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Pourquoi publier cette feuille de calcul

une notice d'utilisation simplifiée
 
une notice d'utilisation 
la feuille de calcul   

commentaires sur les batteries et les déplacements de consommation





 








voir aussi le dossier sur la politique de l'électricité








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Plus ou moins de nucléaire, d'éolien, de photovoltaïque,
combien cela coûte-t-il ?

Une feuille de calcul mise à votre disposition vous permet de répondre  

Combien dépenserons-nous en plus pour pas grand chose ou pour rien du tout :  voir  quelques résultats

         - en limitant le nuclaire à 50 %  : 7 à 10 milliards d'euros par an de plus qu'avec peu d'éoliennes et de photovoltaïque
        
          - avec 80 % d'électricité "renouvelable" :  32 milliards d'euros par an de plus qu'avec peu d'éoliennes et de photovoltaïque si la consommation d'électricité augmente d'ici 2050. Si la consommation d'énergie n'augmente pas, il faut ajouter de très grosses dépenses d'économie d'énergie

            Ne vaudrait-il pas mieux dépenser notre argent en cofinançant du photovoltaïque en Afrique ?

Tout cela peut être vérifié, contesté, contredit... ou approuvé !  

Cette feuille de calcul  est donc un outil fort indiqué pour un débat serein et fécond.


Pourquoi publier cette feuille de calcul

une notice d'utilisation simplifiée

quelques résultats
 

une notice d'utilisation 
la feuille de calcul                        NOUVEAU (5 juillet 2018) : la feuille permet de simuler  une consommation d'électricité qui s'efface définivement 
note sur les valeurs numériques
commentaires sur les batteries et les déplacements de consommation :  diminution des émissions de CO2 et diminution de la capacité CCG, TAC et groupes électrogènes
la pertinence de ce modèle de simulation simplifié  

   


Pourquoi cette feuille de calcul ?

Sur les capacités, les besoins de stockage, les dépense, des valeurs sont avancées par différents organismes et institutions mais on a souvent du mal à savoir comment elles sont justifiées et, surtout, on est incapable de voir de quoi elles dépendent et d'étudier d'autre hypothèses

En comparant les dépenses avec plus ou moins de nucléaire ou d'éoliennes ou de photovoltaïque pour une même consommation et une même émission de CO2, cette feuille de calcul permet, entre bien autres choses, de donner un coût à la décision d'augmenter la capacité de production de l'électricité renouvelable.

Cet outil de simulation
1- permet à tout le monde de choisir ses hypothèses
- sur la consommation d'énergie,
- sur la composition du parc de production : nucléaire, éoliennes, photovoltaïque, gaz, ou autres (hydraulique, sources thermiques non fossiles)
- sur deux procédés de "stockage", d'une part les batteries, d'autre part la production d'hydrogène pour produire du gaz qui sera utilisé pour produire de l'électricité
- sur le déplacement de la consommation par report ou anticipation
- sur les possibilités d'effacement définitif ;
- sur le coût des différents procédés de production et de stockage,
- sur les dépenses
spécifiques pour remplacer l'électricité effacée 

2- à partir de ces hypothèses, il calcule
- la consommation de gaz fossile et les émissions de CO2
- les dépenses annuelles de chaque moyen de production (nucléaire, éolienne, PV et gaz) et chaque moyen de stockage, et le total des ces dépenses

Pour ce calcul, les dépenses d'équipement (CAPEX) sont réparties en annuité constante sur la durée de vie de l'équipement - c'est la méthode LCOE, levelised cost of energy, très généralement utilisée, notamment par la Cour des Comptes.

On ne calcule pas ici les "coûts de l'éolien" en comparant le prix de reprise (c'est à dire le prix auquel EDF doit acheter cette élctricité) au prix moyen sur le marché de l'électricité. On ne compare pas non plus le prix de reprise au coût de production du nucléaire. On calcule les dépenses de production et éventuellement de stockage du système électrique selon qu'il y a plus ou moins d'éoliennes - ou de photovoltaïque. Si l'on se contente de comparer les coûts de production de chaque moyen, le nucléaire neuf est plus coûteux que les éoliennes sur terre ou, a fortiori, plus coûteux que le photovoltaïque au sol alors que les dépenses avec plus de PV ou d'éoliennes sont supérieures à ce qu'elles sont avec moins de PV ou d'éoliennes.

Pour calculer les dépenses totales d'un  système de production et de stockage d'électricité l'informatique est bien utile. Encore faut-il que les "modèles" de simulation utilisés soient accessibles pour que chacun puisse comprendre de quoi sont faites les dépenses. La feuille de calcul proposée ici est simplifiée en ceci qu'elle se fonde sur les chroniques horaires d'une seule année, l'année 2013.

Concenant les échanges avec les autres pays, notre outil de simulation indique heure par heure les possibilités de production disponibles pour autre chose que la demande française d'électricité. Cette disponibilité peut être utilisée pour produire du biocarburant par exemple, ou pour être exportée ou pour produire de l'hydrogène ou de la chaleur ou, à défaut, être abandonnée (en baissant de régime des réacteurs nucléaires ou en écrêtant la production éolienne et photovoltaïque). Il pourrait y avoir de l'importation lorsqu'il est nécessaire de consommer du gaz.

Cette feuille tient compte de la contrainte qui  limite l'entrée d'une production intermittente telle que l'éolien et le photovoltaïque. Cette contrainte se fait sentir lorsque la capacité nucléaire est inférieure à 40 GW. En deçà, il faut donc en tenir compte ou expliquer comment elle pourrait être levée ou allégée - ce qui a priori n'est pas impossible, mais n'est pas encore démontré sur une longue période.

Au total, cet outil de simulation  est  facile à utiliser. Si l'on introduit les hypothèses de l'ADEME ou de RTE, il fournit des résultats très proches de ceux que publient ces organismes. - cf. une note sur la pertinence de ce modèle.





Toute remarque est bienvenue.






  Notice d'utilisation simplifiée

La consommation
Deux options : option 1 : on introduit la consommation annuelle en nombre de TWh
                       option 2 : on introduit un pourcentage d'augmentation par rapport à aujourd'hui pour les six mois frais et un autre pour l'autre semestre
          les possibilités d'effacement définitif : une capacité maximum l'hiver et une autre l'été : pendant une heure, l'effacement intervient en remplacement de production de pointe (TAC ou groupes électrogènes) dans une limite qui est proportionnelle à la capacité maximale d'effacement et à la consommation totale.
          les déplacements de consommation : indiquer le maximum de consommation pouvant être déplacé avant d'être compensé.


