Programme Energie du CNRSNogent, 20 Janvier 2005 1 Energie-environnement et technologies de loffre:...

Programme Energie du CNRS Nogent, 20 Janvier 2005 1

Energie-environnementet technologies de l’offre:

prospective 2050 avec le modèle POLES


La problématique développement énergétique / contrainte environnementale, horizon 2030

La problématique à 2050:prise en compte des innovations radicales

Base de Données Techs-DB pour la modélisation et l’aide à la décision (Projet EMAD du Prog Ener)

Résultats préliminaires 2050: H2 et CSC

Facteur 4 et Peak Oil, quelques indications préliminaires


POLES : Large scale power technologies

Large Scale Power Generation

Advanced Thermodynamic Cycle ATC

Super Critical Pulverised Coal PFC

Integrated Coal Gasif. Comb. Cycle ICG

Coal Conventional Thermal CCT

Lignite Conventional Thermal LCT

Large Hydro HYD

Nuclear LWR NUC

New Nuclear Design NND

Gas Conventional Thermal GCT

Gas Turbines Combined Cycle GGT

Oil Conventional Thermal OCT

Oil Fired Gas Turbines OGT


POLES : New and Renewable technologies

New and Renewable Technologies

Waste Incineration CHP BF2

Biomass Gasif. with Gas Turbines BGT

Combined Heat and Power CHP

Photovoltaics (windows) DPV

Proton Exch. Membr. Fuel Cell (Fixed) MFC

Solid Oxide Fuel Cell (Fixed Cogen.) SFC

Rural Photovoltaics RPV

Solar Thermal Powerplants SPP

Small Hydro SHY

Wind Turbines WND

Biofuels for transport BF3

Fuel Cell Vehicle (PEM) FCV


Dans POLES la courbe d ’apprentissage conventionnelle: COST = A * CUMCAP-b

est remplacée par une courbe deux facteurs ... Intégrant aussi la recherche cumulée (publique et privée):

COST = A * CUMCAP-b * (CGERD+CBERD)-c

avec variable éxogène

variable endogène

La « courbe d ’apprentissage à deux facteurs » (TFLC) dans POLES


Analyse des budgets de R&D Energie selon l’AIE

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002

TOTAL

TOTAL ELEC

TOTAL ELECNON NUC

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

OTHER

CONSERV

RENEW

FUSION

BREEDER

LWR

OIL & GAS

COAL


Four key technology portfolios (From J.

Pershing, IFRI-RFF seminar, March 2003)

550 M$/yr

200 M$/yr

400 M$/yr

300 M$/yr200 M$/yr

2.4 G$ - 74 % of NCEP 2010 proposal

300 M$/yr

450 M$/yr


Des innov ations incrémentales aux innovations radicales et changemts. struct.

Urbanisation

Transmater.

Changements structurels

(WETO-H2 …)

ModèlePOLES

2030-2050

Scénarios: Référence

Stabilisation

IPTS Modèles Détaillés

TRANSPORT

SIDERURGIE

H2 + CCS

Véh. TBE

Bat. TBE

Technologies (Facteur 4 …)

ULCOS


11 Hydrogen technologies2 x 2 End-use technologies Hydrogen Fuel-Cells for stationary uses (+Natural Gas FC) HFC, GFC

Hydrogen Fuel-Cell Vehicles (+Methanol FCV), FCVH, FCVM

10 H2 Production technologies Hydrogen from Gas Steam Reforming GSR

Gas Steam Reforming with CO2 Sequestration GSS

Coal Partial Oxidation CPO

Coal Partial Oxidation with CO2 Sequestration CPS

Biomass Pyrolysis BPY

Solar High-temp. Thermochemical cycles SHT

Nuclear High-temp. Thermochemical cycles NHT

Water Electrolysis, dedicated Nuclear power plant WEN

Water Electrolysis, dedicated Wind power plant WEW

Water Electrolysis, baseload electricity from Grid WEG


5 Carbon Capture & Sequestration options

Electricity technologies PFC + CCS => PSS Pulverized fuel Supercritical with CCS

ICG + CCS => CGS Integrated Coal Gasification with CCS

GGC + CCS => GGS Gas powered Gas turbine in combined cycle with CCS

Hydrogen technologies GSR+CCS => GSS Gas Steam reforming with CCS

CPO+CCS => CPS Coal Partial oxidation with CCS


Les véhicules TBE (Très Basse Energie)

