Waarom voortgaan om hernubare energie in Frankryk te verhoog?

Wat is die voordele van die verhoging van die aandeel wind-/sonkrag in lande soos Frankryk, wat in staat is om 'n vloot van kwaliteit kernkragsentrales te ontwikkel en te beheer?

Bederf: Geen.

Maar ons leiers sal dit in elk geval doen.

Die doel van hierdie plasing is om kortliks op 'n verstaanbare manier die hoofgevolgtrekkings van 'n merkwaardige maar baie lang en tegniese studie op te som, wat die koste van verskeie "Net Zero-versoenbare" elektriese netwerke vergelyk, maar met 'n basisscenario hoofsaaklik gebaseer op kern- en sommige hidro-elektrisiteit en verskeie scenario's met 'n toenemende penetrasietempo van intermitterende hernubare energie (ENRi in Frans, VRE in Engels in die studie).

My eerste doelwit was om dit 'n opvoedkundige artikel te maak, maar dit is 'n missie onmoontlik met so 'n volledige studie. Diegene wat die gevolgtrekkings in detail wil uiteensit, sal dus daarin moet duik, jammer.

Die studie gepubliseer deur die OESO en die Kernenergie-agentskap

Die studie is geregtig "Die koste van ontkarbonisering: stelselkoste met hoë aandele van kernkrag en hernubare energie". Dit word gesamentlik deur die OESO en die Kernenergie-agentskap uitgegee.

Voordat sommige uitroep vir die pro-kern-lobbystudie, herinner ek u daaraan dat die NEA 'n interregeringsagentskap is wat bedoel is om samewerking tussen kernkraglande te bevorder of dit wil word en nie 'n unie van kragsentraleverkopers nie. En die studie het my as baie objektief en nogal konserwatief oor die syfers opgeval.

Jy hoor dikwels ondersteuners van 100% hernubare scenario's sê dat die koste van wind of fotovoltaïese kWh onder dié van kernkrag gedaal het en noem hierdie kromme, bowendien oor die algemeen akkuraat, ter ondersteuning:

Die koste so bereken is 'n LCOE: afslagkoste van elektrisiteit.

Dit is rofweg die “gemiddelde koste by die fabrieksafsetpunt van die kWh wat deur die hele lewe van die fabriek geproduseer word”. Dit word bereken deur alle kapitaal-, bedryfs- en brandstofuitgawes oor die leeftyd van die aanleg te integreer. Hierdie totale koste van eienaarskap word gedeel deur die hoeveelheid nuttige energie wat aan die netwerk gelewer word.

Die tabel hieronder som die koste op wat vir kernkrag en wind in ag geneem is; in groen die gunstigste eienskap:

Om al hierdie faktore in ag te neem, lei dus logieserwys tot 'n wind-LCOE wat aansienlik laer is as dié van kernkrag.

Maar die LCOE neem nie die sogenaamde sistemiese koste in ag wat deur die wisselvalligheid van son en wind aan die netwerk opgelê word nie. Dit is die belang van die OESO-NEA-studie om in groot detail en berekeninge te verduidelik hoe hierdie koste verskil met die proporsie ENRi.

Die studie kom tot die gevolgtrekking dat die algehele koste van elektrisiteitsverspreiding toeneem met die insluiting van 'n toenemende deel van ENRi in die netwerk. Die scenario's wat vergelyk word, wissel van 0 tot 75% van ENRi.

Die ENRI-persentasies moet verstaan ​​word as 'n persentasie van die elektrisiteit wat geproduseer word, nie van die geïnstalleerde krag nie. Ons sal sien hoe noodsaaklik hierdie punt is.

In die basisscenario is die meeste generasie kernkrag. In die 75%-scenario val kernkrag tot nul.
Let daarop dat al die scenario's 'n klein deel van elektrisiteit hou wat deur gas opgewek word, maar onder verskillende omstandighede wat nie dieselfde koste genereer nie. Ons sal dit later sien.

Die scenario" lae koste VRE" stem ooreen met 'n fiktiewe situasie waar die koste van aanland wind verder gedeel sou word deur 'n derde, dié van wind offshore twee-derdes, en waar optimale markmeganismes aan ENRI's 'n "ideale markaandeel" sal toeken, bereken op 35%.

Hierdie scenario " lae koste VRE” lyk baie onrealisties (sien einde van berig). Die koste van die ander scenario's is gebaseer op bestaande tegnologieë. Die studie het 'n fiktiewe land gemodelleer met kenmerke baie na aan Frankryk, onderling verbind met grensstreke volgens die volgende diagram: dit is dus beslis 'n teoretiese model, maar vergelykbaar met 'n baie werklike situasie, in hierdie geval ons s'n, en dit is baie prakties!