La production
Introduire les composantes des moyens de production d'électricité
pour le nucléaire : la capacité installée  et, en pourcentage, la capacité disponible en moyenne et au maximum dans l'année (l'hiver) ; la flexibilité maximum et le fonctionnnement minimum. Aujourd'hui, le limites de flexibilité ne gênent pas.
pour l'éolien : la capacité installée dont la capacité en mer, le facteur de charge (en nombre d'heures par an) sur terre et en mer
pour le photovoltaïque, le facteur de charge et le porcentage sur toiture
Les limites d'accès au réseau de la production éolienne et photovoltaïque : pour sa stabilité, le réseau a besoin de l'inertie des machines tournantes de production ce qui limite la production des éoliennes et photovoltaïque pouvant entrer sur le réseau. Cette limite pourra probablement être repoussée au point de ne plus être gênante : le logiciel propose trois options selon qu'il n'y pas de limite ou qu'elle est telle qu'aujourd'hui ou entre les deux. Dans une autre version, on simule l'apport d'inertie par des machines tournantes qui ne produisent pas d'électricité. C'est efficace et peu cher. On peut choisir l'option : "sans limite d'accès".
pour l'hydraulique, il est recommandé de ne rien changer : 60 TWh par an
La production des lacs  deux options : selon l'opion 2 elle a le même profil horaire qu'en 2013 ; selon l'option 1 on dispose en début d'année d'une quantité égale à la production annuelle et celle-ci est utilisée heure par heure  pour éviter des productions à partir d'énerge fossile sans autre contrainte que la limite de la capacité de production (en GW). Ce n'est pas réaliste. La réalité se situe entre les deux options, beaucoup plusproche de l'option 2. Donc, choisir l'option 2.
pour la biomasse : on introduit la production annuelle et la partie de cette production qui est "en base"
La production à partir de biomasse est limitée par la capacité de l'équipement et par la quantité de biomasse. Par ailleurs, s'il y a peu de nucléaire, cette production sera sollicitée pour pallier les fluctuations éoliennes et solaires. C'est pourquoi, on distingue une production en base et un production pilotable. Le logiciel permet d'en déduire la capacité totale, qui influe sur les coûts.

pour la production à partir de gaz, fossile ou de synthèse, on introduit une marge de précaution : le logiciel calcule ainsi la capacité des moyens de production à partir de gaz : le maximum de la puissance appelée est diminué des capacités garanties, qu'il calcule, et des possibilités d'effacement définitif et augmentée de la marge de précaution. Introduire la capacité des moyens de production de pointe. Le logiciel calcule la capacité des CCG.

Le stockage,  la production d'hydrogène pour faire du méthane puis de l'électricité, lespossibilités d'exportation
Introduire
pour les batteries leur capacité (en GWh), leur puissance de charge et leur puissance de décharge (en GW).
La puissance délivrée par les batteries et libérée par les déplacements de consommation : le logiciel permet de voir heure par heure la puissance demandée aux moyens pilotables autres que le nucléaire (part pilotable de la biomasse, décharges de stockages et reports de consommation, production à partir de gaz). en regardant une période de pointe, et connaissant les pouissance pouvant être délvrée par chacun des moyens pilotables, il est alors possible de calculer la puissance (en GW) que peuvent délivrer les batteries et les reports de consommation . De fait, cette puissance est inférieure à 10 GW, quelle que soit leur contenance en GWh.
pour la production de méthande synthèse la capacité de l'électrolyseur
pour l'exportation : la capacité des lignes d'interconnexion vers l'étranger

Les coûts et les dépenses - hors hydraulique
pour chaque moyen de production et de stockage : la capacité, les dépenses d'installation, la durée de vie, les dépenses annuelles et les dépenses d'énergie.Sur une feuille intitulée "les coûts", on verra les coûts du nucléaire , des éoliennes e du photovoltaïque aujourd'hui est selon l'ADEME ou selon RTE.
Le taux d'actualisation
le coût du CO2
la valorisation des excédents

Les résultats fournis par la feuille de calcul
La production d'électricité à partir d'énergie fossile, produite en France ou importée
Les quantités exportées
Les consommation effacées définitivement
Les production par moyen de production
Les dépenses annuelles de production hors hydraulique ; les mêmes augmentées du coût du CO2 ou/et diminuées de la valorisation des excédents
Les dépenses par moyen de production et de stockage
Quelques effets connexes : nombre d'éoliennes, surface occupées par le photovoltaïque


 






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Dans ce dossier

- une présentation de la feuille qui calcule n'importe quel parc de production

- la pertinence de ce modèle

- la feuille de calcul

- une notice technique

- note sur les valeurs numériques















































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- la pertinence de ce modèle

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- une notice technique

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le 25 mai 2017

Une feuille de calcul

qui simule un parc de production d’électricité et calcule les dépenses de production

Notice technique - compléments à la notice simplifiée

voir ici les améliorations apportées depuis la première publication


Les moyens pour ajuster fourniture et demande

Les données à introduire
- batteries, Step : introduire pour chacune la capacité en GWh, le rendement,  le temps minimum de charge ou de décharge, la puissance garantie en proportion de la capacité en GWh.
- déplacements de consommation : introduire la quantité de consommation que les consommateurs acceptent de reporter ou d'anticiper avant que ces déplacements soient compensés ; par exemple si l'on suppose que 10 millions de consommateurs acceptent de repousser ou d'anticiper de 3 heures une consommation de 3 kW, cela fait 90 GWh. Introduire également le rendement de ces déplacements et le temps minimum qu'il faut pour atteindre le report maximum de consommation.
 - Production d’hydrogène pour faire du gaz puis de l’électricité : introduire la capacité de l’électrolyseur en GW entrant et le rendement du processus complet : électricité produite sur électricité entrant dans l'électrolyseur.
- Effacement définitif : introduire les capacités maximum hiver et été.  Chaque heure, la capacité effaçable maximum dépend du niveau total de consommation. L'effacement définitf  intervient lorsqu'il est nécessaire de faire appel aux TAC et groupes électrogènes.

Les capacités garanties

La capacité garantie par le nucléaire est calculée avec le coefficient de disponibilité en hiver
La puissance garantie par les éoliennes est indiquée par un coefficient s'appliquant à la puissance installée.
Celle des fleuves est la puissance minimale pendant l'hiver.
La capacité de production à partir de biomasse est calculée à partir des productions de base et pilotables.
Les puissances garanties par les Steps, les reports de consommation et les batteries sont calculées à partir de coefficients introduits par l'utilisateur : le rapport entre la puissance exprimée en GW et la capacité exprimée en GWh.

Les calculs

En quantité

Les chroniques horaires colonne par colonne

La consommation finale de référence : l'année 2013
 

La consommation finale et les productions sont calculées à partir des chroniques horaires de 2013 données par RTE. Ces chroniques donnent les productions par moyen de production y compris ce qui est produit par les Steps. Elles figurent telles quelles sur la feuille de calcul

En retirant ce qui est pompé par les Steps et le bilan net des échanges extérieurs, ces chroniques donnent heure par heure ce qui est mis sur le réseau pour la consommation, y compris les pertes en ligne. On en retire donc les pertes en ligne (7 %) pour connaître la consommation finale en 2013.