VKMLIV (Detailed, LIV) / TKMTER (Detailed, HEV) / CAR (Compact)

Conventionnel Hybride Electrique PAC Gaz PAC Hydr.

Carburants

Electricité Gaz Hydrogène Pétrole Biocarburant

Thermique H2

KMCAR (Detailed, LIV)


Parts de marché des différentes technologies TBE dans le Transport - France

Référence

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2000 2010 2020 2030 2040 2050

Conventionnel

Hybride

Electrique

Thermique - H2

PAC H2

PAC Gaz

Facteur 4

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2000 2010 2020 2030 2040 2050

Conventionnel

Hybride

Electrique

Thermique - H2

PAC H2

PAC Gaz


Secteur résidentiel-tertiaire, création de 3 types de bâtiments:- Standard = moyenne des consommations du pays/région

avec progrès technique

- Basse Consommation (neuf et réhabilitation thermique), 50 % de la consommation standard

- Très Basse Consommation (neuf), 1/3 de la consommation standard dans les régions en développement, 1/4 dans les pays industrialisés

Diffusion en fonction du “retour sur investissement” de l’économie réalisée

Sous contrainte de renouvellement des parcs

Les batiments TBE (Très Basse Energie)


Parts de marché des bâtiments TBE dans le résidentiel - France

Référence

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2000 2010 2020 2030 2040 2050

Standard

Basse Consommation

Très BasseConsommation

Facteur 4

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2000 2010 2020 2030 2040 2050

Standard

Basse Consommation

Très BasseConsommation


Techs-DB: vers une harmonisation des évaluations de coût des technologies

Wind Power on-shore - Investment costs

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

€99/

kW

IEA (EU), 2004 IEA (IC), 2004 IEA (DC), 2004 IEA (TC), 2004 EIA, 2004 EPE, 2004

ECN 1998 IPTS, 2003 VLEEM, 2003 Ecofys, 2002 Ikarus, 2003

Observé ?

Des écarts importants


Techs-DB, coûts de référence de l’électricité: du bi- au tri-dimensionnel invest. / combust. / valeur du C

SHY WNDWND offsh.

SPP DPV

2000 2025 2050 2000 2025 2050 2000 2025 2050 2000 2025 2050 2000 2025 2050

Overn. Inv. Cost €/kW 2100 2000 1950 1000 750 650 1750 1000 800 2750 2100 1800 6000 2500 1500Other costs €/kWTechnical lifetime Years 30 30 30 20 20 20 20 20 20 25 25 25 25 30 30Construction time Years 2 2 2 1 1 1 2 2 2 3 3 3 1 1 1Interest rate 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5%Decommission share 20% 20% 20% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 20% 20% 20% 10% 10% 10%Discount rate (%) 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8%

Total investment Cost €/kW 2300 2190 2135 1061 795 689 1901 1086 869 3111 2376 2037 6385 2649 1589

Fixed cost €/kWy 204 195 190 108 81 70 194 111 89 291 223 191 598 235 141FOM cost €/kWy 31,5 30,0 29,3 20,0 15,0 13,0 52,5 30 24 27,5 21,0 18,0 30,0 12,5 7,5Availab. Factor % 50% 50% 50% 28% 28% 28% 35% 35% 35% 25% 27% 28% 17% 18% 19%

Fixed cost €/MWh 53,8 51,3 50,0 52,2 39,1 33,9 80,3 45,9 36,7 145,7 103,0 85,1 421,8 157,1 89,3

