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CarboWind : Réduction des émissions de gaz à effet de serre générée par un incrément de puissance de 1 MW du parc éolien
domestique
ROMANO, Elliot, HOLLMULLER, Pierre
Abstract
Soucieux de mieux connaitre l'impact d'une capacité domestique de 1 MW éolien sur les importations d'électricité et l'empreinte carbone du mix de consommation électrique suisse, l'Office Fédéral de l'Énergie a mandaté l'UNIGE afin de quantifier l'impact du développement de l'énergie éolienne sur la réduction des besoins d'électricité́ importée, et ainsi valoriser les gains environnementaux qui en résultent. L'objet du présent rapport est de quantifier des économies de carbone liées à un incrément de puissance de la production éolienne domestique. Pour ce faire, ce rapport examine l'impact d'une capacité de 1MW sur les besoins d'importations et le mix de production domestique. De cet examen, les émissions de carbone adossées sont évaluées. Ainsi, pour une production de 1842 MWh issue d'une capacité de 1MW, la production permettrait une réduction de 698t CO2-eq/an, soit l'équivalent 378 g CO2-eq/kWh, un chiffre très proche des émissions induites par la production d'une centrale de production d'électricité au gaz (CCGT) de dernière génération. A noter que l'impact environnemental de ce [...]
ROMANO, Elliot, HOLLMULLER, Pierre. CarboWind : Réduction des émissions de gaz à effet de serre générée par un incrément de puissance de 1 MW du parc éolien domestique . Genève : 2020, 21 p.
Available at:
http://archive-ouverte.unige.ch/unige:144762
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CARBOWIND
Réduction des émissions de gaz à effet de serre générée par un incrément de puissance de 1 MW du
parc éolien domestique
E. Romano, P. Hollmuller Université de Genève
Novembre 2020
Étude mandatée par l’Office Fédéral de l’énergie par le biais de son
programme Suisse Energie.
Table des matières
SYNTHÈSE ... 3
1. INTRODUCTION ... 3
2. IMPACT ENVIRONNEMENTAL DE L’ÉLECTRICITÉ ... 4
2.1 I
NDICATEUR LIÉ AU PRINCIPE DE PRODUCTION... 4
2.1 I
NDICATEUR LIÉ AU PRINCIPE DE CONSOMMATION... 4
3. DÉTERMINATION DU MIX DE CONSOMMATION ET SON EMPREINTE ENVIRONNEMENTALE ... 6
3.1 M
ARCHÉS DE L’
ÉLECTRICITÉ,
ORDRE DE MÉRITE ET ÉCHANGES TRANSFRONTALIERS... 6
3.2 M
ÉTHODOLOGIE DU MIX DE CONSOMMATION... 8
3.3 M
IX DE PRODUCTION LIÉ À LA CONSOMMATION D’
ÉLECTRICITÉ SUISSE. ... 10
3.4 I
NTENSITÉ EN CARBONE DE LA CONSOMMATION ÉLECTRIQUE SUISSE. ... 11
4. MODÉLISATION DE L’IMPACT INCRÉMENTAL D’UNE PUISSANCE 1MW ÉOLIEN ... 14
4.1 P
ROFIL ÉOLIEN... 14
4.2 M
IX DE L’
ÉNERGIE IMPORTÉE ÉVITÉE... 15
4.3 M
IX DE L’
ÉNERGIE INDIGÈNE SUBSTITUÉE... 17
4.4 I
MPACT TOTAL... 19
5. CONCLUSION ... 19
6. BIBLIOGRAPHIE ... 21
Synthèse
1. Introduction
Depuis 2018, avec la Loi sur l’Énergie (LEnE), adoptée par le peuple, la Suisse s’est engagée sur la voie de la sortie du nucléaire, et de la transition énergétique. Pour ce faire, le pays doit substituer d’ici à 2050, une production d’environ 24 térawattheures d’électricité issue des installations nucléaires par des énergies renouvelables, telles que l’hydraulique ou les autres (solaire, éolien, biomasse). En raison d’un potentiel limité de développement de l’énergie hydraulique, représentant environ 6% des besoins induits par la sortie du nucléaire - l‘effort de développement pour assurer cette transition repose d’autres ressources.
Lorsque toutes les centrales nucléaires de Suisse seront déconnectées du réseau, ce qui devrait être le cas d’ici 10 à 15 ans si l’on considère une durée d’exploitation de 50 ans, le pays devra répondre à un défi de taille afin d’assurer la sureté de l’approvisionnement en électricité. La Suisse devra alors recourir à des importations d’électricité́ jusqu’à concurrence de 17 TWh au cours du semestre d’hiver (ELCOM 2020), ce qui représente la moitié́ de sa consommation durant ce semestre. En l’absence d’un renforcement des capacités de production hivernale, la Suisse restera tributaire des importations d’électricité́ durant l’hiver.
