans (hypothèse moyenne de (ETSAP/IEA, Biomasse) ); • 5 000 heures de fonctionnement pleine puissance ; • 2.2% du coût d’investissement en coûts de maintenance ; • prix de vente de la chaleur de 42 €/MWh, qui correspond au coût variable de fonctionnement d’une chaudière

bois d’un réseau de chaleur19 ; • coût du bois 22€/MWh, d’après l’étude 2011-2012 ADEME/BASIC sur les coûts de combustible de bois livré

(utilisé pour le calcul du LCOE uniquement)20 ; • rendements chaleur 0.6 et électrique 0.2 (utilisés pour le calcul du LCOE uniquement).21

19 D’après le document de l’AIE « Renewables for heating and cooling », qui fournit l’OPEX d’une chaudière à bois, et d’après l’étude ADEME sur la chaufferie de Hauteville qui fournit les CAPEX et rendements, et en utilisant le coût du combustible bois ci-dessus. 20 On suppose qu’il n’y a pas d’évolution du prix du bois livré en 2050. 21 Source : “Coûts et rendements de référence des installations de cogénération”, ATEE 2007.

Juillet 2015

sur 40


• (ETSAP/IEA, Biomasse) ; • (Black & Veatch) 22 ; • (SRU, 2011) ; • (Transparent Cost DB) http://en.openei.org/apps/TCDB/.

Figure 27 Courbes d'évolution du coût de l'énergie issue des cogénérations à bois

Remarque : Dans (Cour des comptes, 2013) une valeur isolée est présentée (p177) qui correspond à un coût de 7 c€/kWh.

3.6.1.3 Proposition de courbe d’évolution du coût (PTI) On choisit une valeur moyenne pour 2010 et 2050, et on suppose une évolution linéaire entre les deux.

Figure 28 Proposition d'évolution du coût de l'éner gie (hors combustible) issue des cogénérations à bo is

Tableau 18 - Coûts 2050 des cogénérations à bois

LCOE 2050



(€/kW/an) OPEX variable 2050 (c€/kWh)

Scénario PTI 7.0 3 759 83 1.6


Juillet 2015

sur 40

UIOM – Unités d’Incinération d’Ordures Ménagères 3.6.2


• durée de vie 25 ans (moyenne entre les sources (IEA, 2035) et (ETSAP/IEA, UIOM) ) ; • 8000 heures de fonctionnement pleine puissance23 ; • 2.2% du coût d’investissement en coûts de maintenance ; • prix de vente de la chaleur de 42 €/MWh, qui correspond au coût variable de fonctionnement d’une chaudière

bois d’un réseau de chaleur24.

3.6.2.2 Proposition de coût La source (ETSAP/IEA, UIOM) fournit un CAPEX actuel de 6 538 €/kW, que l’on propose de conserver constant jusqu’en 2035.

Tableau 19 - Coût de l'énergie issue de l'incinérat ion de déchets



Centrales de cogénération en méthanisation 3.6.3Pour les mêmes raisons que pour le bois, nous considérons des centrales en cogénération. Là aussi, le nombre d’heures de fonctionnement est indicatif car ces centrales sont pilotées.


• durée de vie : 20 ans25 ; • 8 000 heures de fonctionnement pleine puissance26 ; • 6.3% du coût d’investissement en coûts de maintenance27.

3.6.3.2 Sources étudiées Le rapport (Oxford, 2012) rappelle que les coûts d’investissement sont très variables en fonction des matières premières et des sites28. Nous avons étudié les exemples suivants :

• IEA Bioenergy Task 37, Country Report Austria, Rudolf Braun :7.25 c€/kWh ; • “Examples for financing of biogas projects in Germany, Austria, The Netherlands, Denmark and Italy” fournit

des tarifs d’achat : o Autriche (250-500 kWe) : 16.5 c€/kWh, o Allemagne : 9.18 c€/kWh, o Pays Bas : 15.58 c€/kWh ;

• “ADEME, méthanisation à la ferme pour les projets d’une puissance électrique inférieure à 500 kWe, Septembre 2011 » : 15.58 c€/kWe

• (ETSAP/IEA, biomasse) qui nous a permis de tracer la Figure 29.

