Karbonfotavtrykk av elektrisitet

Den karbonavtrykk av elektrisitet er en fremgangsmåte for evaluering av miljøbelastningen av bruken av elektrisitet . Det varierer avhengig av land og årstid på grunn av de forskjellige produksjonsmetodene som er valgt.

Innledning

Som oppvarming nettverk , har bruk av elektrisitet ved forbrukeren ikke føre til direkte utslipp av klimagasser (GHG) på brukerstedet. På den annen side, bruk av brensel produsere elektrisitet og for bygging og vedlikehold av dens transport- og fordelingsnett er ved opprinnelsen til utsendelse av forskjellige klimagasser. Da strømforbruket er direkte knyttet til CO 2 -utslipper det vanlig å snakke om CO 2 -innholdet elektrisitet.

Temaet for CO 2 -utslipp relatert til elektrisitet er imidlertid diskutert av flere grunner:

elektrisitetsproduksjonssystemet er komplekst og mobiliserer ulike produksjonsmåter for å svare på variasjonen i etterspørsel gjennom stadig mer sofistikerte tekniske og økonomiske balansemekanismer;
strømnettet induserer en samling av produksjonsmidler for å dekke etterspørselen, slik at det er umulig å knytte et bestemt produksjonsmiddel til en gitt bruk;
i sammenheng med kraftvarme (som forbedrer den primære energikoeffisienten til elektrisitet), er produksjonen av varme assosiert med produksjonen av elektrisitet, noe som utgjør problemet med å lade CO 2 -utslipp til den ene eller den andre;
virkemidlene for strømproduksjon er forskjellige; innsjøhydraulikk som ikke avgir direkte CO 2 -utslipp, opp til kullkraftverk som slipper ut mer enn 900 gCO 2eq per produsert kilowatt-time;
den produksjonsmiks er mer eller mindre karbon basert avhengig av regionen og landet (lav karbon i Frankrike, Sveits, Norge, Sverige for Europa);
grenseoverskridende utveksling mellom land gjør det vanskelig å etablere "nasjonale" verdier for CO 2 -innhold, verdier som ønskes av politiske årsaker når de sjelden gir mening fra et fysisk synspunkt;
til slutt kan handelspolitikken til energileverandører avvike fra vitenskapelige kriterier.

Kullstoffavtrykket til elektrisitet inkluderer spesielt digital teknologi , som ifølge den franske foreningen The Shift Project utgjør 2,5% av de globale utslippene i 2013 og 3,7% av de globale utslippene i 2018., er derfor i sterk vekst. Det er mer enn flytrafikken.

Det internasjonale energibyrået vurderer blant annet å avkarbonisere elektrisitet, binding av CO 2.

Denne artikkelen presenterer mangfoldet av metoder for evaluering av CO 2 -innhold. elektrisitet og deres gyldighetsdomene, og dermed unngås en kompleks historie.

Definisjoner

Utslippsfaktorer og CO 2 -innhold elektrisitet kan defineres på forskjellige måter, avhengig av utslippene vi er interessert i og omkretsene tatt i betraktning: produksjon eller forbruk, i målestokk for en produsent eller et land.

“KWh-utslippsfaktoren produsert av en gitt sektor” er definert som CO 2 -utslippper kilowatt-time elektrisitet produsert ved produksjonen av utstyr som er koblet til denne sektoren (kull, hydraulikk, kjernekraft, vindkraft osv.). Med forbehold om usikkerheten ved kombinert produksjon av varme og elektrisitet, er direkte utslipp målbare og kontrollerbare mengder. På den annen side gir komplementet som tilsvarer LCA-tilnærmingen ofte opphav til debatt.