Une étude de Suisse-Éole (2020) démontre que l’énergie éolienne pourrait contribuer significativement à combler un futur manque d’électricité́, en réduisant, voire même remplaçant des importations d’électricité.
Les éoliennes produisant deux tiers de leur énergie pendant la période hivernale (octobre à mars), au moment où̀ les besoins sont les plus importants, elle pourrait ainsi réduire la dépendance du pays aux importations depuis l’étranger.
Par ailleurs, une récente étude de l’UNIGE (Romano et al., 2018), ayant développé une méthodologie qui quantifie à une granularité horaire l’intensité carbone liée à la consommation d’électricité, détermine le contenu carbone des importations suisses d’électricité en provenance des pays avoisinants. Cette étude constate qu’une part importante des émissions liées à ces besoins d’importations sont induites par des unités de production carbonées.
Soucieux de mieux connaitre l’impact d’une capacité domestique de 1 MW éolien sur les importations d’électricité et l’empreinte carbone du mix de consommation électrique suisse, l’Office Fédéral de l’Énergie, par le biais de son programme SuisseEnergie, a mandaté l’UNIGE afin de quantifier l’impact du développement de l’énergie éolienne sur la réduction des besoins d’électricité́ importée, et ainsi valoriser les gains environnementaux qui en résultent.
L’objet du présent rapport est de quantifier des économies de carbone liées à un incrément de puissance de 1 MW de la production éolienne domestique. Pour ce faire, ce rapport examine l’impact d’une capacité de 1MW sur les besoins d’importations et le mix de production domestique. De cet examen, les émissions de carbone adossées sont évaluées.
Points de vigilance
Cette mesure d’impact est déterminée sur la base des parcs de production et des données de production des centrales suisses et étrangères, tels qu’ils ont été observés en 2018.
A noter que l’impact environnemental de 1 MW éolien incrémental ne peut pas être appliqué tel quel à une capacité de plus grande importance, qui engendrerait des interactions plus complexes dans les imports/exports d’électricité.
2. Impact environnemental de l’électricité
Différentes approches ont été adoptées afin de comptabiliser les émissions de carbone liées à l’empreinte environnementale de l’électricité. Ces approches peuvent être différenciées selon les principes de comptabilité de la production ou de consommation. Ce dernier principe permet de tenir compte des échanges d’électricité qui s’opèrent entre les différents pays.
2.1 Indicateur lié au principe de production
Selon le principe de production, les émissions de gaz à effet de serre (GES) provenant de la production d'électricité sont attribuées au pays où la production a lieu, indépendamment que certaines quantités soient exportées ou importées. Les producteurs d'électricité sont donc responsables des émissions qu'ils émettent.
Cette approche, adoptée par les lignes directrices de la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (CCNUCC), se justifie pour l'élaboration des orientations d’investissements car les producteurs sont soumis à la législation nationale et aux politiques énergétiques et climatiques nationales. Sur mandat de l'Office fédéral de l'environnement (OFEV), Messmer & Frischknecht (2016) ont réalisé une étude sur les émissions de GES du secteur de l'électricité en Suisse pour l'année 2014. Selon les auteurs, le facteur d'émission du mix de la production électrique suisse en 2014 s’élevait à 29,8 g CO2- eq/kWh.
2.1 Indicateur lié au principe de consommation
Il est communément admis que ce principe de production ne reflète pas les émissions de carbone de la consommation d'électricité du pays puisque les importations d'électricité ne sont pas prises en compte.
Pour comptabiliser les échanges d'électricité, les méthodologies actuelles s’appuient sur le mécanisme de
"marquage" de l'électricité. Grâce à ce mécanisme, les consommateurs sont censés être informés de l'impact environnemental lié à leur consommation. Depuis 2006, la loi suisse sur l’énergie (LEnE), et son Ordonnance d’application (OEnE), obligent chaque fournisseur à « marquer » l’électricité fournie à ses clients finaux. Ce système de marquage repose sur des certificats, dénommés garanties d’origine, délivrés pour chaque kWh produit, en fonction de la ressource utilisée. Ils permettent aux fournisseurs de labelliser l’énergie fournie à leurs clients. Ainsi, pour chaque volume d’électricité produit par une installation, est délivré un nombre de garanties d’origine correspondant à ce volume. Développés à l’échelle européenne, ces garanties d’origine sont destinées à soutenir les investissements dans les énergies renouvelables, et font l’objet d’un marché spécifique.
