Les pouvoirs publics souhaitent réduire la part du nucléaire et augmenter très sensiblement celles de l’éolien et du photovoltaïque dans le mix électrique français. Mais compte tenu de l’intermittence de ces renouvelables il faut nécessairement prévoir un stockage massif lorsque leur part dépasse un certain seuil et cela engendre un surcoût qui vient s’ajouter aux aides dont bénéficient déjà ces énergies. Cet article s’efforce de quantifier le surcoût qui selon les scénarios varie entre 6,3 et 31,6 milliards d’euros. De fait le coût des EnR, stockage compris, varie selon nos calculs entre 108,3 et 251,4 €/Mwh. Ce surcoût serait réduit si les rendements de ce stockage étaient améliorés. L’un des enseignements que l’on peut tirer de ces observations est qu’il serait préférable de financer la recherche-développement dans le stockage plutôt que de financer l’injection de renouvelables à l’aide de « feed-in tariffs » ou de « feed-in premium » coûteux. C’est le stockage inter-saisonnier qui pose problème, plus que le stockage de très court terme via des batteries. Les perspectives du « power-to-gas » et « gas-to-power » sont prometteuses mais elles doivent encore faire leurs preuves.

The additional cost of storage in an electricity mix based on reducing the proportion of nuclear to 50%

France is aiming to reduce the share of nuclear power in the country’s electricity mix, and increase the share of wind and solar power. However, given the intermittency of these renewable energy sources, massive storage systems are required when their share exceeds a certain threshold. That generates additional costs on top of the subsidies already granted to these energies. This article attempts to quantify that additional cost, which varies between €6.3 and €31.6 billion depending on various scenarios. In fact, the cost of renewables storage varies according to our calculations between €108.3 and €251.4 per MWh. That additional cost could be reduced if storage yields were improved. One of the lessons to be drawn from this analysis is that it would be preferable to finance R&D in storage technologies rather than using costly feed-in tariffs or feed-in premiums to finance an increase in renewables. The greatest challenge lies with respect to inter-seasonal storage rather than very short-term battery-based storage. The prospects for power-to-gas and gas-to-power are also promising, but have yet to be proven in practice.

Jacques Percebois est professeur émérite à l’Université de Montpellier et co-responsable du pôle « Transitions énergétiques » à la Chaire économie du Climat (Paris-Dauphine). Il enseigne également à l’école des Mines de Paris et à l’IFPEN. Il est l’auteur de plusieurs ouvrages et de nombreux articles scientifiques. Citons les ouvrages écrits avec Jean-Pierre Hansen intitulés Énergie : économie et politiques (de Boeck, 2e édition, 2015) et Transition(s) électrique(s) : ce que l’Europe et les marchés n’ont pas su vous dire (Odile Jacob, septembre 2017).

Stanislas Pommeret est ingénieur de l’école Nationale Supérieure de Techniques Avancées (énergie électronucléaire, 1987), docteur en Sciences (Chimie-Physique, 1991) et habilité à diriger les recherches (Chimie-Physique, 1998) de l’Université Paris-Sud 11. Depuis novembre 2012, il est vice-président de la Société chimique de France. Depuis janvier 2015, il préside l’inter-division énergie de la Société Chimique de France. Il est l’auteur de plus de 100 publications dans le domaine de la chimie-physique et de l’énergie.

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