En so hier is hoe, volgens die studie, die algehele koste van elektrisiteitsopwekking ontwikkel tussen 'n baie kernbasis-scenario en scenario's met meer ENRi: dit neem baie duidelik toe (besonderhede van die syfers 'n bietjie verder).

Ons het met Duitsland 'n voorbeeld van 'n land met 30% van ENRi wat gesien het dat sy elektrisiteitskoste skerp styg, met 50% in nominale terme en met 28% inflasie uitgesluit sedert 2006. Selfs as die Duitse basisscenario dit nie doen nie, is dit glad nie dieselfde (meer fossiele) …

Hierdie voorbeeld toon duidelik 'n verskynsel van toenemende koste wat verband hou met die aandeel van intermitterende hernubare energie en duidelik as sodanig geïdentifiseer.

Kommentaar est-ce moontlik?

Maar hoe is dit moontlik dat die algehele koste van die netwerk toeneem deur die aandeel van energie by laer LCOE te verhoog, sal jy tereg wonder.

Die meriete van die OESO-NEA-studie is om duidelik te verduidelik dat by LCOE elke opwekkingsmodus koste byvoeg wat deur die netwerk gedra word en dat die koste van die onderbreking van wind- en sonenergie deur die ander modusse gedra word.

Hierdie bykomende koste word deur die studie "integrasiekoste" genoem. Hulle sluit in profiel koste, wat ek sou vertaal as "koste van oorkapasiteit", roosterbalanseringskoste (balanseringskoste), rooster "digtheid" koste (rooster koste).

Die "buigsaamheidsopsies" is hoofsaaklik die bestuur van hidro-elektrisiteitsreserwes en die moontlikhede wat die onderlinge verbinding van netwerke bied wat die bykomende integrasiekoste verminder, maar baie min in vergelyking met genoemde bykomende koste.

Hier is hoe hierdie koste in die verskillende scenario's afgebreek word en die algehele koste van elektrisiteitverspreiding in die modelland beïnvloed, wat ons onthou baie soortgelyk aan Frankryk is. DIE profiel koste is oorwegend van 30% van ENRi.

Die studie (wat 1,1 dollar/euro tel) skat dus op: ongeveer 1,8 miljard euro die bykomende koste van 'n rooster op 10% ENRI (+5%/basisscenario); ongeveer €7,3 miljard teen 30% ENRi (+21%); ongeveer €13,6 miljard teen 50% ENRi (+42%); en ongeveer 30 miljard euro teen 75% ENRi (+95%).

Die studie is in 2019 gepubliseer op grond van syfers van 2015 tot 2017. In 2020, met 70% kernkrag, dus baie na aan die geval wat bestudeer is, en wat min of meer dieselfde hoeveelheid elektrisiteit verbruik, moes Frankryk byna 6 miljard euro van ondersteuning vir ENRI met 9% penetrasie.

Hierdie syfer is dus aansienlik hoër as die bykomende koste van 1,8 miljard wat deur die OESO-NEA op 10% van ENRi geraam is. Ek kan nie sê watter deel van die studie se onderskatting, wat taamlik konserwatief in sy aannames is, en watter deel van die Franse staat se onderhandelingsondoeltreffendheid, wat dalk deur die ENRi-lobby bedrieg word, en 'n ondersteuningstelsel vir ENRi kon aanvaar het wat te gunstig in verhouding tot die werklike bykomende koste.

Bykomende koste

Alhoewel dit dalk onderskat word, is hierdie bykomende koste reeds enorm.

Kom ons ondersoek hul aard en begin met die belangrikste van hulle, die profiel koste, of koste van oorkapasiteit.

• Eerste integrasiekoste : profiel koste, koste van oorkapasiteit.

'n Geïnstalleerde MW kernkrag kos miskien vier keer meer in investering as die MW wat van wind geïnstalleer word, maar sy lasfaktor is moontlik vier keer hoër in 'n Europese land (in praktyk 3,5 keer).

Hier is al die geïnstalleerde kapasiteit wat nodig is om aan 'n elektriese vraag van 537 TWh in die verskillende scenario's te voldoen:

Maar dit is nie al nie: jy moet nie net vir hierdie oortollige kapasiteit betaal nie, maar die aard van die elektriese stroom (nie teen 'n aanvaarbare koste bergbaar nie) en die onbeheerbare aard van sonkrag en baie min beheerbare van windkrag vereis vermindering die produksie van ander aanlegte wanneer nie-beheerbare surplusproduksie van ENRi as 'n kwessie van prioriteit deur die rooster toegelaat moet word.

