Il est rare de disposer de données permettant d’estimer les coûts de production de l’électricité en tenant compte d’un approvisionnement ininterrompu des consommateurs. Ce n’est pratiquement jamais le cas pour les énergies dites renouvelables, dont la production est souvent nulle et qui doivent être stockées en cas d’excédents.

Voici un exemple provenant des États-Unis.
Arevon Energy, Inc. Communiqué du 9 décembre 2024.
https://arevonenergy.com/arevon-announces-the-start-of-commercial-operations-at-its-eland-1-solar-plus-storage-project-in-california/

« Eland 1 Solar-plus-Storage » dans la ville de Mojave est un projet solaire d’une puissance de 384 mégawatts (MWdc) combiné à 150 MW/600 mégawattheures (MWh) de stockage d’énergie« .

Cela signifie qu’un maximum de 600/150 = 4 heures de stockage sont à disposition à pleine puissance de charge ou de décharge. Notez également que la batterie ne se charge qu’à une fraction (39 %) de la puissance nominale des cellules photovoltaïques. Une autre remarque logistique à ce sujet : une réserve ne doit jamais être complètement pleine ou complètement vide, sinon la possibilité de régulation fait défaut.

« Eland 1 et 2 constituent l’une des plus grandes installations de stockage solaire-plus du pays, avec un coût total en capital de plus de 2 milliards de dollars. Lorsque les deux phases seront terminées, la capacité combinée des projets sera de 758 MWdc d’énergie solaire et de 300 MW/1.200 MWh de stockage d’énergie ».

Les batteries sont directement chargées avec le courant continu des cellules photovoltaïques. Avec 3% de pertes de conversion (de l’air chaud est produit), 758 MWdc peuvent alors fournir une puissance nominale en courant alternatif de 735 MWe.

Si l’on suppose généreusement que ce dimensionnement est suffisant pour répondre à la demande jour et nuit, l’investissement total est de 2 000 000 000/735 000 = 2721 USD/kWe (si cela ne suffit pas, des investissements supplémentaires sont nécessaires).

Avec un facteur de charge de 25 % (Californie du Sud), des pertes d’attrition de 0,5 %/an et une durée de vie de 25 ans, la production moyenne est de 1,51 TWh par an.

Avec des coûts d’exploitation annuels correspondant à 1 % de l’investissement initial, la constitution d’une réserve de 10 % de l’investissement initial pour le démantèlement et la gestion des déchets en fin de vie, et un financement externe à un taux d’intérêt de 4 % amorti sur toute la durée de vie, le coût de production est de 101 USD par MWh.

Qu’en serait-il en Suisse ?
Avec les mêmes paramètres de coûts (donc sans le Swiss Finish beaucoup plus cher) mais avec un facteur de charge de seulement 11% dû à la géographie, la production serait de 0,66 TWh par an et coûterait 230 USD/MWh.

Il s’agit d’un cas technique « best of the best » avec un résultat pratiquement irréfutable :
LE PV ETAIT, EST ET RESTE CHER.

Merci de partager et de diffuser cet article !