Eksempler på direkte utslipp (CO 2+ ACV) per kWh
produsert etter sektor (i gCO 2ekv / kWh)

Sektorer	Utslippsmedian fra IPCC-rapporten (2014)	I følge "Base Carbone" ADEME (juni 2013)	Stanford University Report (2009)	University of Singapore Report (2008)
Kjernefysisk	12	6	9 til 70	66
Kull	820	1038		960 til 1050
Gass	490	406		443 til 611
Bensinolje		704		778
Beholdt hydraulikk	24	4	17 til 22	10
Solcelle	41 til 48	55	19 til 59	32
Vindturbin	11 til 12	7.3	2,8 til 7,4	9
Geotermisk	38	45	15,1 til 55	38
Biomasse	230			14 til 31
Solvarme	27			1. 3
Biogass				11

Den signifikante forskjellen mellom de tre kildene når det gjelder CO 2 -innholdDen gjennomsnittlige kjernefysiske kilowatt-timen forklares hovedsakelig av den overvektige vekten av den opprinnelige investeringen og det store vedlikeholdet i analysen av livssyklusen og av den nasjonale konteksten der disse aktivitetene foregår: i land der strømproduksjonen i stor grad er karbonfri ( Frankrike, Sverige), CO 2 -innholdetbyggingen av et atomkraftverk er mye lavere enn i land der elektrisitet produseres hovedsakelig fra kull (Kina, USA, India, Japan): ADEME-studien viser til forholdene fransk, mens de to andre hovedsakelig gjelder amerikanske forhold; Videre er disse studiene gamle (2008 for studien av B.Sovacool, fra University of Singapore, som dessuten ikke overholder LCA-standarder).

Den gjennomsnittlige utslippsfaktoren per produsert kilowatt-time er CO 2 -innholdet gjennomsnitt av den elektriske kWh produsert av alle produksjonsmidlene knyttet til en produsent (EDF, RWE ...) eller til et territorium (Frankrike, Tyskland, Europa ...).

Noen eksempler på CO 2 -innhold gjennomsnitt per produsert kWh og per produsent - 2016-data (gCO2-eq / kWh)

Produsent	Direkte utslipp	Generasjon (TWh)
Statkraft	12	66
E.ON Group	32	53
EDF Group	72	608
Vattenfall Group	195	119
Engie Group	299	149
ENEL Group	395	146
Uniper	99	438
RWE Group	709	208
23 grupper	275	2000

Den innhold CO 2gjennomsnittlig levert eller forbrukt kilowatt-time er relatert til utslipp som skyldes strømforbruk i et gitt territorium. Det tar hensyn til CO 2 -innholdet produksjonsmiks, import og forbruk av transport- og distribusjonsnett som er nødvendig for å dekke forbruket.

Den innhold CO 2av kilowatt-timen per bruk tilsvarer nedbrytningen av CO 2 -innholdetgjennomsnittlig kWh forbrukt i henhold til forskjellige bruksområder. Siden det ikke er mulig å skille hvilken rolle produksjonsmidlene spiller for å tilfredsstille en bestemt bruk, idet produksjonsmidlene til enhver tid samles for å tilfredsstille alle samtalene, er denne oversikten basert på konvensjonelle tildelingsmetoder. Det pågår debatter om hvordan man distribuerer denne fordelingen. Disse debattene er ikke avsluttet i dag. Enighet ble nådd på vei for historisk å bestemme innholdet ved bruk for å utarbeide vurderinger, men opposisjoner er fortsatt på vei til å beregne dem prospektivt, idet ideen er å skille de gode bruksområdene i form av drivhus for fremtiden. gassutslipp av de som ikke er det.

Metoden som ble avtalt "historisk", og innholdet i de aktuelle debattene om bestemmelse av innholdet i fremtiden er forklart nedenfor.

CO 2 -innhold kilowatt-time i historien

Historiske gjennomsnittlige utslippsfaktorer

I følge studien publisert årlig av PwC France og Enerpresse, er de gjennomsnittlige CO 2 utslippsfaktoreneper produsert kilowatt-time i Europa har falt jevnt og trutt siden 2001; i 2016 falt de med 11% på grunn av nedgangen i andelen høye karbonkilder til 78%, og for 22% av økningen i fornybare energier i elektrisitetsmiksen: hydraulikk, sol, vind osv. Den gjennomsnittlige utslippsfaktoren for de 23 viktigste europeiske gruppene i elsektoren falt fra 377 g CO 2/ kWh i 2007 ved 275 g CO 2/ kWh i 2016 (-27%). EDF-gruppen har en veldig viktig vekt: 30,4% av produksjonen, 7,3% av CO 2 -utslippene, karbonfaktor på 72 g CO 2/ kWh; Uten EDF ville panelets europeiske karbonfaktor være 32% høyere og øke til 365 kg CO 2/ MWh.