Gevolglik sien die ander fabrieke hul vragfaktor verminder met ENRi.

Jy onthou dat die LCOE gelyk is aan die som van die vaste en veranderlike koste gedeel deur die produksie. As jy produksie verminder, ten spyte van die vermindering in veranderlike brandstofkoste, verhoog jy meganies die LCOE!

Hierdie verskynsel is reeds in Duitsland waargeneem, waar termiese kragsentrales hul winsgewendheid sien daal omdat hulle hul produksie moet verminder ten gunste van ENRi. Maar hierdie bykomende koste sal baie erger wees met kernkragsentrales.

Inderdaad, ons het gesien dat die LCOE van kernkrag grootliks uit kapitaalkoste bestaan. Die effek van verdringing van produksie op die LCOE sal dus baie groter wees vir 'n kernkragsentrale as met 'n konvensionele kragsentrale.

In die taal van ekonome lê intermittensie op ander nie-onderbroke kragstasies 'n negatiewe eksternaliteit af wat die huidige meganismes vir die prysbepaling van ENRi nie op produsente van genoemde ENRi afdwing nie, maar deur belasting op eindverbruikers. Inderdaad, wind/PV-produsente word betaal per kWh geproduseer, ongeag of hierdie produksie plaasvind wanneer dit nuttig is of wanneer dit nie is nie. Hierdie verskynsel van profiel koste is reeds op 'n soms karikaturale manier deur die Europese netwerk ervaar wanneer die Skandinawiese netwerkoperateurs letterlik die Duitse netwerk moet betaal om hul oortollige elektrisiteit te aanvaar.

Hierdie verskynsel van "negatiewe groothandelprys" van elektrisiteit was 'n rariteit voor die koms van ENRi. Die studie merk op 'n skerp toename in die verskynsel met die ontplooiing van ENRi, van 56 uur in 2012 tot 146 uur in 2017.

Vir wat ? Omdat, op hierdie tydstip, die Duitse vraag nie hoog genoeg is om hierdie elektrisiteit te absorbeer nie en die Duitse netwerk moet dus verseker dat die verskaffers van konvensionele beheerbare energie hul produksie sny => baie laag, selfs negatiewe pryse.

Ten slotte, wanneer daar te veel windkapasiteit in die netwerk is, moet sommige windturbines gesluit word gedurende periodes van oormatige produksie, wat weer meganies hul LCOE verhoog.

In Brittanje is die koste wat direk aan kragstasies (hetsy wind of gas) betaal word om hul produksie te verminder tans sowat 'n miljard pond (1,1 miljard euro) en kan in 2,6 tot sowat 2026 miljard euro styg.

• Ander integrasiekoste : rooster koste et balanseringskoste

Die "rooster koste" (rooster koste) hou verband met die groter oppervlak wat deur windturbines beset word, dus die toename in die aantal verbindingspunte, asook transmissieverliese oor langer afstande wanneer die wind net in sekere streke waai.

Die “netbalanseringskoste” (balanseringskoste) word gekoppel aan die behoefte om meer gasaangedrewe kragsentrales aktief te hou om produksiestote wat met windverskuiwings verband hou, te demp. Gasturbines luier en behou dus voldoende kinetiese energie om binne 'n paar sekondes in werking te tree in die geval van 'n skielike verandering in die krag wat deur die windturbine na die netwerk gestuur word.

'n Deel van produksie deur gaskragsentrales word behou omdat kernkrag in die huidige stand van tegnologie nie 'n goeie skokbreker is nie, dit kan nie sy krag onmiddellik verander nie.

Hierdie aandeel is byna identies in alle scenario's:

Maar die skrywers merk op dat hoe meer die penetrasie van ENRi toeneem, hoe meer neem die nodige kapasiteit van gaskragsentrales om dieselfde hoeveelheid energie op te wek toe: drie keer meer vir die 75%-scenario!

Die skrywers merk ook op dat ten spyte van hierdie laer bedryfstempo, die aantal begin-stop-herbegin-siklusse van Back Up-aanlegte hul bedryfskoste en die risiko van voortydige slytasie sal verhoog.

Erger nog, om tegniese en ekonomiese redes wat te lank neem om te ontwikkel, is sogenaamde "oopsiklus" OKW-kragsentrales verkieslik bo geslote-sikluskragsentrales (CCGT) om hierdie funksie van Gas piek windkrag, maar hulle het die nadeel dat hulle 52% CO vrystel₂ meer as KWB-aanlegte per MWh geproduseer.