Figure 1 : Marchés de l'électricité (énergie grise) et des garanties d'origine (valeur écologique)
Dans le cadre de l’obligation de marquage, le volume de certificats utilisé pour le marquage devant correspondre au taux d’approvisionnement induit par les préférences des consommateurs en matière d’énergie renouvelable, le marché de ces certifications renouvelables est sollicité par les fournisseurs souhaitant offrir une gamme de produits à leur clients, disposés à payer pour cette qualité environnementale.
Cependant, puisqu’elles font l’objet d’un marché séparé, ces garanties peuvent provenir de sites de production sans lien direct avec l’électricité physiquement fournie. De plus, contrairement aux obligations inhérentes à la gestion physique du réseau électrique où l’électricité est produite en même temps qu’elle est consommée, l’équilibre entre le volume de consommation et de production dans le cadre du mécanisme de marquage n’est effectuée qu’à une granularité annuelle. L’électricité consommée à un moment donné peut donc être marquée par un certificat associé à un volume d’électricité produit à un autre moment de l’année. Dès lors, de nombreuses critiques sur le recours à la certification pour calculer l’empreinte environnementale émanent de la littérature scientifique (Brander et al., 2018).
Pour pallier les inconvénients du recours à la certification pour la comptabilisation de l’empreinte carbone, des recherches ont développé des méthodes de comptabilisation alternative (Ji et al., 2016). Certaines méthodes utilisent des informations récentes (ENTSO, 2018) liées à la production électrique des moyens de production suisses et européens publiées à une granularité horaire (Romano et al., 2018a; Vuarnoz and Jusselme, 2018).
La méthodologie retenue dans le cadre de cette étude permet d’identifier l’impact des échanges d’électricité avec les pays avoisinants (Romano et al., 2018b). Elle souligne l'impact incrémental des importations effectuées par un pays sur les installations de production des pays exportateurs. Cette approche reflète le fonctionnement du système électrique conformément à la préséance économique, où les importations suisses se traduisent par une sollicitation plus importante des installations des pays avoisinants (Finon and Romano, 2009). Elle offre également l’avantage de déterminer l’empreinte de l’électricité consommée selon une granularité horaire.
Solaire
Nucl. Hydro Hydro
Marché des certificats
J F M A M J. J A O N D
Demande
Hydro
Gen.
Exports Imports
Nucléaire
Réseau
Solar
Hydro Solaire
Nuke
Solaire
Consommateurs 2
Marché de l’électricité
Valeur écologique
Pas de temps: annuel
Pas de temps: Instantané
Consommateurs 1
3. Détermination du mix de consommation et son empreinte environnementale
Ce chapitre explicite la méthodologie de détermination du mix de consommation, et de son empreinte environnementale. La détermination de celui-ci repose sur les principes régissant les échanges transfrontaliers qui s’opèrent sur les marchés de l’électricité, le fonctionnement de ces marchés est présenté (section 3.31). Sur la base de ces principes, la méthodologie (section 3.32) permet de déterminer le mix de consommation de l’électricité consommée en Suisse (section 3.33), et l’intensité en carbone adossée à l’électricité consommée (section 3.4).
3.1 Marchés de l’électricité, ordre de mérite et échanges transfrontaliers
Dans un système de production décentralisé, le marché offre à chaque producteur la possibilité d'optimiser le coût total de sa production en fonction du signal de prix. Dans ce processus, lorsque des équipements à faible coût sont disponibles, ils rendent économiquement inefficace la mise en œuvre d’équipements dont les coûts marginaux de production sont plus élevés. Il en résulte une séquence de mise en œuvre des différentes installations de production basée sur leurs coûts marginaux à court terme (Figure 2).
Cet ordre de mérite, qui est représentatif de la courbe d’offre de tous les producteurs, commence par les technologies caractérisées par des coûts marginaux les plus faibles. En raison de leurs coûts opérationnels réduits (pas de besoin de combustible, ni de beaucoup de main-d'œuvre), les centrales de production renouvelable se situent sur le côté gauche de la courbe de l'ordre de mérite. Elles poussent les producteurs conventionnels les plus chers vers la droite de la préséance économique.