La consommation finale simulée, avant déplacement  de consommation et effacement définitif

La feuille calcule heure par heure une consommation proportionnelle à celle de 2013 avec un coefficient de proportionnalité qui est selon le choix de l'utilisateur,
        ou bien le même  toute l'année
        ou bien différent pour six mois frais d'une part, six mois chauds d'autre part.
La consommation totale est la somme des consommations horaires.

Cette consommation peut être modifiée par les  déplacements de consommation et les effacements définitifs - cf. plus bas.

Les colonnes de 8760 lignes

- quantités destinées directement à la consommation finale (y compris les pertes en ligne)

- les productions de base mises sur le réseau : ce sont les productions à partir de fleuve, la partie "base" des sources thermiques fossiles et non fossiles et aussi les productions à partir des lacs si l'utilisateur a choisi comme option que celles-ci sont proportionnelles à celles de 2013 ; le total de ces productions est calculé colonne AJ. Les productions de base sont sans émissions de CO2 sauf un petite quantité de production de base à partir d'énergie fossile (cogénération).

- l'éolien et le photovoltaïque
    - possibilité de production éolienne : proportionnelle à la production de 2013 dans un rapport qui tient compte de la capacité installée et de l’efficacité des éoliennes
    - possibilité de production PV : comme pour l’éolien
    - possibilité de mise sur le réseau de l'éolien et du PV : c'est la possibilité de production limitée par le coefficient qui limite la part des intermittentes sur le réseau. Ce coefficient est calculé heure par heure
    - quantités effectivement mises sur le réseau : dans la limite de la possibilité de mise sur le réseau, c'est la  consommation (augmentée des pertes de réseau) diminuée des productions de base et de la quantité nucléaire mise sur le réseau, calculée comme dit ci-dessous. La façon de calculer la contribution du nucléaire donne la priorité à l'éolien et au photovoltaïque sous réserve de contraintes techniques que doit respecter le nucléaire.
    - la répartition heure par heure de la production éolienne  : deux colonnes permettent de calculer le nombre d'heures de fonctionnement et la quantité produite lorsque la puissance est supérieure à une certaine valeur. Cela permet de connaître la puissance garantie par les éoliennes sauf un certain nombre d'heures par an.

- production nucléaire destinée directement à la consommation finale
    Elle est calculée en plusieurs temps.
     1- la capacité maximum compte tenu du coefficient technique de disponibilité. Celui-ci est modulé au cours de l'année.
     2- la puissance mise sur le réseau est limitée par la différence entre d'une part la consommation et, d'autre part,  la somme des quantités produites par l'hydraulique, la production de base à partir de sources thermiques renouvelables ou fossiles et les quantités produites par éoliennes et  PV et pouvant être mises sur le réseau ; mais la puissance nucléaire mise sur le réseau doit respecter des limites de flexibilité du nucléaire et doit être supérieure à un minimum.

- Lorsque les productions de base ne sont pas suffisantes, on complète par du déstockage (ou des reports de consommation) puis par la part modulable de la production à partir de biomasse, puis par les CCG, puis par l'effacement définitif, et enfin par des TACs.

Sur la production à partir de biomasse
On a essayé de la décrire heure par heure car les scénarios de l'ADEME ou de la SNBC supposent une forte production à partir de biomasse pour éponger les fluctuations de la production éolienne et solaire et de la consommation. On peut alors avoir une idée de la flexibilité attendue de cette source d'électricité.
A la différence du gaz, c'est la quantité en TWh qui est limitée. On a donc cherché à calculer la capacité nécessaire pour utiliser les possibilités de production. Pour cela on distingue une production "de base" semblable à celle de l'année 2013, c'est à dire à peu près constante, et une production modulable. On introduit la quantité (en TWh) de la produ
ction de base ; la quantité modulable se calcule par différence, soit QM. On peut introduire la capacité modulable. La feuille calcule heure par heure la production modulable (qui passe après le déstockage et avant les CCG) et le total des productions horaires ; on ajuste la capacité modulable de façon que ce total soit égal à QM. Autre option : la capacité modulable est en GW égale au quart de la production modulable exprimée en TWh ; le résultat est moins exact mais cela sans effet sur les émissions de CO2 . Voir colonnes W à Y, lignes 111 à 125.

L'effacement définitif intervient après le déstockage et la production à partir de biomasse et de CCG. Chaque heure il est inférieur à une valeur proportionnelle à la consommation totale pendant cette heure et à la capacité effaçable maximum. On complète avec la production des TAC ou groupes électrogènes.

                 Il serait alors facile de calculer les quantités livrées pendant que sont marginales les productions des TACs, des CCG ou du déstockage.

La répartition des possibilités de production

Les possibilités de production sont réparties entre ce qui est mis sur le réseau pour être directement consommé, ce qui est mis en stock, ce qui sert à produire de l'hydrogène pour méthanation, ce qui  peut être exporté, ce qui est utilisé à autre chose et ce qui est laissé sans emploi.

Une colonne, AK, indique le total des possibilités de production autres que la production modulable à partir de gaz fossile et de biomasse et le déstockage qui équilibreront la demande (AK inclut la production à partir de fossile qui est de base, comme la cogénération). AK inclut la production à partir des lacs si celle-ci est considérée comme une production de base.
La colonne AO indique la part des possibilités de production éolienne et PV qui entre sur le réseau, en tenant compte de la limite d'accès au réseau de ces production intermittentes, des productions "de base" hydraulique, biomasse et à partir de gaz, et des contraintes techniques de la production nucléaire.
AL donne le total de ce qui entre effectivement sur le réseau : production éolienne et PV, productions de base hydraulique, à partir de gaz et à partir de biomasse et producgion nucléaire..
La différence avec la consommation, quand elle est positive (colonne N), sert en priorité à charger les batteries et les Steps dans la limite de leur capacité et de la puissance de charge maximum (colonne S) , puis est consommé par l'électrolyseur (colonne T). Le reste peut être exporté dans la limite de la capacité des interconnexions.
Lorsque ce qui peut entrer sur le réseau est inférieur à la demande (colonne O), il est fait appel en priorité aux batteries, STEPs et déplacements de consommation (colonne R) puis à la partie modulable de la biomasse (colonne X), puis aux CCG (colonne Z), puis à l'effacement définitif, puis aux moyens de pointe.
Le calcul de l'effacement définitif : la colonne AA indique ce qui est effaçable définitivement heure par heure : cette quantité est proporitionnelle à la consommation totale (on suppose que la consommation d'un consommateur effaçable a le même profil que la consommation générale) ; la colonne AB indique ce qui est effacé en laissant la priorité à la décharge de batterie et aux CCG et en passant avant la production par les moyens de pointe.
L'eau des lacs est, selon l'option choisie par l'utilisateur, considérée comme un moyen de base au même titre que les fleuves ou comme une possibilité libre de contraintes comme le gaz fossile, traitée comme les TAC.
La quantité d'électricité produite à partir de gaz est tout ce qui est demandé au moyens modulables (colonne O) diminué des quantités déstockées, de la partie modulable de la production à partir de biomasse et de l'effacement définitif, et augmenté de l'énergie fossile consommée en base.