23 On supposera la production constante sur l’année 24 D’après le document de l’AIE « Renewables for heating and cooling », qui fournit l’OPEX d’une chaudière à bois, et d’après l’étude ADEME sur la chaufferie de Hauteville qui fournit les CAPEX et rendements, et en utilisant le coût du combustible bois ci-dessus. 25 D’après le document de la Sustainable Energy Authority of Ireland, Bioenergy, Economics of a biogas plant 26 D’après le meme rapport, le nombre d’heures de fonctionnement est souple mais devrait être le plus élevé possible pour augmenter la rentabilité des projets 27 2.4% d’après http://www.probiopol.de/Cost_and_Profits_Exemplary_A.73.0.html et 10% d’aprèes BIOGAS PLANT INVESTMENT ANALYSIS, COST BENEFIT AND MAIN FACTORS, Andres Menind, Jüri Olt, Estonian University of Life Sciences, Institute of Technology : nous proposons une valeur moyenne. 28 The investment costs of a biogas plant are mainly related to its size and feedstock mix. Both also depend on local conditions such as distance to existing energy infrastructure and availability of feedstock and the concept

Juillet 2015

sur 40

Figure 29 - Évolution des coûts de l'énergie issue de la méthanisation

3.6.3.3 Proposition de courbe d’évolution des coûts On choisit de partir de la valeur actuelle de l’ADEME, et on lui applique la tendance de l’ETSAP jusqu’en 2030. On suppose qu’après 2030 la filière suit une tendance similaire.

Figure 30 - Proposition d'évolution des coûts de la méthanisation

Tableau 20- Coût de l'énergie issue de la méthanisa tion



Remarque : On ne distingue pas ici les coûts d’installation de la turbine et du méthaniseur ; de ce fait, le coût de l’augmentation de la puissance installée de la turbine seule sera surestimé dans le modèle.

Juillet 2015

sur 40

3.7 Stockage court terme L’étude ne discrimine pas une technologie spécifique de stockage court terme. Nous retenons les caractéristiques techniques et économiques des stockages CAES (Compressed Air Energy Storage) isochore adiabatique souterrain. Les données proviennent de l’étude PEPS. L’étude donne le résultat d’une puissance installée de stockage court terme, qui pourra ensuite être plus finement redistribué entre les technologies intéressantes (CAES, mais aussi batteries, …). Pour le cas PTE, on suppose que le prix du stockage est réduit au 2/3 du prix du cas PTE.

Tableau 21 - Coûts du stockage CAES

CAPEX 2050 (€/kW) OPEX fixe 2050 (€/kW/an)

Scénario PTI 753 14 Scénario PTE 251 5

Tous les détails concernant les différents moyens de stockage mis en jeu sont donnés dans le livrable.

3.8 Prix du gaz et du CO2 Pour projeter l’évolution du prix du gaz, on choisit le scénario « politiques courantes » du World Energy Outlook de l’agence internationale de l’énergie, et on suppose que ces coûts conservent une pente similaire jusqu’en 2050, c’est-à-dire que l’on obtient finalement les prix (en €) sur la Figure 31.

Figure 31 Proposition d’évolution des prix des comb ustibles (€/MWh PCS, hors contenu CO 2)

Juillet 2015

sur 40

Figure 32 Proposition d’évolution des prix des comb ustibles (€/MWh PCI)

Pour projeter l’évolution du prix du CO2, on exploite l'impact assessment de la commission européenne29, à savoir : 35€ la tonne en 2030 et 100€ la tonne en 2050.

Figure 33 Proposition de projection de coût du CO 2

Remarque : Dans le scénario de la Commission Européenne dont l’objectif est concentré autour de la réduction des tonnes de CO2, le prix de la tonne monte à 264€/tCO2.