Sur le marché spot, avec la mise en œuvre des capacités de production selon l’ordre de mérite, la dernière technologie appelée pour satisfaire la demande est appelée technologie "marginale". Le coût marginal de cette technologie détermine le prix d’équilibre du marché (p1). Les producteurs percevant le même prix unitaire pour toute électricité produite, la marge perçue par les unités infra-marginales permet de couvrir les coûts fixes.
En fonction de la demande et de la disponibilité des unités de production d'électricité, la technologie marginale mise en œuvre et le prix du marché varient au cours de la journée, de la semaine et des saisons.
Figure 2 : Ordre de mérite d'appel des unités de production1.
Le processus de marché spot décrit ci-dessus amène aux remarques suivantes :
• Dans la pratique, le processus décrit ci-dessus pour le marché spot porte également ses effets sur les contrats long terme. En effet, dès lors qu’un producteur lié par des engagements contractuels a la possibilité de s’approvisionner sur le marché, il tirera profit de cette option lorsque le prix de marché est inférieur à son propre coût marginal de production.
• Dans certains cas, les contraintes d’exploitation des installations, les contraintes sur les réseaux de transport, la disponibilité des usines et les retenues de capacité peuvent conduire à des décisions opérationnelles contraires à l'ordre de mérite. Cependant, sur la base de données historiques, le principe général de l'ordre de mérite reste certainement valable et les régulateurs de l'énergie surveillent les livres d'appels d'offres des producteurs pour examiner leur cohérence avec la courbe de l'ordre de mérite.
• Ces marchés, et les échanges qui s’y opèrent entre les acteurs, permettent à ceux-ci d’optimiser leurs moyens de production. A noter que cette optimisation, qui est effectuée à un niveau individuel, amène en principe à une optimisation des coûts au niveau du système global.
Échanges transfrontaliers
Dans le cas d'un marché de l'électricité interconnecté, tant que des unités à faible coût marginal sont disponibles dans certains pays, et tant qu'il n'y a pas de congestion, le coût du système peut être optimisé grâce aux échanges transfrontaliers sur le marché (Antweiler, 2016). En réponse à la demande induite par
1 Note : Comme ce graphique représente à la fois les courbes de l'offre et de la demande, le titre de l'axe des x est
"Production et demande" (c'est-à-dire l'offre et la demande)
2
CO2
CO2
Run of River Wind Nuclear Coal Natural Gas Oil
Marginal costs€/MWh CO2
Ddomestic
Legend :
p1= market clearing price
Ddomestic= Domestic demand curve at specified hour CO2= share of the marginal cost due to internalization of CO2
Generation & Demand (MWh)
marginal technology
p1
Supply
le pays importateur (pays 2 sur Figure 3), la courbe de la demande dans le pays exportateur (pays 1 sur Figure 3) se déplace vers la droite par rapport à la situation en autarcie. Dans ce pays, le nouveau prix d’équilibre se fixe à p1*, car des équipements à coûts plus élevés doivent être mis en œuvre et deviennent marginaux. Dans le pays importateur, les importations se substituent à des installations caractérisées par des coûts marginaux élevés et le prix passe de p2 à p2*. Cet arbitrage aura lieu jusqu'à ce que le prix d’équilibre du marché exportateur atteigne un niveau de prix qui ne permet plus d'opportunités (p1*= p2*) ou jusqu'à ce qu’à une situation de congestion (p1*< p2*).
Figure 3 : Impact sur l'ordre de mérite d’un pays exportateur de ses exportations vers l’étranger
Ce mécanisme a des impacts sur les émissions de carbone : comme le marché sollicite les installations de production économiquement les plus efficientes sur les deux marchés, les installations étrangères supplémentaires mise en œuvre pour satisfaire à la demande supplémentaire induite par les importations peuvent avoir un impact environnemental plus élevé que celui issue de la production d’électricité dans le pays importateur, à laquelle les importations se substituent (dans l'exemple montré dans la Figure 3, la production nucléaire et charbon se substituent à une production hydraulique ). Pour une heure donnée, le contenu carbone de ces importations correspond aux émissions induites par ces installations supplémentaires mise en œuvre dans le pays exportateur.
3.2 Méthodologie du mix de consommation
Conformément au fonctionnement du marché de l’électricité décrit ci-dessus, nous évaluons le mix de la consommation électrique suisse selon la méthodologie schématisée sur la Figure 4.