Hors la chronique horaire

La capacité de production à partir d'énergie fossile

La feuille calcule ainsi la capacité de production à partir d'énergie fossile : c'est la différence entre, d'une part, la pointe de consommation augmentée d'une marge de précaution et, d'autre part, la somme des capacités garanties.

On peut la calculer d'une autre façon. La colonne O donne heure par heure ce qui est demandé au déstockage à la partie pilotable de la biomasse, aux CCG, à l'effacement définitif et aux TAC et groupes électrogènes, donc aussi le maximum sur l'année. Elle donne aussi le maximum demandé à chacun de ces moyens : cases Z123, AB123, AD123.

Ces calculs sont faits avec l'hypothèse que les moyens de stockage ne sont rechargés que par une électricité produite sans émission de CO2. Or en réalité, ils sont utilisés aussi pour diminuer la pointe de la puissance demandée aux moyens pilotables. L'examen de la chronique horaire, colonne O, permet de voir la capacité, en GW, pouvant être fournie par le déstockage selon la contenance, en GWh, des moyens de stockage. On peut alors calculer le besoin de capacité de productrion des CCG et moyens de pointe. Il est prudent d'ajouter une marge de précaution car on ne peut se fier sur l'observation d'une seule année.


Note sur le calcul de la capacité de production à partir de gaz et de groupes électrogènes

La feuille de calcul permet de calculer heure par heure ce qui est demandé à l'ensemble gaz, lacs et déstockage. En retranchant la capacité garantie par les lacs et le désockage on connaîtrait la puissance maximum demandée aux moyens de production à partir d'énergies fossiles. C'est ainsi que l'on peut pratiquer si l'on dipose d'un très grand nombre de chroniques de production et de consommation à partir desquelles calculer moyennes et écarts types. Ces chroniques peuvent être des chroniques effectivement observées et elles peuvent être combinées de façon aléatoire. C'est la méthode dite de Monte-Carlo. Cette méthode présente l'inconvénient qu'il est difficile de la contester si l'on ne dispose pas de l'enemble des données, du logiciel et des moyens techniques de les exploiter.

A défaut, une autre version de cette feuille permet d'utiliser les chroniques de consommation et les chroniques d'activité éolienne des années 2012 à 2017, ce qui permet 36 combinaisons. La consommation de 2012 combinée à l'activité éolienne de 2015 (extrêmement faible certains jours d'hiver) conduit à un besoin de capacité de pointe proche de  la différence entre la  pointe de consommation de 2013 et les puissances garanties, augmentée d'une marge de précaution de 10 GW.

Il est possible aussi d'introduire dans le modèle la chronique de consommation supposée par d'autres simulations.



Le calcul des dépenses
Introduire ici le taux d’actualisation.

- Pour nucléaire, éolien sur terre ou en mer, PV sur sol, PV sur toiture, production à partir de biomasse, déplacement de consommation, batteries, électrolyse et méthanation et enfin  production à partir de CCG ou de moyens de pointe, la feuille calcule le montant de l’investissement, une annuité constante représentant ce montant, les frais fixes annuels, les frais variables et les dépenses totales. La production à partir de gaz (fossile ou manufacturé) complète ce qui est fourni par les autres moyens.

- Le coût du MWh par moyen de production : pour chaque moyen de production ou de stockage on peut calculer un coût du MWh. Celui-ci a une définition différente selon les cas. Pour le nucléaire et la méthanation, c'est le montant des dépenses rapporté à la production nucléaire ou à partir de méthane directement consommée, pour éolien et PV, c'est le montant des dépenses rapporté aux possibilités de production. Le coût au MWh de la méthanation aide à calibrer la capacité de l’électrolyseur.
 
Note concernant le nucléaire :
L'utilisateur introduit les données qu'il estime justes. Pour le nouveau nucléaire, on calcule le coût total, y compris l'investissement initial, les futurs travaux de jouvance et le démantèlement notés en valeurs actuelles avec un taux d'actualisation de 2%) et on les rapporte à la durée de vie prévue. Pour le nucléaire existant, il est plus exact de retenir seulement les dépenses futures et une durée de vie, à partir d'aujourd'hui,  de 15 ou 25 ans. On peut utiliser le logiciel permettant de calculer le coût du MWh nucléiare.

Les résultats

Les quantités produites, stockées, déstockées

La feuille de calcul donne les résultats suivants

- Nucléaire :
      les quantités directement destinées à la consommation finale
      les quantités pouvant être stockées, ou consommées pour produire de l’hydrogène, ou  exportées, ou non valorisées
- Eoliennes et PV : les quantités directement consommées ou excédentaires.

Les quantités qui ont été mises en stock
Les quantités déstockées -  y compris les reports de consommation,

On rappelle ici que la recharge des stockages ne peut se faire qu'à partir de capacités de production sans émission de CO2, que leur décharge ne se fait que pour éviter une production qui émet du CO2 et qu'il n'y pas de délai maximum entre la charge et la décharge. Dans la réalité, il se peut que l'on doive décharger alors qu'il n'y a pas d'émission de CO2 et que l'on recharge alors que l'on émet du CO2, cela  pour pouvoir diminuer, un peu plus tard, une pointe de demande.

Les quantités consommées pour la production de gaz

La production de gaz en tenant compte du rendement de méthanation.

La production à partir de gaz

La capacité de production à partir de gaz CCG

Dans son état actuel, la feuille de calcul permet de calculer les durée de "marginalité" de chacun des moyens de producttion dont le coût marginal n'est pas nul. On peut donc calculer ce que serait le produit de la vente au coût marginal.


 