29 http://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:52014SC0015&from=EN

Juillet 2015

sur 40

4. Sources principales (Achat, 2013) , tarifs d’achat, http://www.developpement-durable.gouv.fr/Les-tarifs-d-achat-de-l,12195.html (ADEME-PV-BIPS, 2015), Etude « Filière photovoltaïque française : bilan, perspectives et stratégie » menée par l’ADEME en 2015 (CE, 2014) Commission européenne (“Wave and tidal energy strategic Technology Agenda » - SI Ocean, février 2014) (ETP, 2014) Energy technology Perspectives 2014 de l’IEA (ETI) Energy Technology Institute du UK Energy Research Centre (IEA, 2011) IEA solar energy perspective 2011 (IEA, 2035) Source IEA, http://www.worldenergyoutlook.org/weomodel/investmentcosts/, « Projected Costs of Generating Electricity - 2010 edition », projection 2035 (Black & Veatch) COST AND PERFORMANCE DATA FOR POWER GENERATION TECHNOLOGIES, Prepared for the National Renewable Energy Laboratory, FEBRUARY 2012 (Chabot, 2002) « Analyse économique comparative des projets éoliens à terre et en mer », ADEME – CLAROM - Séminaire « Eoliennes Offshore » - IFP, Rueil Malmaison, 21/11/2002, Bernard Chabot, Expert senior, ADEME. Le coût d’investissement est considéré décroissant avec une augmentation conséquente de la durée de vie garantie des machines. Le coût d’investissement est donné en €2001 et rapport à des €2012 (+30%) (Chen et al., 2008) , H. Chen et al., Progress in natural Science 19, (2009) ,291-312 (Cour des comptes, 2013) Annexe 8 du rapport de la cour des comptes sur l’énergie renouvelable : Cour des comptes, La politique de développement des énergies renouvelables – juillet 2013, www.ccomptes.fr (CRE, 2013) Commission de régulation de l'énergie, «Délibération du 3 avril 2013 portant décision relative aux tarifs d'utilisation d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTB,» Journal officiel de la République Française, 30 Juin 2013. (ERDF, 2013) “Analysis of the options to reduce the integration costs of renewable generation in the distributino networks”, A. Minaud, C. Gaudin, L. Karsenti (ERDF), 22nd Internatinoal conference on electricity distribution. (ETSAP/IEA, biomasse) technology policy brief E05, Biomass for HP http://www.iea-etsap.org/web/Supply.asp (ETSAP/IEA, CSP) ETSAP/IEA, technology policy brief E10, Concentrating Solar Power, http://www.iea-etsap.org/web/Supply.asp (ETSAP/IEA, gas) ETSAP/IEA, technology policy brief E02, Gas-Fired Power, http://www.iea-etsap.org/web/Supply.asp (ETSAP/IEA, géothermie) , technology policy brief E07, Geothermal heat and power, http://www.iea-etsap.org/web/Supply.asp (ETSAP/IEA, Hydro) , technology policy brief E06, Hydropower, http://www.iea-etsap.org/web/Supply.asp (ETSAP/IEA, Marin) , technology policy brief E08, Marine Energy, http://www.iea-etsap.org/web/Supply.asp (ETSAP/IEA, PV) PV power, Policy Brief 11, http://www.iea-etsap.org/web/Supply.asp

Juillet 2015

sur 40

(IRENA, wave) http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/Wave-Energy_V4_web.pdf (LCICG) Low carbon innovation coordination group: http://www.carbontrust.com/media/168547/tina-marine-energy-summary-report.pdf (MMD, 2011) Source Mott MacDonald, Costs of low-carbon generation technologies, May 2011, Committee on Climate Change http://www.theccc.org.uk/publication/the-renewable-energy-review/ (Oxford, 2012) Perspectives for Biogas in Europe, Floris van Foreest, December 2012 Oxford Institute for Energy Studies (PEPS, 2013) http://www.presse.ademe.fr/files/peps---rapport-public1.pdf (SANDIA, 2013) SANDIA (DOE/EPRI 2013 Electricity Storage Handbook in Collaboration with NRECA) (SRU, 2011) Pathways towards a 100 % renewable electricity system, Special Report, October 2011, http://www.umweltrat.de (Transparent Cost DB) « Transparent cost database » de NREL, http://en.openei.org/apps/TCDB/

Juillet 2015

sur 40

Index des figures Figure 1 - Trajectoires de LCOE du scénario ETP .............................................................................................................. 6

Figure 2 - Trajectoires de coûts du Fraunhofer ................................................................................................................... 7

Figure 3 - Exemple de projection de coûts technologiques, source SRU ........................................................................... 8