I Frankrike, ifølge RTEs strømbalanse i 2014, var den gjennomsnittlige karbonfaktoren per kWh produsert på det nasjonale territoriet i 2014 35,2 g CO 2/ kWh, som er veldig lavt i forhold til det europeiske gjennomsnittet og a fortiori over hele verden. Dette resultatet skyldes hovedsakelig betydningen av kjernekraft i nasjonal produksjon (77%). Nedgangen i det totale volumet av utslipp observert i 2014 (-41% sammenlignet med 2013) er også knyttet til det kraftige fallet i fossil termisk produksjon på grunn av de milde vintertemperaturene og den gode tilgjengeligheten av atomkraft.

CO 2 -innhold ved bruk - EDF-ADEME-metoden (2005 revidert 2011)

I 2005 ble ADEME og EDF enige om å beregne historisk innhold ved bruk av en såkalt ”sesongmetode” basert på en sesongmessig fordeling av forbruk og produksjon, begrunnet med observasjonen om at strømforbruket viser en karakteristisk sesongvariasjon mellom sommer og vinter. 500 TWh fransk strømforbruk er delt inn i 400 TWh grunnforbruk, dvs. har samme nivå året rundt, og 100 TWh sesongforbruk fordelt over vinterperioden. Den samme beregningen utføres på CO 2 -utslippproduksjon, med 16 Mt CO 2på den grunnleggende delen og 18 Mt CO 2på sesongens del. Det er da mulig å beregne to CO 2 -innholdavhengig av sesongmessighet: 180 gCO2eq / kWh for sesongbruk og 40 gCO2eq / kWh for grunnleggende bruk. Den detaljerte beregningen ved bruk utføres på grunnlag av sesongfrekvensen, for eksempel:

boligkjøling er stabil hele året, med CO 2 -innholdgjennomsnittet er derfor 40 gCO 2eq / kWh;
industriell bruk er litt sesongbasert, forbruket er 10% høyere om vinteren sammenlignet med sommeren, CO 2 -innholdetgjennomsnittet er derfor 90% x 40 + 10% x 180 = 54 gCO 2eq / kWh;
oppvarmingsbruk er utelukkende sesongbasert, CO 2 -innholdet gjennomsnittet er derfor 180 gCO2eq / kWh.

Denne metoden ble oppdatert og raffinert i 2011 innenfor rammen av Base Carbone Governance Committee og resulterte i at ADEME publiserte en rapport “Vurdering av karbondioksidinnhold (CO 2) de forskjellige bruken av elektrisitet distribuert på det franske fastlandet mellom 2008 og 2010 ”. Denne rapporten tjener som grunnlag for CO 2 -innholdet ved bruk publisert i Base Carbone.

Beregninger utført i samsvar med ISO 14069 og anbefalingene i GHG-protokollen fører til følgende resultater for de ni bruksområdene som er identifisert i studien:

CO 2 innhold ved strømbruk for Frankrike i 2013

Bruk	Direkte utslipp (Omfang 2)	Oppstrøms for drivstoff (inkludert berikelse) og transport / distribusjon (Omfang 3)	"Komplett" innhold
Gjennomsnitt	55	26	81
Varmeapparat	181	32	213
Bolig: ECS	42	16	58
Bolig: boligbelysning	93	22	115
Bolig: vask, kald, brun, grå	42	17	59
Bolig: matlaging	57	18	75
Offentlig og industriell belysning	72	20	92
Industri	34	15	49
Transportere	33	16	49
Andre (tertiær, landbruk ...)	34	16	50

Disse resultatene er anerkjent som ment å brukes i den “historiske” delen av klimagassutslippsrapportene. På den annen side er de ikke ment å brukes til å redegjøre for virkningen når det gjelder drivhuseffekten under evaluering av prosjekter, fordi disse utslippsfaktorene ikke gjenspeiler innvirkningen på elsystemet. 'Fremtidig handling, men bare den historiske effekten . Arbeidet med denne komponenten ble utført i 2012, men er ikke fullført .

Potensielt CO 2 -innhold per kilowattime

Gjennomsnittlige utslippsfaktorer i potensielle

Det er mulig å foreta en prospektiv beregning av den gjennomsnittlige utslippsfaktoren per produsert kWh, på grunnlag av scenarier for endringer i etterspørsel og av generasjonsflåten som er i stand til å svare på den.