Les modifications apportées à une première version

-24 juillet 2019 : Les possibilités de productin éolienne et PV  dont l'accès au réseau est refusé pour ne pas faire courir de risque à la stabilité du réseau sont mises en stock ; on supposait jusqu'ici qu'elles puissent être déstockées de suite ou plus tard sans avoir à respecter la limite d'accès au réseau. Comme la limite imposée à éolien et photovoltaïque s'explique par le fait que ces moyens n'ont pas l'inertie  mécanique et électrique dont le réseau a besoin, cette limite s'applique aussi  aux décharges de batteries. Si cette limite est repoussée, voire supprimée, il est très facile d'en rendre compte car cette limite est paramétrée. Trois options  sont proposées à l'utilisateur.
- 24 juillet 2019 : sur une nouvelle feuille, on a reporté les composantes du coût de production nuclaire, éolien et PV telles que les voient ou les prévoient l'ADEME et RTE. Il suffit d'un simple copié-collé pour les introduire dans la feuille  de calcul.
- février 2019 : parmi les moyens pilotables, on a distingué, par ordre de priorité, le déstockage, la part pilotable de la production à partir de biomasse, les CCG et les TACs. Il est possible d'ajuster la capacité de production pilotable à partir de biomasse.
-  4 juillet 2018 : on  a travaillé le cas de l''effacement définitif. On distingue une capacité effaçable en hiver et une aute en été ; on calcule, heure par heure la quantité effaçable . La consommation est effacée lorsque les CCG, après tous les moyens de production sans émission de CO2, ne suffisent pas à répondre à la demande. 
- 6 mars : on a clarifié le calcul de ce qui est mis en stock et consommé par l'électrolyseur. Une nouvelle colonne donne heure par heure la somme des possibilités de production. Une autre donne la puissance qui peut être mise sur le réseau. La différence entre les deux sera en priorité mise en stock, sinon, consommée par l'électroyseur ; le reste est disponible pour autre chose. Cette clarification a permis de faire quelques corrections.
-17 février : pour simplifier, on n'isole pas la consommation des auxiliaires de production. On a simplifié le calcul de la charge du stockage heure par heure. Par ailleurs, les dépenses de production à partir de sources thermiques renouvelables se fait, comme pour les autres sources, à partir du coût de l'investissement et des dépeness fixes et variables.
- 29 janvier 2018 : le modèle calcule heure par heure les possibilités de production qui ne servent pas la consommation française et ce qui peut être exporté en tenant compte de la capacit des interconnexions. Cela permet entre autre chose de calculer aisément l'utilité d'un GW supplémentaire d'interconnexion.
- 19 janvier 2018 : la simulation rend compte de la limite d'accès au réseau des productions intermittentes. Le modèle calcule le nombre d'heures où cette limite est active. Il calcule aussi heure par heure les quantités qui sont refusées par le réseau à cause de cette limite.  Lorsque la capacité éolienne et PV est très élevée, même sans limite toute la possibilité de production n'entre pas sur le réseau, faute de demande. le logiciel calcule ce qui est refusé du fait de la limite d'accès.
- 22 décembre 2017 :  les résultats proposés par la simulation étaient assez proches d'une part de la réalité et, d'autre part des résultats indiqués avec différents jeux d'hypothèses par l'ADEME et par RTE. Mais en regardant heure par heure pour tenter d'expliquer les écarts avec la situation réelle de 2013, qui me sert de référence, je me suis rendu compte qu'il existe en réalité une production à partir de gaz qui est en base, je veux dire une production à partir de gaz alors que le nucléaire, les fleuves, les éoliennes et le PV suffiraient à répondre à la demande. Or, selon  la simulation, la production à partir de gaz ne vient qu'après épuisement de toutes les possibilités sans émissions de CO2. On a donc introduit une production de gaz en base. Les résultats convergent de façon remarquable avec la situation actuelle et avec ce que publient RTE et l'ADEME.
- 15 décembre : une correction (de peu d'effet) a été apportée au calcul de la dépense nette, déduction faite de la valorisation des possibilités de production excédentaires. En effet, si l'on  valorise ces possibilités excédentaires, c'est qu'on les a d'abord transformées en électricité, ce qui, pour le nucléaire génère quelques dépenses.
- 7 décembre  : si une partie de la production à partir de biomasse peut être modulée en fonction des besoins, l'effet est très sensible lorsqu'il y a beaucoup d'éolien et de PV. On distingue donc une partie "base" qui est constante d'heure en heure et une partie "libre" qui est traitée comme l'eau des lacs selon l'option où elle est libre.
- 20 novembre : il faut considérer différement l'hydraulique et les sources thermiques renouvelables. Les premières ne changent pas beaucoup d'un scénairo à l'autre et, par ailleurs, il est très difficile de leur assigner un coût de production. Il est donc inutile de les compter.
- 13 novembre : les dépenses calculées incorporent les dépenses de production à partir de sources thermiques renouvelables mais non les dépenses de l'hydraulique de fleuve ou de lacs de montagne car  on ne peut dire quelle est leur valeur. L'utilisateur introduit un coût par MWh.. O
n a distingué éoliennes sur terre et en mer : capacité, taux de charge.
- 13 octobre 2017 : je modifie le calcul de la capacité de production à partir d'énergie fossile : au lieu de la calculer à partir de la puissance demandée à l'ensemble "lacs, gaz et désotckage" on la calcule comme la différence entre la consommation maximale et la somme des puissances garanties par "nucléaire, fleuves, lacs, sources thermiques renouvelables, Steps, autres déstockage, effacemet définitif, éoliennes".
- 08 octobre : je distingue une "pointe extrême", qui est servie par des moyens spécifiques dont le coût d'investissement est inférieur à celui de la production à partir de gaz. Cette capacité d'extrême pointe est la somme d'une partie de la pointe vue au pas horaire et d'une marge de pécatuion pour ternir compte du fait que la pointe instantanée est supérieure à la pointe vue au pas horaire pendant une année. On a donc ajouté des cases pour introduire ces paramètres.
- 29 septembre : j'ai différencié les temps de charge et de décharge des batteries et des Steps et l'équivalent pour les reports de consommation. Les résultats, c'est-à-dire en particulier la production à partir de gaz fossile et le montant des dépenses, sont assez sensibles à ce "temps de décharge". Pour calculer la capacité de la production à partir de gaz, les capacités garanties sont proposées par la feuille de calcul ; l'utilisateur peut les corriger en introduisant une "marge de sécurité".

