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Published on May 8, 2014

Author: DanieloOlivier

Source: slideshare.net

Source des données: Institut Fraunhofer (Bruno Burger) et association Hydrocoop (François Lempérière) www.ise.fraunhofer.de/en/renewable-energy-data http://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/veroeffentlichungen-pdf-dateien-en/studien-und- konzeptpapiere/study-levelized-cost-of-electricity-renewable-energies.pdf www.hydrocoop.org ELECTRICITE France 100% Renouvelable Scénario « Sève Bio » Soleil + Eau + Vent + Bio Par Olivier Daniélo La Rochelle, 8 mai 2014 Quatre lignes directrices: Complémentarité remarquable de l’éolien et du solaire Potentiel du marélien en base ondulante pour réduire la part éolico-solaire Potentiel des STEP marines inversées au niveau des parcs éoliens offshore pour augmenter le volume des réservoirs utiles pour la gestion intra-day Coût marginal des turbines à gaz de sécurité utiles surtout l’hiver (gestion saisonnière). Possibilité de faire de la cogénération électricité + chauffage

Puissance PV installée (Pi) 12H00H 24H6H 18H 2/3 Pi 1/5 Pi ½ Pi 1/3 Pi Allemagne - Journée record de l’année de production solaire PV (en juillet 2013 ) Pour étaler la production solaire sur 24 H des STEP ayant une puissance de pompage cumulée égale à la moitié de la puissance PV installée est suffisante

Total appoint nécessaire: 12% du total annuel optimisé de 12 x 7 = 84 unités d’énergie arbitraires Concerne surtout les mois de novembre, janvier, février: des centrales à gaz à cogénération (chauffage du type système danois, district heating) seraient l’idéal Bilan: production 88% éolico-solaire Surproduction éolico-solaire de 2,5 unités/an, +3% (exportation) Solaire Eolien Surproduction Analyse de la production éolico-solaire en Allemagne durant l’année 2013, mois par mois Eolien et solaire sont formidablement complémentaires

Total annuel: 76,9 TWh 1/2 Total annuel: 76,9 TWh

L’hydrolien à concentration ( = marélien, étude Hydrocoop.org, publication dans une revue scientifique à comité de lecture) permet d’envisager de répondre à environ 20% de la demande nationale. Production en « base ondulante ». Ceci en protégeant les littoraux. A un coût moyen du kWh de 7 à 8 c€/kWh. Le concept de marélien ne repose que sur des technologies parfaitement au point: on sait construire des digues pour concentrer le courant de marée, et on sait construire des hydroliennes. L’acceptabilité du marélien semble supérieure à celle de l’éolien. France: 530 TWh/an Mix électrique proposé (SEVE BIO) 1/3 EAU: Marélien (100 TWh, 34 GW) & Hydroélectricité (50 TWh) 1/3 SOLEIL: 150 TWh, 100 GW (0.1 GW/km2, 1000 km2, 0,2% de la surface de la France métropolitaine) 1/3 VENT: 150 TWh, 70 GW (10 MW/km2, 7000 km2, y compris espaces cultivables entre éoliennes, 1,3% surface nationale) + (Bio)-GAZ: 50 TWh, 60 GW (l’Allemagne produit aujourd’hui 8% de son électricité à partir de biomasse) + AUTRES: 30 TWh (Houlomoteur, géothermie, CSP, EPR de Flamanville, etc.) Eau 28% Soleil 28% Vent 28% Bio 9% Autres 7% 84% SEVE 18% marélien et 10% hydroélectricité

Il manque 116 GWh de réservoir STEP. La France va installer 6 GW de parcs éoliens pour 2020. 10 MW/km2, ce qui fait 600 km2 En entourant les parcs éoliens de digues protectrices (STEP marine inversée), on obtient un réservoir de 0.5 GWh/km2, c’est-à-dire 300 GWh pour 600 km2. L’infrasctructure électrique (câbles etc.) sera en place grâce aux parcs éoliens, et bénéficiera aux STEP marines. Pour 116 GWh, il faut 232 km2 d’atolls. C’est-à-dire moins de 3 atolls de 100 km2 (5,6 km de rayon). C’est-à-dire moins de 35 km x 3 = 95 km de digues à 100 M€/km, soit 9,5 Mds d’€. Des atolls plus petits conduiraient à augmenter le linéaire de digues. Mais étant donné que le coût des digues est marginal (environ 3%) comparativement au système complet, c’est possible sans impact majeur sur le montant de l’investissement global. Les 122,5 km de digues peuvent héberger des éoliennes. Et une plateforme photovoltaïque flottante (avec suivi azimutal par simple coulissement) peut être installée autour de chaque éolienne à l’intérieur des atolls France: puissance moyenne appelée de 60 GW (90 GW en pointe) 50 GW de pompage STEP (égal à la moitié des 100 GW de solaire PV). Volume STEP de 50 GW x 6 heures = 300 GWh (184 GWh déjà en place) Back up centrale à gaz 80 GW « Base » ondulante marélienne d’environ 11 GW (34 GW installés)