I 2014 utviklet RTE fire mulige utviklingsscenarier for det franske elsystemet innen 2030. De langsiktige scenariene er ment å utforske sannsynlige variasjoner i den nasjonale energimiksen og ta hensyn til to viktige utviklingstrekk siden den foreløpige rapporten fra 2012. Publisert av RTE:

nedjustering av utsiktene for utviklingen av strømforbruk på grunn av den svake økonomien og den stadig økende penetrasjonen av energieffektivitet i bygninger og hurtigfornyelsesutstyr;
rammeverket etablert av lovforslaget om energiovergang for grønn vekst, som begrenser kjernekapasitet til 63,2 GW og setter nye mål for 2030: 50% av den årlige produksjonen av kjernefysisk opprinnelse og fornybar produksjonsårstall tilsvarer 40% av strømforbruket.

Nøkkeltallene for disse scenariene er oppsummert nedenfor med hensyn til strømproduksjon og CO 2 -utslipp. det resultatet.

Utvikling av strømproduksjon i Frankrike innen 2030 og CO 2 -utslipp assosiert i de forskjellige scenariene planlagt av RTE

Scenario	2013-tall	Scenario A (lav vekst)	Scenario B (sterk vekst)	Scenario C (diversifisering)	Scenario D (ny blanding)
Nasjonal produksjon i TWh	549,7	553,9	625,9	550.4	516,0
hvorav eksportørens saldo	(49.2)	(99,4)	(73.1)	(43,0)	(26.3)
CO 2 -utslipp (Mt)	32.2	19.0	15.4	31.4	24.1
Produksjonsutslippsfaktor (ig CO 2/ kWh)	58.1	34.3	24.6	57,0	46.7

Det kan sees at, bortsett fra i scenario C, der tilbaketrekningen fra kjernekraft bare delvis kompenseres av fornybar energi, CO 2 -utslippproduksjonen synker, både i absolutt verdi og i utslippsfaktor, uavhengig av planen. Det erindres at i 2014, på grunn av gunstige omstendigheter, falt utslippshastigheten til 35,2 g CO 2/ kWh.

Fremtidig innhold ved bruk

Potensielt innhold ved bruk av elektrisitet skal gjenspeile effekten på CO 2 -utslippsom kan ha utviklingen av de forskjellige bruken av elektrisitet. Det var ikke enighet om hvordan man skal svare på dette målet i begynnelsen av 2015. Når man leser arbeidet som er publisert de siste årene om emnet, dukker det opp to hovedfamilier av metoder for å kunne vurdere innhold ved bruk:

marginale metoder arvet fra teoriene om marginal beregning i økonomi;
proporsjonale metoder, spesielt sesongmetoden utviklet av EDF og ADEME og den integrerte proporsjonale metoden.

Marginalmetoder

Marginalmetoder for fordeling av CO 2 -utslippble utviklet analogt med begrepet marginale kostnader i økonomi. En av vanskelighetene med marginalberegningen er å korrekt beskrive fenomenene ved margen og spesielt å bestemme når utviklingen blir strukturell. Dette førte til to typer tilnærminger:

kortsiktige marginale metoder;
marginale utviklings- eller inkrementelle metoder.

Kortsiktige marginale metoder

Det matematiske uttrykket for CO 2 -innholdmarginal i forhold til totale utslipp og totalt forbruk skrives: ${\ displaystyle E_ {t}}$ $C_ {t}$

${\ displaystyle CO2_ {m} = {\ frac {dE_ {T}} {dC}}}$

I praksis er driften av strømparken basert på stabling av produksjonsmidler til kortsiktige marginale kostnader (lik driftskostnadene) for å øke produksjonen: de minst kostbare produksjonsmåtene kalles først og deretter suksessivt produksjon dyrere og dyrere opp til balansen mellom tilbud og etterspørsel. Dermed kalles dødelig produksjon (vindkraft, vannkraft, solcelleanlegg osv.) Per definisjon, etterfulgt av atomkraftverk og til slutt termiske kraftstasjoner og topphydraulikk. Fra produksjonsdata og økonomiske forhold er det derfor mulig å vurdere produksjonsmidlene kalt sist som gjorde den marginale justeringen time for time, derfor vil midlene sannsynligvis reagere på en liten økning eller en liten nedgang i etterspørselen.