- 26 septembre : J'ai introduit une limite de puissance de charge et de décharge de l'ensemble formé par les Steps, les batteries et les possibilités de déplacement de consommation. Cette limite joue rarement, mais il était utile de montrer qu'elle joue peu.
- 23 septembre:  j'ai introduit dans cette feuille de calcul une contrainte technique :  pour que la stabilité du réseau soit assurée, la pénétration des intermittentes sur le réseau doit être inférieure à un certaine limite. Cette limite fait sentir ses effets lorsque l'on envisage de diminuer la capacité nucléaire en deçà de 40 GW. Il faut donc la prendre en compte. Cela conduit à calculer différemment les quantités mises en stock et déstockées puisque il arrive que pendant une même heure on voie à la fois une mise en stock et un déstockage. De plus, pour simplifier la lecture du logiciel, on a regroupé les "productions de base", c'est-à-dire les fleuves, les sources thermiques non fossiles et éventuellement, selon l'option choisie par l'utilisateur pour la gestion de l'eau, l'eau des lacs.
- le 6 septembre : une erreur sans conséquences a été corrigée : ce que le RTE appelle consommation est en réalité la quantité mise sur le réseau pour la consommation finale et non la consommation finale elle-même ; la différence est faite des pertes en lignes et de la consommation des auxiliaires.
J'ai introduit une deuxième façon de gérer l'eau des lacs : dans la version initiale, la gestion des lacs est  libre de contraintes, c'est à dire que  l'on n'est pas limité par la capacité des lacs ; selon la deuxième option, la quantité fournie par les lacs est, chaque heure, proportionnelle à celle de l'année 2013. La production des lacs s'assimile alors à une "production en base", ce que, dans la réalité, elle n'est évidemment pas. La réalité se trouve donc entre les deux.
- le 2 septembre : la présentation est modifiée pour être plus claire : les données à introduire sont regroupées ; les résultats également..
Le coefficient technique de disponibilité du nucléaire est modulé selon la saison ; l'effet de la modulation est faible .
Pour le photovoltaïque : l'utilisateur introduit la capacité totale et le pourcentage installé sur toiture, ce qui permet de calculer le coût du PV
La feuille de calcul mentionne pour mémoire les autres effets de la production d'électricité : consommation de matériaux, pollutions - à compléter ultérieurement
- le 17 juillet : le calcul de la capacité de production à partir de gaz est modifié. Les puissances garanties par les  Steps, lacs, batterie et effacement ne sont pas calculées ; elles sont introduites par l'utilisateur.
- le 10 juillet : comme l'on parle beaucoup de stockage par batteries et de déplacement de la demande pour s'adapter à l'offre, et comme ces deux moyens (qui se ressemblent) ont des coûts très différents, il est commode de les distinguer alors que la version précédente les confondait.
- à la date du 7 juillet 2017
: les STEP sont considérées comme des moyens de stockage  ; comme les batteries, c'est un moyen dont la capacité en GWh est limitée ; mais, lorsque les Steps existent déjà, leur coût est à peu près nul. Dans une autre version j'ai introduit une puissance maximum de charge et une autre de décharge des batteries et STEPs. C'est une complication peu utile car ces limites ont très peu d'incidence sur le résultat ; je n'ai donc pas publié cette version  mais  je l'ai publiée le 26 septembre..
- une note sur les valeurs numériques
 


Commentaires sur les batteries et les déplacements de consommation
L
e service de batteries qui a le plus de valeur est sa contribution à l'équilibre du réseau en réglage primaire. Il n'en est pas tenu compte ici. Pour ce service, les capacités nécessaires sont assez modestes, très inférieures à ce que devrait être leur capacité pour influer significativement sur les émissions de CO2.
Les batteries et les déplacements de consommation peuvent avoir deux autres effets : en déplaçant la consommation d'un moment où l'appel aux productions à partir d'énergie fossile est très fort vers un autre moment où il est moins fort, ils permettent de diminuer la puissance des ces moyens de production à partir d'énergie fossile : CCG, TAC et groupes électrogènes. C'est donc un effet sur des GW. Second effet : si une batterie permet de consommer de l'électricité produite par autre chose que de l'énergie fossile lorsque cette production est surabondante pour pouvoir l'utiliser plus tard lorsque la production autre que fossile est insuffisante, la batterie permet de diminuer la production à partir d'énergie fossile, donc les émissions de CO2. Son effet se mesure en TWh de production à partir d'énergie fossile ou en MtCO2 évitées. De même les déplacements de consommation ont ce double effet, un effet en GW et un effet en TWh. Le modèle ne retient que les déplacements de consommation et les mouvements de stockage et déstockage qui ont un effet sur la production à partir d'énergie fossile.
En réalité, les mouvements de stockage-déstockage ou les déplacements de consommation sont plus importants que ce qui est calculé ici car on cherche aussi à diminuer la capacité des moyens de production à partir d'énergie fossile.
L'effet d'une batterie sur la capacité des moyens de production à partir d'énergie fossile dépend de la forme du pic de la demande faite à ces moyens de production. Les batteries pourraient devenir moins coûteuses que des TAC ou des groupes électrogènes si ce pic de demande est très aigu. Même dans ce cas, au-delà de quelques GW et quelques GWh, la capacité en GWh nécessaire pout éviter un GW serait trop importante pour la batterie soit intéressante. Encore faut-il que les batteries soient disponibles et chargées au moment où l'on en a besoin. Cela dépend de la façon don les batteries sont comandées : une gestion centralisée ou des batteries disséminées chez les utilisateurs.
Il en est de même des déplacements de consommation.
Pour diminuer de un GW la puissance de pointe demandée aux moyens de production à partir de fossile, la capacité (en MWh) des batteries dépend donc de plusieurs facteurs : la façon dont l'utilisation des batteries est commandée, la vitesse de décharge maximum (qui dépend de la batterie), la forme de la pointe de puissance demandée aux moyens de production à partir de fossile et, surtout, de la capacité de stockage existante, STEPs et aussi, ce que l'on pourrait oublier, la possibilité de modulation journalière de la production des barrages de lacs.
L'étude sommaire d'une pointe conduit à penser que le rapport GW/GWh de capacité vaut 0,8 pour une puissance de 5 GW donc une capacité de 6 GWh ; il vaut 0,3 pour une puissance de 9 GW donc une capacité de 27 GWh.
Une étude plus fouillée est en cours - écrit le 29 novembre 2018.



Note sur les valeurs numériques : rendements, coûts

Toutes les valeurs peuvent être modifiées par l'utilisateur de la feuille de calcul.
Voici quelques commentaires sur les valeurs utilisées dans la version de cette feuille de calcul telle qu'elle est publiée

Le taux d'actualisation

Les entreprises, les investisseurs et les banques utilisent souvent un taux de 8 % ou plus élevé. Du point de vue de la société en général, le Plan a recommandé 4 %. L'ADEME fait ses calculs avec un taux de 5,25%. La différence avec 8 % peut s'expliquer au moins en partie par le fait que ce taux de 8 % incorpore le coût du risque (y compris le "risque de la régulation" !). Pour évaluer ce que seraient les prix et les dépenses pour le consommateurs, un taux de 8 % peut être retenu. Pour le choix d'une politique, il vaut mieux retenir 5 %.  Pour le calcul des provisions destinées à financer des dépenses d'investissement futures, il vaut mieux prendre 2 à 3 %.

Les batteries et les Steps : les consommations anticipées ou différées

Le rendement de la cellule elle-même approche 95 % ; le rendement du système est nécessairement inférieur. Le rendement des Steps est inférieur, lorsqu'on l'observe au pas horaire. Dans la feuille publiée, on propose 80 % pour les batteries et 70%  pour les Steps.
Les limites de puissance de charge ou de décharge : elle sont exprimées en heures de décharge ou de charge complète. Pour les Steps, aujourd'hui la puissance maximale de décharge corresond à 20 heures environ.
Le coût des batteries diminue mais on ne prévoit pas qu'il puisse descendre en dessous de 150 €/kWh. On propose ici, comme coût, une fois installées,  200 €/kWh, ce qui est très bas.