Wat my bring om die belangstelling CO te ondersoek₂ van die verskillende scenario's.

Die impak op CO-vrystellings₂

Die Parys-ooreenkomste behels die verskuiwing van CO-vrystellings₂ per kWh elektrisiteit geproduseer van 430 g (huidige OESO-gemiddeld) tot 50 g. Met 70 tot 80 g, afhangend van die jaar, is Frankryk reeds naby die doelwit.

Hier is die CO-vrystellings₂ per kWh en per bron in Frankryk, afhangende van die terrein @electricity Maps : kernkrag is die doeltreffendste, fossielbrandstowwe stel 125 tot 200 keer meer vry.

Ja, kernkrag is meer doeltreffend as wind of sonkrag. Die rede is eenvoudig: per MWh wat regdeur sy lewensiklus geproduseer word, gebruik ’n kernkragsentrale sowat 15 keer minder materiaal as windkrag, materiaal wat gemyn, verfyn, gemasjineer moet word, ens.

Ons lei af dat enige mengsel wat geen fossielelektrisiteit insluit nie minder as 50 g/kWh sal wees, maar die insluiting van selfs 'n bietjie fossielbrandstof kan ons bo dit neem.

Illustrasie met Frankryk vandag: fossielbrandstowwe (hoofsaaklik gas) verteenwoordig 7,1% van die gemiddelde kragaanvraag, maar 83% van die emissies gekoppel aan elektrisiteitsproduksie in 2021.

So nie net ENRi is 'n bietjie erger as kernkragsentrales uit die oogpunt van CO nie₂ uitgestraal, maar die hoëvlak ENRI-scenario's impliseer 'n toename in emissies van gasaangedrewe kragsentrales rugsteun.

Ons moet byvoeg dat roosters met 'n "hoë ENRi-vlak" minder beskerm word deur 'n "klimaats swart swaan" jaar. As 'n tydperk sonder wind of son hoër is as wat ons ervaar het, realiseer die risiko's van verduistering meer sal wees; en in die 75% scenario wat nie meer kernkragsentrales sou hê nie en rugsteun 100% gas, sou emissies selfs skerper toeneem.

In 'n ander studie die Internasionale Energie-agentskap som met hierdie uitstekende formule die probleem op wat die massiewe integrasie van ENRi in konvensionele of kernnetwerke veroorsaak:

Die sistemiese waarde van intermitterende hernubare energie soos wind en sonkrag neem af namate hul aandeel in elektrisiteitsopwekking toeneem.

Kortliks, die OECD-NEA-studie (wat by die "eksperimentele resultate" van Frankryk en Duitsland bly) toon dat in die huidige stand van tegnologie die insluiting van ENRi in 'n land wat hoogs kernkrag is nie GEEN ekonomiese of klimaatsbelang het nie. ’n Verstandige regering behoort te sê: STOP, ons hoef nie die aandeel van ENRi te vergroot nie, kom ons stop enige nuwe gewaarborgde terugkoopkontrak vir sonkrag- en windprodusente en fokus weer op kernkrag, wat ons sterkpunt was vir die afgelope 50 jaar!

Maar ons leiers is in die proses om net die teenoorgestelde te doen en moet volgende Januarie 10 die katastrofiese wet stem om die ontplooiing van hernubare energie te versnel. Die redes vir hierdie hardkoppigheid laat my wonder.

U kan die volgende besware opper:

• Die studie is gegrond op 2015-2017-syfers, maar sal ENRi nog nie hul prys sien daal nie?
• Die studie is dié van bestaande tegnologieë, sal die vordering van ENRi nie die situasie verander nie?
• Jy het nie oor die draaiboek gepraat nie lae koste VRE van die studie wat 'n daling in roosterkoste aandui, hoekom?
• Die kernindustrie het ook sy probleme, sy LCOE neem toe (sien eerste grafiek van hierdie pos), hoe sal die vergelykende LCOE's van kern- en windkrag ontwikkel?
• En verander die verspreiding die situasie?
• Die studie beskou die berging van die energie wat in periodes van "weeroorskot" geproduseer word slegs op 'n marginale manier, hoekom?

Al hierdie vrae (en ander) is uitstekend, maar hierdie pos is reeds te lank, dit sal binne 'n paar dae die onderwerp wees van 'n opvolg!

-

'n Kaartjie geneem uit 'n draad deur Vincent Bénard oorspronklik op Twitter geplaas.