Figure 4 - Sensibilité du LCOE au taux d'actualisation et au CAPEX ............................................................................... 10

Figure 5 - Comparaison des coûts fixes annuels .............................................................................................................. 11

Figure 6 - Comparaison des coûts de l'énergie issue de différentes sources .................................................................. 12

Figure 7 - Comparaison des facteurs de charge ............................................................................................................... 13

Figure 8 - Courbes d'évolution du prix de l’énergie éolienne on-shore ............................................................................. 14

Figure 9 - Proposition d'évolution PTI du coût de l'énergie éolienne on-shore ................................................................. 15

Figure 10 Courbes d'évolution du prix de l’énergie éolienne off-shore ............................................................................. 16

Figure 11 Proposition d'évolution PTI du coût de l'énergie éolienne off-shore ................................................................. 16

Figure 12 Courbes d'évolution du prix de l'énergie photovoltaïque au sol........................................................................ 18

Figure 13 Proposition d'évolution des coûts de l'énergie photovoltaïque au sol .............................................................. 19

Figure 14 Courbes d'évolution du prix de l'énergie photovoltaïque sur toiture ................................................................. 20

Figure 15 Proposition d'évolution des coûts de l'énergie photovoltaïque installée sur toitures ........................................ 21

Figure 16 Courbes d'évolution du prix d’installation de la filière solaire à concentration .................................................. 22

Figure 17 Proposition d'évolution du prix de l'énergie issue de la filière solaire à concentration ..................................... 23

Figure 18 Proposition d'évolution du prix de l'énergie issue de la filière marémotrice ..................................................... 24

Figure 19 Courbes d’évolution du coût des énergies marines .......................................................................................... 25

Figure 20 Propositions d'évolutions des coûts des énergies marines. Dans le cas PTI, l’ADEME ne retient aucune évolution de coût entre 2030 et 2050. ............................................................................................................................... 25

Figure 21 Courbes d'évolution des coûts de l'énergie géothermique ............................................................................... 27

Figure 22 Propositions d'évolutions des coûts de l'énergie géothermique ....................................................................... 28

Figure 23 Courbes d'évolution du CAPEX des CCGT ...................................................................................................... 29

Figure 24 Proposition d'évolution des coûts de l'énergie issue des filières gaz ............................................................... 29

Figure 25 Courbes d'évolution de l'énergie issue des TAC .............................................................................................. 30

Figure 26 Proposition d'évolution des coûts de l'énergie issue des TAC ......................................................................... 31

Figure 27 Courbes d'évolution du coût de l'énergie issue des cogénérations à bois ....................................................... 32

Figure 28 Proposition d'évolution du coût de l'énergie (hors combustible) issue des cogénérations à bois .................... 32

Figure 29 - Évolution des coûts de l'énergie issue de la méthanisation ........................................................................... 34

Figure 30 - Proposition d'évolution des coûts de la méthanisation ................................................................................... 34

Figure 31 Proposition d’évolution des prix des combustibles (€/MWh PCS, hors contenu CO2) ..................................... 35

Figure 32 Proposition d’évolution des prix des combustibles (€/MWh PCI) ..................................................................... 36

Figure 33 Proposition de projection de coût du CO2 ......................................................................................................... 36

L’ADEME EN BREF

L'Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Energie

(ADEME) participe à la mise en œuvre des politiques

publiques dans les domaines de l'environnement, de

l'énergie et du développement durable. Elle met ses

capacités d'expertise et de conseil à disposition des

entreprises, des collectivités locales, des pouvoirs publics

et du grand public, afin de leur permettre de progresser

dans leur démarche environnementale. L’Agence aide en

outre au financement de projets, de la recherche à la mise

en œuvre et ce, dans les domaines suivants : la gestion

des déchets, la préservation des sols, l'efficacité

énergétique et les énergies renouvelables, la qualité de

l'air et la lutte contre le bruit.

L'ADEME est un établissement public sous la tutelle

conjointe du ministère de l'Ecologie, du Développement

durable et de l’Energie, et du ministère de l'Éducation

nationale, de l'Enseignement supérieur et de la

Recherche.

un mix électrique 100% renouvelable ? analyses et ... · des valeurs de capex sont également...

Documents