1
CO2
CO2
Run-of-River Wind Nuclear Coal Gas Oil
Exports (X)
CO2
Ddomestic
Ddomestic+ X
Run-of-River Nuclear
Ddomestic
Hydro- Storage
Exporting country (1) Importing country (2)
incremental mix
Marginal costs€/MWh Marginal costs€/MWh
p1
p*2
Imports (I)
X = I p2
p*1
Legend :
pi: stand-alone market clearing price in country i pi*: market-clearing price after exchanges in country i X : export from country 1; resp. import by country 2 (X=I) CO2: cost of carbon
TWh TWh
Figure 4 : Indentification des flux entrants, transits, et importations.
Cette méthodologie prend en compte la production domestique et les importations suisses en provenance de ses quatre pays voisins (Allemagne, France, Autriche et Italie). Pour ce faire, nous nous basons sur des données suivantes, disponibles en pas de temps horaire, pour chacun des pays européens (base de données ENTSO) : i) puissance instantanée de la demande domestique ; ii) puissance instantanée de production, par type de technologie/ressource ; iii) puissance instantanée entrant/sortant au niveau de chaque frontière. Au niveau de la Suisse, ces données sont combinées avec celles qui concernent le transit d’électricité, c’est-à-dire l’électricité entrant en Suisse mais non consommé localement, également disponibles au pas de temps horaire (base de données Swissgrid).
Sur la base de ces données et conformément au fonctionnement du marché de l’électricité décrit plus haut, nous calculons le mix de la consommation d’électricité suisse, en base horaire, selon l’algorithme suivant (Romano et al., 2018a) :
• A chaque pas de temps, la production de chaque pays avoisinant est classée selon l’ordre de mérite, en fonction des coûts marginaux de production ;
• Pour chacun de nos pays voisins, par comparaison avec sa propre demande d’électricité, la production excédentaire nécessaire aux exports vers la Suisse (transit compris) est déterminée.
• Par soustraction de la part de transit, nous déterminons le mix de production importé, participant à la couverture de la demande domestique.
• Le solde de la demande Suisse est couvert par de la production domestique, en tenant compte de l’ordre de mérite des diverses technologies mises en jeu.
• Le solde de production domestique (excédent) est dévolu à l’export
Cet algorithme permet de déterminer, à chaque heure, le mix de consommation électrique Suisse, et ce partant les émissions de CO2 qui en découle.
3.3 Mix de production lié à la consommation d’électricité suisse.
En 2018, la consommation d’électricité suisse s’élevait à 61.9 TWh (OFEN, 2019). De cette consommation totale, 7.1TWh (11.4%) provenait de nos pays voisins (Swissgrid, 2019). Sur la base de la méthodologie présentée ci-dessus, il est possible de déterminer le mix des différentes technologies de production suisse et étrangères nécessaires à satisfaire cette consommation d’électricité (Figure 6). Ainsi, en 2018, la consommation est satisfaite à hauteur de 39.8% par de la production issue de centrales nucléaires suisse et étrangères. Les installations hydrauliques recouvrent près de 44.2% des besoins, tandis que 12.7% de cette consommation est satisfaite par des installations à combustion (lignite, charbon, gaz et déchets). Les nouvelles énergies renouvelables (soleil, éolien, biomasse) couvrent environ 3.3% des besoins. Les résultats montrent ainsi que 49% de la consommation suisse est satisfaite par de la production d’électricité issues de sources renouvelables.
Figure 5 : Mix de consommation suisse (2018)
La dynamique annuelle illustre la couverture des besoins de consommation par un ruban de production issue de l’énergie hydraulique et nucléaire. Les énergies fossiles sont présentes sur la période hivernale (octobre à mars), lorsque des recours à des importations sont nécessaires pour satisfaire la consommation d’électricité.
Figure 6 : Contribution par technologies au mix de consommation suisse (dynamique annuelle 2018) 0.2% 0.7% 2.3%
44.2%
6.6%6.1%
39.8%
Mix de consommation suisse : 2018
Autres renouv Eolien Solaire Hydraulique Déchets Fosilles Nucléaire
En se focalisant exclusivement sur le mix des importations, la désagrégation de ces imports par pays est la suivante : sur les 11.4% d’import (7.1 TWh), la majeure partie provenait d’Allemagne (7%, soit 4.3 TWh), le reste venant de France (2.6%, soit 1.6 TWh) d’Autriche (1.8%, soit 1.1 TWh). Ces importations d’électricité sont satisfaites à hauteur de 59.9% par de la production issue de centrales à combustion, et à hauteur de 16.2% par des centrales nucléaires.
Figure 7 : Mix des importations suisse (2018)
La dynamique annuelle du mix des importations illustre les sollicitations des centrales fossiles (Lignite ou Charbon) ou nucléaire des pays avoisinants (Allemagne et France) durant la période hivernale (octobre à mars) pour répondre aux importations d’électricité du pays.