I Frankrike ble dette konseptet for eksempel brukt i et ADEME-notat utgitt i 2000 å beregne den månedlige termiske marginaliteten, det vil si perioden der marginaljusteringen er sikret med de termiske midlene, direkte utslipp av CO 2 :

Termisk marginalitet i 1997 og månedlig marginalt innhold (gCO 2ekv / kWh)

Måned	januar	februar	mars	april	Kan	juni	juli	august	september	oktober	november	desember
% marginalitet	82%	78%	51%	60%	43%	52%	41%	50%	62%	76%	70%	77%
CO 2 -innhold marginal	741	704	458	543	389	470	370	455	561	686	631	693

Fra evaluering av det marginale innholdet per time eller måned og forbruksprofilen til en bruk, er det mulig å etablere et CO 2 -innholdmarginal differensiert etter bruk. Verdiene foreslått av ADEME og RTE i et internt og ikke-validert arbeidsdokument fra oktober 2007 skiller således mellom tre bruksområder:

elektrisk oppvarming med CO 2 innholdmarginalt mellom 500 og 600 gCO 2eq / kWh;
avanserte bruksområder med CO 2 -innholdmarginalt mellom 600 og 700 gCO 2eq / kWh;
grunnleggende bruksområder med CO 2 -innholdmarginalt mellom 450 og 550 gCO 2ekv / kWh.

Begrepet marginalt innhold tilsvarer begrepet operasjonell margin brukt til å vurdere virkningen av prosjekter for å redusere klimagassutslipp i henhold til Kyoto-protokollen i forskjellige land. Således tillater guider vurderinger basert på tilgjengelige lokale data, for eksempel guiden publisert av OECD.

Det marginale innholdet kan også brukes for elektrisitetsproduksjon, spesielt vind- eller solcelleproduksjon. En ny strømproduksjon har faktisk samme effekt som et reduksjon i forbruket på produksjonsparken. Det utgjør mindre belastning på den allerede installerte flåten, og denne justeringen gjøres først på produksjonsmidlene hvis kortsiktige marginalkostnad er den høyeste. De marginale metodene gjør det derfor mulig å vurdere både effekten av variasjoner i forbruket og effekten av en ny produksjon, bortsett fra overføring og distribusjonstap.

Kortsiktig marginalt innhold har imidlertid den ulempen at de kun kan gjøre rede for svært begrensede justeringer i forbruk eller produksjon. Siden produksjonsflåten styres i henhold til kraftverkets fortjenestetall og ikke deres utslippsfaktor (dette vil kreve en CO 2 -prismye høyere enn den på 5 eller 6 EUR / t som den har vært i flere år), CO 2 -innholdet av produksjonsmidlene som kreves ved marginen kan variere uregelmessig i løpet av samme dag, noe som fører til en veldig sterk ustabilitet i resultatene av kortsiktige marginalberegninger.

Marginal utviklings- eller inkrementelle metoder

Den inkrementelle tilnærmingen tar sikte på å vurdere konsekvensene av en endring i produksjonsflåten, for eksempel på grunn av en relativt stor variasjon i bruken av elektrisitet. Det matematiske uttrykket for CO 2 -innholdinkrementell i forhold til totale utslipp og totalt forbruk skrives ${\ displaystyle E_ {t}}$ $C_ {t}$

{\ displaystyle CO2_ {i} = {\ frac {\ trekant E_ {T}} {\ trekant C}}}

Generelt studeres økningen i etterspørsel for å sørge for investeringene som er nødvendige for å supplere den eksisterende aksjen når den har nådd metning og dermed garantere balansen mellom tilbud og etterspørsel. Investorer har en interesse i å investere i produksjonsmidler som minimerer de langsiktige marginale produksjonskostnadene ( full kostnad ). Ved å lage forutsetninger om investeringskostnadene, for eksempel de som DGEC foreslår for Frankrike i sin publikasjon om referansekostnadene for elektrisitetsproduksjon, og antakelser om energiprisen, er det mulig å vurdere virkemidlene som skal innføres iht. forbruksprofiler etter bruk.