Fuel price €/toeCarbon content tCO2/toeCarbon price €/tCO2Fuel efficiency % 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%Electrical efficiencyThermal efficiencyFuel cost incl. Carbon €/MWh 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0VOM cost €/MWh

Variable cost €/MWh 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Production cost €/MWh 54 51 50 52 39 34 80 46 37 146 103 85 422 157 89

New and Renewable Power Gen

99€ - 95$


Techs-DB, la quatrième dimension: fondamentaux de la production d’hydrogène

2000 2050 2000 2050 2000 2050 2000 2050 2000 2050Investmt Cost €/(M3d) 45 27 113 68 118 71 600 350 124 74Technical lifetime Years 35 35 35 35 35 35 35 35 25 25

Annual fixed costCapital Cost €/(M3d) 3,8 2,3 9,7 5,8 10,1 6,1 51,5 30,0 11,6 7,0FOM (10%) €/(M3d) 0,38 0,23 0,97 0,58 1,01 0,61 5,15 3,00 1,16 0,70Fixed cost €/(M3d) 4,21 2,54 10,62 6,37 11,15 6,69 56,63 33,03 12,75 7,65Fixed cost €/koed 393 237 992 595 1041 625 5288 3085 1191 715Availab. Factor % 75% 75% 75% 75% 75% 75% 20% 20% 33% 33%Fixed cost €/toe 60 36 151 91 158 95 3019 1761 412 247

Variable CostsFuel price (end) €/toe 103 292 80 147 200 220 0 0 648 660Fuel efficiency % 75% 80% 50% 65% 65% 65% 15% 15% 75% 75%VOM €/toe 6 6 35 35 35 35 35 35 21 21Variable cost €/toe 143 371 195 262 343 373 35 35 885 901

Production cost €/toe 203 407 345 352 501 469 3054 1796 1297 1148

HWEGSR CPO BPY SSE


L’observatoire des technologies énergétiques Dans le cadre du programme Energie du

CNRS et du projet de maison de l’énergie de l’INPG

L’Observatoire des technologies énergétiques abritera la base Techs-DB du LEPII-EPE

Visant à rassembler les informations de coût et de performance sur une cinquantaine de technologies génériques


La production d’Hydrogène La contrainte carbone (en €/tCO2) sera déterminante

pour la compétitivité des différentes options de production, la production à partir des fossiles implique la séquestration

L’option Gaz ne devrait être que transitoire (prix du gaz)

Resteraient en compétition les options Charbon + CSC, Biomasse, Eolien et Nucléaire dédié (de 600 €/toe à 400 en 2050 ? NB: 50 $/bl = 350 €/toe)

Aux USA les « roadmaps » ne font apparaître que les deux premières options, mais annonces / Electrolyse à Haute Température avec Nucléaire


Le transport Ramené à la tep, le coût de transport pourrait

représenter de 25 à 50 % du coût de production (en 2050)

La difficulté est d’enclencher le cercle vertueux des « rendements croissants » (les réseaux élec. et gaz ont été développés dans un environnement dit de « monopole naturel »)

Le problème est donc celui du financement d’une nouvelle infrastructure de réseau dans un environnement institutionnel libéralisé, avec coûts initiaux élevés mais décroissants


Scénarios pour l’hydrogène (WETO-H2) L’hydrogène devra relever deux défis:

- celui de l’apport d’une véritable valeur ajoutée / élec - celui de la construction d’une infrastructure lourde

(10s G$) en univers incertain … et libéralisé

Pour la production deux scénarios sont possibles:- Le scénario américain (et chinois) de la production par

centrale charbon avec CSC (électricité chère, avantage de cogen distribuée sans CO2)

- Le scénario européen « RENUC » électricité bon marché mais H2 stockage dans le complexe électrique (décentralisé ? centralisé saisonnier ?)