Figure 8 : Contribution par technologies aux importations suisses d’électricité (dynamique annuelle 2018)
3.4 Intensité en carbone de la consommation électrique suisse.
La teneur en CO2 du mix électrique est calculée à partir des intensités émises par chaque technologie pour la production d’un kWh. Selon l’approche du cycle de vie, les intensités CO2 sont exprimées en kg CO2- éq/kWh d'électricité́ et dépendent des quantités de gaz à effet de serre émises tout au long du processus de cycle de vie. Celui-ci recouvre la chaîne d'approvisionnement, l'exploitation et le démantèlement de l’unité́ de production (Tableau 1).
2.0% 4.7% 0.7%
14.4%
2.1%
59.9%
16.2%
Mix d'importations suisses : 2018
Autres renouv Eolien Solaire Hydraulique Déchets Fosilles Nucléaire
Total : 7.1 TWh
Technologie Émissions sur le cycle de vie
kg CO2-eq/kWh
Technologie Émissions sur le cycle de vie kg CO2-eq/kWh
Wind-on-Shore 0.015 (1) Déchets 0.35-0.57
Wind-off-Shore 0.04 Charbon 0.95
Solaire 0.09 Comb. charbon et gaz 0.90
Fil de l’eau 0.005 Gaz naturel 0.37-0.70
Géothermie 0.08 Autre conventionnel 2.9 (2)
Biomasse 0.06 Barrage 0.01
Autres renouv. 0.04 Pompage turbinage 0.42 (3)
Nucléaire 0.01 Pétrole 0.9
Lignite 1.21
Source de données : ecoinvent version 3 (Wernet et al., 2016)
(1) Ökobilanzierung von Schweizer Windenergie (Eymann et al. (2015))
(2) Centrales de production d’électricité à partir des rejets de gaz de l’industrie métallurgique. En 2018, la production de ces installations n’étaient pas significatives en Allemagne.
(3) Pompage turbinage : Émissions de CO2 estimé sur la base du profil de pompage des installations et d’un taux d’efficience de 85%
Tableau 1 : Émissions de CO2 par technologie de production d’électricité
Pour l’année 2018, le total des émissions liées à la consommation s’élèvent à 5.7Mt CO2-eq. Ce CO2 résulte principalement de la production issue des installations fossiles, dont l’électricité est importée pendant la saison hivernale. Leur impact représente 61.1% du total des émissions (Figure 9). Les émissions de gaz à effet de serre issue des usines d’incinération représentent environ 24.3% de cet impact. Le nucléaire et les énergies renouvelables représentent environ 12%. L’hydroélectricité représente environ 8.1% en raison de la comptabilisation des émissions de CO2-eq. liée à l’électricité consommée par les installations de pompage turbinage. La Figure 10 illustre la dynamique annuelle des contributions par technologies aux émissions de CO2-eq.
Figure 9 : Contribution par technologies aux émissions de CO2-eq (mix de consommation CH) 0.1% 0.2% 1.3%
8.1%
24.2%
61.1%
4.8%
Emissions de CO2 liée au mix de consommation par technologies:
2018
Autres renouv Eolien Solaire Hydraulique Déchets Fosilles Nucléaire
Total : 5.7Mt CO2-eq
Figure 10 : Contribution par technologies aux émissions de CO2 du mix de consommation électrique suisse (dynamique annuelle 2018)
Enfin, la Figure 11 illustre la dynamique des facteurs d’émissions liés à la consommation électrique suisse pour l’année 2018 (valeurs journalières, mensuelles et annuelles). La saisonnalité du profil se différencie nettement entre l’été et hiver, lorsque le pays est importateur d’électricité. En été, lorsque les installations nationales de production satisfont les besoins de consommation, les profils des émissions sont à leur niveau le plus bas en raison du caractère peu carboné de la production suisse.
Figure 11 : Profils des facteurs d’émissions de CO2 adossés à la consommation électrique suisse (2018)
4. Modélisation de l’impact incrémental d’une puissance 1MW éolien
Afin de quantifier les gains environnementaux liés à un incrément de la capacité éolienne dans le mix de production, il convient de différencier les situations où la Suisse est importatrice d’électricité en provenance des pays avoisinants de celles où le pays est exportateur. Dans le premier cas, en raison du positionnement de l’éolien dans la préséance économique qui régit le fonctionnement des marchés, une installation d’une puissance de 1MW permettrait une réduction des importations d’un volume correspondant à la production de cette installation, toute chose étant égale par ailleurs (ceteris paribus). Il s’agit là de l’électricité importée évitée. Le gain environnemental est calculé sur la base du contenu CO2 de l’électricité importée.