Stockage maxi Mer Digue Principe de la STEP marine inverséeQuelques mètres au dessus du niveau de pleine mer de vive eaux Production électrique Stockage Turbine réversible « Un stockage de 0,5 GWh par km² est possible pour un niveau de bassin bas variant entre 15 et 25 m sous le niveau moyen de la mer, soit 10 m d’amplitude et 20 m de dénivelée. » (Hydrocoop)

Le pompage-turbinage conduit à perdre 20% de la partie (environ le tiers) de la production éolico-solaire annuelle concernée. Soit une perte d’environ 7%. Etant donné que l’éolico-solaire pèse 56% dans le mix, cela fait en réalité un surcoût de 3,5%. Sur la durée de vie d’environ 25 ans les éoliennes et les panneaux solaires PV une perte d’environ 10% de la production globale se produit, du fait du vieillissement des installations. Ces pertes sont déjà intégrées au coût du kWh. Il est possible de compenser ce déficit de 17% (17% de 300 TWh = 51 TWh ) soit avec le gaz, soit en augmentant la puissance éolico-solaire installée de 17%. Investissement: PV: 1€/W (Selon Fraunhofer) Eolien: 1,5 €/W Marélien tout compris: 1,5 €/W (selon Hydrocoop) Turbine STEP: 0.6€/W (Selon Hydrocoop) Turbine gaz: 0.5 €/W. 28% de solaire PV à 9 c€/kWh 28% d’éolien à 8 c€/kWh 18% de marélien à 7,5 c€/kWh 10% d’hydro à 1 c€/kWh Surcoût back-up STEP+Gaz: +20% Prix de revient du kWh global: 7,4 x 1,2 = 8,9 c€/kWh + 3.5% (pertes par pompage-turbinage) Coût global final de 9,2 c€/kWh Investissement France Wind Water Sun: 100 GW solaire PV: 100 Mds d’€ 70 GW éolien: 100 Mds d’€ 50 – 5 = 45 GW de turbines réversibles STEP: 27 Mds d’€ 95 km de digues des 3 atolls de stockage: 9.5 Mds d’€ 80 GW Turbines à gaz: 40 Mds d’€ 34 GW Marélien: 51 Mds d’€ Total: 100+100+27+12.5+40+51= 331 Mds d’€ (la durée de vie des panneaux PV et de l’éolien est d’environ 25 ans, il faut donc renouveler l’investissement des 200 Mds d’€ au bout de 25 ans) L’investissement turbines STEP + digues + turbines à gaz: 66,5 Mds d’€, c’est-à-dire 20% du total

Solaire PV Eolien Marélien Turbines Gaz Turbines STEP 100 0 50 GW Puissance installée Puissance appelée en France 60 Production annuelle Hydro

Investissement alternatif, France Nucléaire EPR + Gaz 70 GW d’EPR (CF 85%, production de 60 GW) = 371 Mds d’€ + 30 GW de turbines à gaz, 15 Mds d’€ Total: 386 Mds d’€ (La durée de vie des EPR est estimée à 50 ans mais il faut effectuer régulièrement des réparations pour assurer cette durée de vie. Ajouter environ 150 Mds. EDF demande un tarif d’achat de 11 c€/kWh pendant 35 ans pour son projet d’EPR en Grande-Bretagne) On peut faire le pari que le coût du nucléaire EPR baissera, mais alors il faut aussi tenir compte de la baisse prévisible du solaire PV et de l’éolien. L’écart restera, voir s’agrandira.

Réservoir de 184 GWh Hydraulique, France Annexes

Cédric Philibert, AIE: « (...) En France, par exemple, le volume actuel de stockage des STEP est de 184 GWh pour quelque 5 GW de capacité, et le potentiel réalisable de 4 000 GWh – 20 fois plus donc. Une confirmation de ce que les hydrauliciens ne cessent de dire à qui veut bien les entendre - il y a aujourd’hui un problème de « modèle d’affaires » (business model) pour les STEP, mais pas de limites physiques à court terme. L’étude est disponible à l’adresse suivante: http://ec.europa.eu/dgs/jrc/downloads/jrc_20130503_assessment_european_phs_potential.pdf » "LCOE of small PV systems at locations with GHI of 1200 kWh/ (m²a) in Southern Germany lies between 0.098 and 0.121 Euro/kWh and at locations in Northern Germany with an irradiation of 1000 kWh/(m²a) LCOE between 0.115 and 0.142 Euro/kWh are reached. The results depend on the amount of the specific investments, which is assumed to range from 1300 Euro/kWp to 1800 Euro/kWp. Today, ground-mounted utility-scale PV power plants are already reaching LCOE values between 0.079 and 0.098 Euro/ kWh in Southern Germany and 0.093 to 0.116 Euro/kWh in Northern Germany, since the more favorable power plants have already achieved specific investments of 1000 Euro/kWp or 1 Euro/Wp.“ http://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/veroeffentlichungen-pdf-dateien-en/studien- und-konzeptpapiere/study-levelized-cost-of-electricity-renewable-energies.pdf Annexes

Annexes 80 GW de centrales à gaz De quoi chauffer toute les villes françaises

La conversion de l’intégralité du parc automobile français au 100% électrique ne conduira qu’à une augmentation de 12% de la demande électrique nationale Annexes

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