I Frankrike hadde EDF foreslått ADEME å jobbe med en slik metode i notatet som ble publisert i 2000, uten å gjøre noe. Vi må gå tilbake til et EDF-svar datert 1988 sendt etter en studie fra DGEMP som angrep den økonomiske rammen for utvikling av elektrisk oppvarming for å finne de første elementene i en inkrementell metode, deretter begrenset til elektrisk oppvarming: "når det gjelder årlig energi, 1 kW elektrisk oppvarming bruker 2540 kWh per år, som fordeler seg på: 35% av kjernefysiske kWh (900 kWh), 59% av kull kWh (1500 kWh), 6% av fyringsolje kWh (140 kWh) ”. Basert på CO 2 innholdetter sektor publisert av EDF, CO 2 -innholdetav den elektriske oppvarmingen beregnet på denne produksjonsblandingen ville være minst 629 gCO 2ekv / kWh.

Gaz de France foreslo i 2007 en lignende tilnærming med en oppdatert produksjonsmiks, særlig med tanke på de kombinerte naturgass-syklusene som for tiden er i betydelig utvikling. Den foreslåtte blandingen for oppvarmingsbruk er: "67% naturgass (50% av kombinerte sykluser, 17% av forbrenningsturbiner), 10% av fyringsolje (forbrenningsturbiner), 13% av kull, 10% av atomkraft". Derfor et CO 2 -innholdstrøm til oppvarmingsbruk i størrelsesorden 608 gCO 2ekv / kWh.

Inkrementelle metoder gjør det mulig å vurdere de langsiktige og strukturelle implikasjonene av endringer i etterspørselen. De bør brukes i stedet for kortsiktig marginalberegning for evaluering av prosjekter hvis effekt på strømflåten er betydelig og kan merkes over tid.

Proporsjonale metoder

Oversikt

Tilhengere av proporsjonale metoder hevder at selv om en vel gjennomført marginalberegning er hensiktsmessig for å bestemme virkningen av en gitt handling eller strategi over en annen, er den uegnet til å utarbeide karbonregnskap ved bruk, når det gjelder budsjett, bane, dashbord og balanse.

En analogi kan gjøres med forretningsregnskap: marginalberegningen kan være med på å ta beslutninger (investering for eksempel), men regnskapet til et selskap og vurderingen av situasjonen gjøres på grunnlag av kostnader og gjennomsnittspriser. Anvendelsen av en marginal metode for bestemmelse av CO 2 -innholdper bruk fører til resultater der de totale utslippene ikke er like summen av utslippene per bruk (ikke additivitet). Denne måten å fortsette fører også til resultater ved bruk avhengig av rekkefølgen marginalberegningen utføres for hver av disse bruksområdene (ikke-kommutativitet).

I tillegg forbyr samlingen som følge av nettverk å ta i betraktning at de marginale midlene som er nødvendige for å tilfredsstille merforbruk, er knyttet på en bærekraftig og eksklusiv måte til dette tilleggskravet, som en gang er oppfylt, ikke lenger er forskjellig fra annet lignende forbruk. Med andre ord, hvis marginalberegningen gjør det mulig å karakterisere virkningen av en handling eller en strategi på elsystemet, er det feil å vurdere at forholdet mellom denne påvirkningen og den mulige variasjonen i forbrukt kWh kan assimileres med en CO 2 innholdsom karakteriserer bruken som vurderes. Handlinger, som økt bruk av fornybar energi (sol eller vind), har ingen innvirkning på antall forbrukte kWh, og forholdet til marginalberegningen blir uendelig for dem. Vi kan også enkelt lage eksempler der den samme handlingen fører til CO 2 -innhold. for bruken som blir vurdert, hvis de beregnes etter en marginal metode, vil være avhengig av sammenheng negativ eller positiv.

Forslagsstillerne til proporsjonale metoder vil også hevde at de lett kan overføres til potensielle, så lenge vi vet hvordan vi med tilstrekkelig presisjon kan beskrive utviklingen av det elektriske systemet over en gitt horisont. Identiteten mellom metoden som ble brukt til å etablere budsjetter og den som ble brukt til å utarbeide rapportene, gjør det mulig å sikre en sammenhengende overvåking av en lav-karbon-strategi uten å bryte kontinuiteten når en frist er nådd og budsjettet gir rom. balanse.

To proporsjonale metoder ble foreslått tidlig på 2015 under et seminar organisert av ADEME i Paris 8. januar 2015.