A l’inverse lorsque le pays est exportateur, la production éolienne se substitue à une partie de la production de la dernière technologie domestique mise en œuvre pour satisfaire la demande suisse. Le gain est calculé sur la base du contenu CO2 de l’électricité produite par la technologie à laquelle l’éolien se substitue.
Cet impact est déterminé sur la base des parcs de production et des données de production des centrales suisses et étrangères, tels qu’ils ont été observés en 2018. L’impact environnemental d’une capacité de 1 MW éolien ne peut pas être appliqué tel quel à une capacité de plus grande importance, qui engendrerait des interactions plus complexes dans les échanges d’électricité avec les pays avoisinants.
4.1 Profil éolien
Ce profil est le résultat d’une étude de Suisse-Éole (Suisse-Éole, 2020) constituée à partir données de production horaire de 26 des 37 éoliennes suisses, représentant environ les trois-quarts de la puissance installée en Suisse et les 80% de l’énergie produite annuellement. Les données normalisées des différents parcs actuellement en service ont permis d’établir un profil de production d’une éolienne type en Suisse.
Le profil éolien d’un 1MW est illustré dans la Figure 12. La production liée à ce profil s’élève 1842 MWh, pour une puissance max de 957 kW, correspondant ainsi à une durée d’utilisation de 1924 heures. Les installations produisent deux tiers de leur énergie pendant la période hivernale (octobre à mars). Selon l’étude mentionnée ci-dessus, le profil est représentatif de la complémentarité des régimes de vents au niveau territorial en Suisse.
Figure 12 : Profil de production d’une capacité de 1MW éolien (dynamique annuelle 2018) Données Suisse-Eole, 2020
4.2 Mix de l’énergie importée évitée
Selon l’examen des profils horaires de la production éolienne et du mix d’importation, une capacité de 1MW permettrait une baisse des imports de 1255 MWh. Cette baisse est observée essentiellement sur la période d’octobre à mars. Sur la base du mix d’importation en provenance des pays avoisinants, il est possible de déterminer le mix d’importation évité correspondant. Le mix de cette électricité (Figure 13) est issu principalement des centrales fossiles (54.4%) et nucléaires (19.4%).
Figure 13 : Contribution par technologies aux importations évitées – Année 2018 2.2%
6.1% 0.7%
14.8%
2.4%
54.4%
19.4%
Mix d'importation évitée : 2018
Autres renouv Eolien Solaire Hydraulique Déchets Fosilles Nucléaire
Total : 1255 MWh
Figure 14 : Contribution par technologies aux importations évitées (dynamique annuelle 2018)
Sur la base des intensités émises par chaque technologie (Tableau 1) et du mix d’importations suisses, le calcul de l’empreinte carbone liée à l’électricité importée évitée est effectué. Une capacité de 1MW éolien réduit ainsi l’empreinte carbone de 652 t CO2-eq. Environ 94% de ces émissions évitées correspondent aux émissions induites par des centrales fossiles (Figure 15). La Figure 16 illustre la dynamique annuelle de l’empreinte environnementale de cette électricité.
Figure 15 : Émissions évitées par technologie – Année 2018 0.3% 4.5% 0.8%
93.7%
Mix d'importation évitée : 2018
Autres renouv Eolien Solaire Hydraulique Déchets Fosilles Nucléaire
Total : 652 t CO2 eq
Figure 16 : Émissions de CO2 évités par technologies (dynamique annuelle 2018)
4.3 Mix de l’énergie indigène substituée
En raison du positionnement de l’éolien dans la préséance économique, les unités de production éolienne se situent sur le côté gauche de la courbe de l'ordre de mérite, et poussent les productions caractérisées par coûts marginaux plus élevés vers la droite de la préséance économique. A demande inchangée, la production issue d’une capacité éolienne de 1MW se substituerait ainsi à 587 MWh de production indigène dans le mix de consommation. Cette situation est essentiellement observée durant la période estivale, lorsque la Suisse est principalement exportatrice d’électricité.
Figure 17 : Énergie substituée dans le mix de production suisse par la production éolienne (dynamique annuelle 2018)
Figure 18 : Mix d’énergie substituée par la production éolienne dans le mix de production suisse (2018)
Majoritairement, l’électricité produite par les installations éoliennes se substituent à l’énergie hydraulique (stockage et pompage turbinage) (73.10%), pour le reste, elles se substituent à des centrales nucléaires (12%) et des centrales de valorisation des déchets ménagers (14.91%).