Le coût des consommations anticipées ou différées est difficile à évaluer. Pour les chauffe-eau, si l'investissement est supérieur à celui d'un chauffe-eau au gaz de 500 euros pour 3 kW pendant 3 heures, cela fait 55 €/kWh. Lorsqu'il s'agit de reporter l'utilisation d'un lave-linge, on peut estimer que le rendement est de 1 et que le coût est nul, à moins que le consommateur ait donné son accord moyennant une prime annuelle.

Au sujet du rapport entre la puissance garantie par les batteries, exprimée en GW et  leur capacité exprimée en GWh, on peut retenir 0,8 pour des capacités inférieures à 5 GWh ; ou 0,4 pour une capacité de 17 GWh si la gestion des batteries est centralisée ; beaucoup moins si les batteries sont disséminées - sous réserve des résultats d'une étude en cours

La production d'électricité par méthanation :

cf. Georges Sapy au 3ème séminaire sciences et énergie de l'école de physique.
          les rendements 
 - aujourd'hui les rendements sont les suivants : électrolyse : 65% :; production de méthane : 65 % ; production d'électricité à partir de de méthane, par des CCGT : 60 % soit, en tout 25 %. Ce taux est peut-être optimiste car on ne connaît pas encore de pratique industrielle
- Ce que l'on peut espérer : électrolyse : 85 % ; méthanation : 80 % ; CCGT : 60 % ; soit, en tout : 40 % - c'est théorique et cela ne tient pas compte de certaines opérations telles que le stockage (dont la compression).

           les coûts
Les investissements :  pour l'électrolyseur 1000 € par kW entrant ; pour la production de méthane : 1000 € par kW entrant dans le réacteur. Exprimé en €/kW de puissance électrique entrant dans l'électrolyseur, l'investissement est proche de 1700 €.kW quel que soit le rendement. Soit, selon le rendement.du processus (électrolyse, production de méthane, production d'électricité) 4500 à 6600 €/kW d'électricité sortant du processus.

La capacité des réservoirs hauts des Steps
On retient ici une contenance équivalant à 100 GWh soit 90 GWh en électricité restituée.

Les éoliennes
Le montant de l'investissement : aujourd'hui (2018) 1400 €//kW sur terre ; ce coût pourrait baisser légèrement. En mer, aujourd'hui l'investissement est de 4100 €/kW. RTE estime qu'il pourrait baisser jusqu'à 2460 €/kW en 2035. Cela paraît bien optimiste
La puissance garantie par les éoliennes : selon les chroniques horaires de 2013,  la puissance garantie sauf 3 heures par an est de 1% de la puissance installée. Les gestionnaires de réseau allemands retiennent cette valeur de 1%. C'est beaucoup moins que ce qui s'écrit pafois.

Le photovoltaïque
Aujourd'hui 1100 €/kW sur le sol et 1750 €/kW sur toiture. RTE prévoit une division des coûts par deux d'ici 2035. Pourtant, dans le coût; notamment sur toiture, il y a une bonne partie, tout ce qui est montage, qui ne pourra pas diminuer aussi vite que la partie électronique !

La production à partir d'énergie fossile
On distingue les CCG et les moyens de pointe. Le coût des CCG a diminué. En 2018, je retiens 830 €/kW. Les moyens de pointe sont des TACs et d'autres moyens comme les groupes électrogènes. On propose ici 450 €/kW. On suppose que le coût du gaz est de 20 € par MWh thermique. Les moyens de pointe sont des TAC et des groupes électrogènes.  Le coût de l'énergie par MWh est élevé. Je propose 150 €/MWh.

Le nucléaire
Une feuille de calcul publiée sur ce site permet d'évaluer le coût du nucléaire en fonction de l'investissement de départ, des dépenses de  jouvance, des dépenses de démantèlement, de gestion des déchets, etc.  Ici, avec un investissement de 5000 €/kW, on propose un jeu d'hypothèses qui conduit à un coût de production de 89 €/MWh si le taux d'intérêt est de 8 %, 68 €/MWh si le taux est de 5 %. Le coût de production avec les réacteurs actuels, y compris les dépenses "post Fukushima" prend en compte les dépenses futures, environ 1500 €/kW pour une durée de vie de 20 ans, soit en moyenne, à partir d'aujourd'hui, 25 à 30 ans. Le coût est de 42 €/MWh.





 


La pertinence du modèle

Une constatation :
Ce modèle réplique fort bien les quatre scénarios récemment publiés par RTE (printemps 2018).

Le modèle calcule la prodution à partir d'énergie fossile comme la différence entre la consommation et la part des possibilités de production autres que le gaz qui peut entrer sur le réseau. C'est-à-dire la différence entre des nombres qui sont des centaines de terawatt-heure  par an.
Dans les scénarios de RTE, la production à partir d'énergie fossile est de quelques dizaines de TWh par an.
En reprenant les hypothèses de RTE, cette feuille de calcul retrouve des valeurs qui en diffèrent de moins de 10 TWh.















Dans ce dossier

- une présentation de la feuille qui calcule n'importe quel parc de production

- la pertinence de ce modèle

- la feuille de calcul

- une notice technique

- note sur les valeurs numériques





Commentaires sur la pertinence de ce modèle

Ce modèle réplique fort bien la situation actuelle, les scénarios de RTE (printemps 2018) et ceux de l'ADEME (2017). On peut donc l'utiliser avec d'autres hypothèses de consommation et de moyens de production.

Voici les limites de ce modèle et la façon dont on a pu faire en sorte qu'elles ne soient pas gênantes.

Les possibilités du modèle
:

- Il équilibre heure par heure la fourniture d'électricité (production et déstockage) et la demande
- Il rend compte des possibilités de stockage et de déplacement de consommation
- Il rend compte des limites d'accès au réseau des productions intermittentes
- Il peut simuler l'effacemet définitif pour remplacer l'utilisation de moyens de production de pointe.

Les limites du modèle
et la façon dont elles sont prises en compte

L'évolution possible de la demande et les déplacements de consommation
Les batteries
La gestion de l'eau des lacs
Les aléas climatiques


Tenir compte de l'évolution possible de la demande  :

Le modèle permet de tenir compte de l'évolution possible de la demande de deux façons

1- un coefficient multiplicateur différent pour le semestre chaud et le semestre froid

Pour chaque simulation, on introduit, ou bien la consommation totale annuelle, ou bien un coefficient multiplicateur à appliquer à la consommation de six mois frais de 2013 et un autre pour les six mois chauds. Cela ne permet pas de simuler finement un profil de consommation différent de celui de 2013 mais permet de mesurer la sensibilité des résultats à une évolution différenciée de la consommation en été et en hiver.

2- les déplacements de consommation

Une modification du profil de consommation peut se représenter par des déplacements de consommation par rapport au profil de consommation de 2013. Or le modèle peut représenter les déplacements de consommation. Il faut parler ici, d'une part, des quantités de consommation déplacées et de l'effet de ces déplacements sur la production à partir de gaz fossile et, d'autre part, des déplacements de la puissance appelée ; si une certaine capacité d'effacement est garantie à tout instant, elle permet de diminuer d'autant la capacité des moyens de production à partir d'énergie fossile.