Sesongbasert metode ved bruk, utvidet til potensiell

Denne metoden, presentert av EDF, er identisk med den sesongmessige metoden som ble brukt historisk, men er basert på et fremtidsrettet forbruk og produksjonsscenario.

Årsforbruket for hver bruk beskrives måned for måned som summen av et basisforbruk, konstant over året (tilsvarende det årlige minimumsforbruket) og av tilleggsforbruket, kjent som sesongmessig.

Produksjonsscenariet beskriver måned for måned produksjonen i hver produksjonssektor som summen av en såkalt basisproduksjon, konstant over året (tilsvarende den årlige minimumsproduksjonen i sektoren) og en tilsvarende såkalt sesongproduksjon. Til utfyllende. Scenariet som ble vedtatt for 2030 er det "nye mix" -scenariet som overholder retningslinjene i loven om energiomstilling. Atom- og vannkraftproduksjon representerer 95% av basisproduksjonen og representerer også størstedelen av sesongproduksjonen, på 65%. Kull-, fyringsolje- og gassproduksjon utgjør mindre enn 3% av baseproduksjonen og 30% av sesongproduksjonen, slik at karbonavtrykket i elsystemet totalt ikke blir nedbrutt på noe tidspunkt.

Tabellen nedenfor presenterer resultatene som metoden fører frem til 2030.

Gjennomsnittlig innhold i det potensielle scenariet i 2030 (gCO 2/ kWh) Gjennomsnittlig innhold i det potensielle scenariet i 2030 (gCO 2/ kWh)

bruk	Unntatt ACV	Med ACV>
Varmeapparat	82	107
Boligbelysning	61	83
Offentlig belysning	56	77
Boligbruk: matlaging	53	73
Boligbruk: kaldt	49	69
Industriell bruk	47	67
Boligbruk: Varmtvann	52	72
Boligbruk: andre	46	66
Transport	47	66

Disse resultatene kan sammenlignes med CO 2 -innholdetved bruk, beregnet fra en historisk tilnærming, som for tiden brukes i karbonbasen (se tabellen ovenfor for CO 2 -innholdved strømbruk for Frankrike i 2013). Nedgangen i innhold per bruk som dermed observeres, forklares med avkarboniseringen av elektrisitetsblandingen enda mer omfattende enn i dag, noe som vil følge av implementeringen av loven om energiovergang (forsvinning av kull og økning i andelen fornybar energi).

Den proporsjonale integrerte metoden

I løpet av det samme ADEME-seminaret foreslo Équilibre des Énergies-foreningen en alternativ versjon til sesongmetoden basert på observasjonen om at elektronene på et gitt øyeblikk ikke skiller seg ut på nettverket, og som følgelig ved å plassere seg selv på et gitt forbrukspunkt, det er legitimt å vurdere at kraften som leveres til den kommer fra hvert av produksjonsmidlene i henhold til en distribusjonsnøkkel som er identisk med andelen som hvert av disse produksjonsmidlene tar i kraften som injiseres i nettverket.

Denne metoden, kjent som "integral proporsjonal", fører normalt til innføringen av et tidstrinn som er så fint som mulig, og i alle fall mye mindre enn en måned, og å vurdere alle produksjonskanalene som kan mobiliseres i stedet for å klassifisere dem i bare to kategorier ("topp" og "sesongbasert").

Bruken er differensiert av profilen til belastningskurven i løpet av året, men i motsetning til sesongmetoden gjør den integrerte proporsjonale metoden det mulig å ta hensyn til komplementaritetene som kan eksistere mellom forskjellige bruksområder (for eksempel mellom konditionering av tertiære lokaler og oppvarming av hus).

De proporsjonale metodene gjør det således mulig å sikre samsvar mellom fortid og fremtidig horisont. De gjør det mulig å etablere baner og dashbord som gjør det mulig å markere eventuelle avvik fra målbanen. Eventuelle korrigerende tiltak som kan treffes kan baseres på disse avvikene og på hele arsenalet av tiltak (regulatoriske, skattemessige, normative osv.) Tilgjengelig for offentlig handling.