Bien que l’énergie ainsi substituée soit majoritairement issue de source hydraulique, le développement de l’énergie éolienne dans le mix indigène permet une réduction additionnelle de l’empreinte carbone liée à la consommation électrique de 46 t CO2-eq. Ces émissions évitées sont liées à la baisse des volumes des unités d’incinération des déchets, et des stations de pompage-turbinage dont le contenu carbone du kWh produit est supérieur à celui du kWh produit par l’éolien. En ce qui concerne les stations de pompage turbinage, elles recourent à des importations d’électricité afin de pomper de l’eau dans les lacs supérieurs.
Comme précédemment mentionné, le contenu CO2 de l’électricité produites par ces centrales est évalué sur la base du profil de pompage des installations et d’un taux d’efficience de 85%.
Figure 19 : Émissions de CO2 évitées induites par la substitution d’électricité dans le mix le mix de production suisse (dynamique annuelle 2018)
-8.20%
64.90%
14.90%
12%
Mix d'énergie substituée dans le mix production CH : 2018
Pompage Hydraulique Déchets Nucléaire
Total : 587 MWh
4.4 Impact total
L’agrégation des précédents résultats, examinés en situation importatrice et exportatrice de la Suisse, permet de calculer l’impact global induit par une capacité de 1MW éolien sur le mix associé à la consommation suisse d’électricité ainsi que sur les émissions de CO2 qui y sont adossées. Le tableau résume i) les quantités d’électricité importées évitée et celle d’électricité indigène substituée par la production éolienne ii) les gains en termes d’émissions de CO2 évités.
Quantité (MWh) CO2 évité (t CO2-eq)
Importations évitées 1’255 652
Production indigène substituée 587 46
Total 1’842 698
Tableau 2 : Impact global induit par une capacité de 1MW éolien
Ainsi, avec une capacité de 1MW éolien, le gain total sur l’empreinte CO2 de la consommation d’électricité est de 698t CO2-eq/an, soit l’équivalent 378 g CO2-eq/kWh, un résultat très proche des émissions induites par la production d’une centrale de production d’électricité au gaz (CCGT) de dernière génération.
5. Conclusion
En recourant à la méthodologie développée par l’UNIGE, il est possible de déterminer le mix de production liée à la consommation suisse d’électricité à une granularité horaire. La détermination de celui-ci repose sur les principes de marchés régissant les échanges d’électricité transfrontaliers, et permet d’identifier les technologies étrangères répondant aux besoins suisses d’électricité dans le cadre des importations
Sur la base de cette information, il est dès lors possible d’identifier dans le mix d’électricité importé, les technologies qui seraient substituées en raison du développement domestique des énergies renouvelables.
Il est également possible de quantifier l’impact environnemental résultant de ce développement.
Afin de quantifier les gains environnementaux liés à une puissance de 1MW d’éolien dans le mix de production indigène, il convient de différencier les situations où la Suisse est importatrice d’électricité en provenance des pays avoisinants de celles où le pays est exportateur.
Lorsque le pays est importateur, la production éolienne issue d’une capacité de 1MW permettrait une baisse des imports de 1255 MWh. Ces importations sont principalement des centrales fossiles (54.4%) et nucléaires (19.4%). Sur la base des intensités émises par chaque technologie, le calcul de l’empreinte carbone liée à l’électricité importée évitée équivaut à 652 t CO2-eq/an.
Lorsque le pays est exportateur, la production éolienne issue d’une capacité de 1MW se substitue à 587 MWh de production indigène dans le mix de consommation. Bien que l’énergie ainsi substituée soit majoritairement issue de source hydraulique, le développement de l’énergie éolienne dans le mix indigène permet une réduction additionnelle de l’empreinte carbone liée à la consommation électrique de 46 t CO2- eq /an. Ces émissions évitées sont liées à la baisse des volumes des centrales d’incinération des déchets,
et des stations de pompage turbinage.
Pour une production de 1842 MWh issue d’une capacité de 1MW, la production permettrait une réduction de 698t CO2-eq/an, soit l’équivalent 378 g CO2-eq/kWh, un chiffre très proche des émissions induites par la production d’une centrale de production d’électricité au gaz (CCGT) de dernière génération.
A noter que l’impact environnemental de ce 1 MW éolien incrémental ne peut pas être appliqué de manière linéaire à une capacité de plus grande importance, car ceci nécessiterait un examen des interactions au niveau des imports/exports d’électricité.
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