L’Hydrogène se développera-t-il ? Peut-on imaginer une cohabitation des différentes voies:- C aux US, Chine, Inde- NUC en F, EurEst, Chine REN dans reste Europe

Ou au contraire un seul modèle dominant ???


POLES : Processus de découverte Pétrole et Gaz Ressources Récup. ULtimes = Pétrole en place X Taux de Récup. Les découvertes, fonction à rendement décroissant de l ’effort de forage Réserves = Découvertes - Production Cumulée Prix du pétrole = f(Réserves/Production) Pétroles non conventionnels = f(prix petr)


Consommation Primaire - Monde

0

5000

10000

15000

20000

25000

2001 2010 2020 2030 2040 2050

Mte

p

RenouvelablesNucléaireCharbonGazPétrole

Référence 2050: retour du charbon, pics pétrolier et gazier

Dans le scénario de référence, la tension croissante sur les hydrocarbures se traduit par un prix de 60 $/bl en 2050


0

10

20

30

40

50

60

70

80

1970 1990 2010 2030 2050 2070 2090

GH

G E

mis

sio

ns (

GtC

O2-e

q)

Baseline

S550e

S650e

En 2050, les réductions d’émission atteignent

respectivement 35 et 60 % par rapport à la référence

IMAGE 2.2

Les profils S550 et S650 tous gaz (S450-S550 CO2) dans l’étude GRP pour la DG ENV


Les dotations internationales de droits d’émission à 2050 Pour les profils globaux de l’étude GRP et des

dotations « Multi-Stage », on peut retenir les ordres de grandeur suivants :

Annex I Non Annex I

S650e + 2.5°C from pre-ind. + 1.9 °C from today / Factor 2

x 2 (LAM, MET, SEEA)

x 5 (AFR, SOA = baseline)

S550e +1.6 °C from pre-ind. + 1.0 °C from today / Factor 4

x 1 (LAM, MET, SEEA)

x 3 (AFR, SOA)

Temp. increase (median CSF)

2050 endowmts. compared to 1990 emiss.

Emission profile


Consommation Primaire - Monde

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

2001 2010 2020 2030 2040 2050

Mte

p

Renouvelables

Nucléaire

Charbon

Gaz

Pétrole

550e-F4 : Impacts sur la consommation mondiale d’énergie

La consommation primaire mondiale passe de 24 (Ref) à 12 Gtep

Près des deux tiers de l’approv. sont assurés par les renouvelables et le nucléaire


La séquestration se généralise dans la production d’électricité entre 2020 et 2030

Séquestration

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

2000 2010 2020 2030 2040 2050

GtCO

2

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

GtCO

2

Stockage annuel

Cumul

Monde - Production Electricité Fossile

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

2000 2010 2020 2030 2040 2050

TWh

Avec Sequestration Sans Sequestration


Fundamentals of electricity costs from Techs-DB

from Techs DB and for 2025

€/MWhPulverised

CoalPulverised Coal + CCS

Wind Nuclear

0 €/tCO2 30 42 39 35

20 €/tCO2 46 46 39 35


Consommation mondiale de liquides

consommation totale des liquides suivant les scénarios

0

20

40

60

80

100

120

140

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

con

so d

e li

qu

ides

en

Mb

j

scénario deréférence

scénario CV

scénario F4


Les transitions énergétiques: propos d’étape

Au-delà de 2020-2030, la poursuite du développement énergétique imposera des innovations radicales

Il est certain que les solutions feront appel à quatre clusters:1/ technologies TBE, Très Basse Energie2/ Energies Renouvelables3/ Nucléaire III et IV4/ H2 et/ou Elec avec séquestration

A l’intérieur des clusters il est impossible aujourd’hui de sélectionner les gagnants (pick the winners)

Trois transitions se superposeront, en interdépendance dynamique:

1/ Peak Oil

2/ Stabilisation GES

3/ Matériaux fissiles

L’enjeu pour la recherche et de tenter d’appréhender les dynamiques relatives de progrès technique et de contrainte de ressource/émission

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