Bruksområder

Oppsummert tillater de forskjellige metodene en fullstendig analyse av effekten av strømforbruk på klimagassutslipp, forutsatt at de brukes klokt:

den kortsiktige marginale tilnærmingen gjør det mulig å vurdere virkningen av en enhetlig marginal handling av begrenset omfang. Den inkrementelle tilnærmingen gjør det mulig å sammenligne de to strategiene med hverandre, spesielt med tanke på deres innvirkning på utslipp, men uten at resultatene på innholdet ved bruk blir påvist;
proporsjonale metoder gjør det mulig å etablere budsjetter og balanser på forbruksnivået i en sektor eller et territorium; det er da mulig å utlede baner og etablere dashboards.

Det er koblinger mellom resultatene fra hver av disse tilnærmingene. Kunnskap om proporsjonalt innhold gjør det mulig å beregne virkninger eller forekomster. På den annen side gir marginale beregninger bare relativ innsikt i et gitt øyeblikk i en gitt sammenheng.

Merknader og referanser

" " For en digital nøkternhet ", den nye rapporten fra Shift om miljøpåvirkningen av digital " (åpnet 11. januar 2020 ) .
" Technology Outlook: innovasjon innen" ren "energi " på connaissancedesenergies.org ,3. juli 2020. connancedesenergies.org siterer følgende rapport: Spesiell rapport om ren energiinnovasjon [PDF] , side 71.
(in) "Vedlegg III: Teknologi - spesifikke kostnads- og ytelsesparametere" , i Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change. Bidrag fra arbeidsgruppe III til den femte vurderingsrapporten fra det mellomstatlige panelet om klimaendringer , IPCC ,2014, 28 s. ( les online [PDF] ) , s. 1335, tabell A.III.2 “ Utslipp av utvalgte strømforsyningsteknologier (gCO 2eq / kWh) ".
“Annex II: Metrics and Methodology” , i Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change. Bidrag fra arbeidsgruppe III til den femte vurderingsrapporten fra det mellomstatlige panelet om klimaforandring , IPCC ( les online [PDF] ) , s. 14–31.
Base Carbone ADEME 2013 , s. 93.
(in) Mark Z. Jacobson, Gjennomgang av løsninger for global oppvarming, luftforurensning og energisikkerhet , rsc.org
Benjamin Sovacool - Verdsettelse av klimagassutslipp fra kjernekraft: En kritisk undersøkelse .
Forvirring over kjernefysiske CO2-utslippstall , SFEN, 5. februar 2019.
Karbonintensiteten til europeiske energiselskaper synker med 11% , PWC, 25. januar 2018.
RTE , Elektrisk rapport 2014 ,29. januar 2015( les online [PDF] ).
Base Carbon - Elektrisitet , ADEME
Prognosbalanse for etterspørsel etter strøm i Frankrike [PDF] , RTE, 2014.
2014 Elektrisitet Rapporter [PDF] , RTE.
(in) OECD , Practical Baseline Recommendations for Greenhouse Gas Mitigation Projects in the Electric Power Sector , 2002 [ read online ] [PDF]
DGEC , Referansekostnadene for strømproduksjon , 2008 [ les online ] .
EDF , Elektrisk oppvarming, et berettiget valg for fremtidens produkt , sitert i La Gazette Nucléaire n ° 133, 1994 [ les online ] .
EDF , metode for utvikling av CO 2 -utslippsindikator, 2005 [ les online ] [PDF]
Carbon footprint av organisasjoner, produkter og tjenester , ADEME, École des mines de Paris , École des mines de Nantes , 8. januar 2015.
Jean-Pierre Hauet, " Bestemmelse av det potensielle karboninnholdet i bruk av elektrisitet, metodologiske aspekter " [PDF] , Association Équilibre des Énergies,januar 2015(åpnet 12. februar 2019 ) .

Denne artikkelen er delvis eller helt hentet fra artikkelen " Carbon footprint " (se listen over forfattere ) .

Se også

Bibliografi

: dokument brukt som kilde til denne artikkelen.

Base Carbone 2013 , ADEME ,18. november 2014( online presentasjon , les online [PDF] ).

Eksterne linker

(no) I morgen, " Elektrisitetskart " (åpnet 28. januar 2019 ) : interaktivt kart over strømproduksjon, forbruk og flyt samt CO 2 -innhold etter land.
Hva er CO2-innholdet i en elektrisk kWh? , negaWatt-foreningen , 19. november 2015 (endret 21. november 2018).