     Pour ce qui est des quantités, si 10 millions de ménages, pour se plier à la production des éoliennes, reportent le fonctionnement de quelques appareils électroménagers ou la charge de la batterie de la voiture, soit 3 kW pendant une heure, cela fait un déplacement de consommation de 30 GWh. On précise qu'il ne s'agit pas d'un report d'une heure de la consommation  mais du report de ce qui est consommé pendant une heure. Dans la réalité, les consommateurs n'accepteront pas un nouveau report de consommation avant que celui-ci soit compensé (concrètement, avant que leur linge soit lavé ou la batterie de leur voiture chargée). La simulation en rend bien compte en imposant un maximum aux déplacements avant compensation.  De plus les consommateurs souhaitent laver leur linge dans les heures suivant le moment qu'ils avaient prévu pour le faire même si, pour faire tourner leur machine, il faut produire de l'électricité à partir d'énergie fossile. Dans ce cas, le report de consommation n'aura pas servi à diminuer les émissions de CO2. Pour la simulation, la compensation attendra de pouvoir être faite sans émissions de CO2. La simulation ignore donc les déplacements de consommation qui n'ont pas d'effet sur la consommation d'énergie fossile. En conséquence, dans la réalité, les déplacements de consommation (par exemple 30 GWh par jour) seront très supérieurs à ce qu'indique la simulation. Par exemple, avec 40 GW nucléaire et 106 GW éolien et PV, une possibilité de déplacement de 30 GWh s'ajoutant aux 90 GWh des Steps pourrait être dans la réalité utilisée quotidiennement ; elle se traduirait alors dans l'année par un déplacement de 10 TWh ; la simulation indique seulement 2,3 TWh. A noter que, sans les Steps, la simulation donnerait 3,7 TWh.

Mais cette différence avec la réalité n'a guère d'importance : la simulation rend compte correctement de l'effet des déplacements de consommation sur la production d'électricité à partir de gaz fossile.

La feuille de calcul montre précisément, heure par heure, quand un déplacement de consommation permet d'éviter une émission de CO2 et quand, à cet égard, il serait inutile.

     Pour ce qui est des puissances, les déplacements de consommation peuvent diminuer la puissance demandée aux moyens de production à partir d'énergie fossile. Pour cela il faut qu'une certaine capacité d'effacement soit garantie précisément au moment où l'on en a besoin. Il est difficile de faire un rapport entre la possibilité maximum de déplacement avant compensation (en GWh) et une capacité d'effacement garantie, en GW. Cela dépend évidemment de la façon dont les effacements seront suscités. Le modèle propose ceci : la capacité garantie, en GW, 10 % du maximum de consommation déplacée avant compensation, dans la limite de 15 GW. La première valeur peut être modifiée simplement par l'utilisateur, la seconde est inscrite dans la formule qui calcule le total de la puissance garantie.  Voir aussi ici.

Les batteries :
Elles se chargent lorsque la possibilité de production sans émission de CO2 est supérieure à ce que ces moyens mettent sur le réseau. Ce qui est mis sur le réseau est limité par la consommation, bien sûr, mais aussi par une limite technique d'accès des sources intermittentes, par les limites de flexibilité du nucléaire. Il arrive donc la puissance que ces moyens peuvent mettre sur le réseau est inférieure à la consommation alors même que leurs possibilités sont supérieures. Dans ce cas il y a à la fois charge et décharge des batteries. La simulation ne tient pas compte du fait que le rendement se dégrade avec le délai entre la charge et la décharge. La simulation prête donc aux batteries une meilleure efficacité qu'en réalité. Les batteries permettent également d'apporter une capacité garantie. Voir aussi ici.

La gestion de l'eau des lacs
La simulation ne peut pas rendre compte de ce que serait une gestion fine de l'eau des lacs. Pour contourner cette difficulté, le modèle propose deux options : ou bien la production des lacs est, heure par heure, semblable à celle de 2013. Ou bien la gestion de l'eau est libre dans la limite de la production annuelle, qui est introduite comme donnée (cela signifie que l'on n'est pas contraint par la limite de capacité des lacs). La réalité se situe entre les deux options, plus proche de la première que de la seconde.

Les aléas climatiques
La simulation s'appuie sur le profil climatique de l'année 2013. C'est une année sans événement particulier, assez proche donc de la moyenne. Dans la réalité, un année n'est jamais égale à la moyenne. Les possibilités de productions éolienne, photovoltaïque, hydraulique seront donc différentes de ce qui est calculé dans la simulation, ce qui est inévitable et sans grande conséquence. En revanche, il serait problématique de manquer de capacité de production au moment où l'on a le plus besoin. Ce besoin de capacité ne s'évalue pas sur une année moyenne mais sur des événements extrêmes. Or l'année 2013, qui nous sert de réféence ne fait pas apparaître de besoin extrême. Il faut donc ajouter à ce qu'indique la simulation une marge de sécurité reflétant la variabilité du climat. Le modèle suggère d'ajouer 10 GW, mais l'utilisateur peut aisément modifier cette valeur.

Par ailleurs, comme le modèle fait apparaître heure par heure la consommation et la production de chaque moyen de production, il est facile de simuler un événement climatique extrême, par exemple l'absence totale de vent pendant quinze jours en hiver, associée à un grand froid qui augmenterait la consommation pour se chauffer.

Une étude précise, comme celles que font EDF ou le RTE par exemple, se fonde sur un très grand nombre de chroniques de consommation et de production éolienne et PV, d'où elle tire moyennes et écarts-types. De plus, une étude précise regarde la gestion fine des fluctuations rapides et de la pointe - non pas de la demande mais - de la différence entre la demande et ce qui est produit par éoliennes et PV.  Il faut pour cela des moyens d'ajustement à la minute près et une capacité disponible suffisante. Cela n'est pas représenté par cette feuille de calcul puisque celle-ci prend en compte seulement ce qui se voit au pas horaire. La capacité de production à partir de gaz est la différence entre la le maximum de puissance demandé par la consommation et la somme des capacités garanties par les moyens de production et par les moyens de stockage. La feuille de calcul propose des capacités garanties mais celles-ci peuvent être aisément modiées par l'utilisateur. La pointe de demande est celle de 2013 augmentée d'une marge de sécurité pour tenir compte de ce que la pointe instantanée sur plusieurs années est supérieure à la pointe calculée au pas horaire sur une seule année. Il est recommandé de prendre  un marge d'au moins 10 GW (la pointe de demande en 2013, notre année de référence,  fut de 92 GW alors que celle de l'année 2012 fut de 102 GW).

Une autre version (non publiée) de cet outil de simulation permet de s'appuyer sur les profils de consommation et d'activité éolienne de chacune des six années de 2012 à 2017. Il n'y a pas beaucoup de différende d'une année à l'autre.







nsiL