Contexte
Le projet EMA simule des scénarios électriques en France selon des hypothèses portant sur les objectifs politiques et technologiques inscrits dans la loi sur la transition énergétique et la croissance verte (LTECV, 2015 ; PPE, 2020). Plus particulièrement sont visés l’intégration massive dans le mix électrique de l’éolien offshore posé et flottant, et son impact sur le marché français. L’outil développé est un modèle de dispatching des générateurs programmables et intermittents, qui reproduit le fonctionnement du marché d’électricité au pas horaire sur une année (source : RTE), selon l’ordre de mérite des coûts marginaux de production.
Le modèle aborde la question du mérite d’ordre pour l’effacement ponctuel des énergies renouvelables qui en 2035/2050 connaitront un influx massif, avec des surplus occasionnels par rapport à la demande. Les critères d’effacement testés sont notamment basés sur les coûts d’investissement, le type d’intrant naturel, le facteur de capacité et la contribution à la production totale d’électricité au pas horaire. La base de données intègre les trois régimes de vent en mer en France métropolitaine afin de calculer la complémentarité de la ressource et la capacité ferme en résultant, avec une désagrégation régionale importante.
Ruptures scientifiques et innovation
Le projet EMA ouvre le champ de la recherche appliquée portant sur 1) la composition par technologie du futur mix français ; et 2) l’appel des centrales sur le marché d’électricité. Le volet économique porte sur l’analyse du marché d’électricité en cas d’excès ponctuel de l’offre, lorsque la demande et les possibilités d’exportation et de stockage sont saturées. La formation des prix d’électricité suit le principe de préséance économique, tandis que l’éviction du marché des technologies en excès suit une courbe de déclassement selon l’impact économique des externalités en termes de congestion locale et de pression sur les centrales de type must run. Il s’agit notamment, lors des moments de faible demande et de productible éolien important, de respecter les seuils technologiques de charge minimale en dessous desquels les centrales en base ne fonctionnent plus correctement (centrales à gaz à cycle combiné, en cogénération ou les réacteurs nucléaires).
Impact technique et économique attendu
Axes technologiques : Éolien en mer posé
Le projet simule l’intégration de toutes les sources énergétiques mentionnées dans la loi sur la Transition Energétique relatives au mix électrique, et décortique particulièrement le potentiel énergétique de l’éolien en mer. Les inputs horaires d’énergie éolienne en mer sont documentés afin de décrire finement et de manière réaliste le productible des parcs en mer à installer en France jusqu’en 2035. Les trois régimes de vent – façade Manche-Mer du Nord, front atlantique et zone méditerranéenne – sont suivis afin d’en déterminer la capacité ferme obtenue au pas horaire et l’indice de variabilité.
Axe Économie
Le volet Economie est privilégié suite à l’interaction technologique au niveau national, du mix électrique, pour reproduire le fonctionnement du marché d’électricité, au niveau des volumes produits et consommés au pas horaire. Les contraintes de marché, de la demande et des capacités transfrontalières d’export-import, sont rajoutées aux contraintes technologiques, d’ajustement à la hausse et à la baisse des générateurs en mode suivi de charge, pour pouvoir estimer les volumes d’électricité qui feront ultérieurement l’objet de contractualisation et de rémunération des opérateurs énergétiques.
Dates clés du projet
- Mai 2020 - Début du projet
- Juillet 2020 - Fin développement modèle-Tests de sensibilité
- Août 2020 - Fin projet-Dissémination
Démonstrateur
Simulateur SSEF – Scénarisation du Système Électrique Français
L’outil de simulation est un modèle développé sous Excel/ VBA (Visual Basic for Applications). Il consiste dans une base riche de données initiales, qui suite au lancement du programme de simulation du marché d’électricité, débouche sur des sorties horaires par technologie (11 types de générateurs, deux types de stockage). Les inputs décrivent les capacités installées en début d’une année de simulation, les facteurs de capacité horaires des technologies à input fatal (hydro, éolien terrestre et en mer, solaire), les contraintes de fonctionnement (ramping, seuil minimal), les interconnexions d’export-import, le profil horaire de la demande, le taux de perte, le prix de la tonne de carbone et l’année de référence. Les outputs calculent la production d’électricité de chaque technologie à chaque heure (8760 pas), les flux d’export-import, les émissions de CO2, l’effacement horaire de l’offre et le manque d’offre ponctuel. Le fonctionnement du marché d’électricité est basé sur l’empilement des technologies sous contrainte de l’équilibre entre l’offre et la demande, de fonctionnement des centrales électriques et de disponibilité des inputs naturels.
Le simulateur vise un public large tels des opérateurs énergétiques, des chercheurs, des étudiants, des acteurs politiques, etc. En principe, grâce à une interface explicite, tout utilisateur peut lancer le modèle et tester des scénarios prédéfinis (RTE 2035 Ampère et Watt, ou Ademe 2050), et peut également construire ses propres scénarios en termes de capacités installées de production, de stockage, d’échanges et de demande. Le simulateur décrit les consignes d’utilisation, tandis qu’un document plus détaillé présente les hypothèses du modèle, les principes de formalisation, et l’analyse les résultats.
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Résultats
Les résultats des simulations montrent qu’avec une part des énergies renouvelables dans le mix supérieure à 50%, le réseau électrique national devient instable avec notamment un volume d’excès d’offre important et des pics horaires de pénuries d’offre d’électricité. De plus, le développement de la part des énergies renouvelables dans le mix conduit le réseau à reposer davantage sur les échanges transfrontaliers. Dans ce contexte, la stabilité du réseau requiert plus de flexibilité, et nécessite l’installation et l’utilisation de batteries.
Perspectives
Dans un premier temps, l’outil sera testé auprès des opérateurs et acteurs énergétiques afin d’améliorer la compréhension du modèle et l’utilisation de l’outil. La publication des résultats dans des revues scientifiques de spécialité s’inscrit dans les perspectives de moyen terme.
A plus long terme, la collaboration entre les deux laboratoires LEMNA – LHEEA sur la question de l’intégration de l’éolien en mer dans le mix français, compte saisir les opportunités de travail académique et industriel sur le stockage d’énergie, par hydrogène ou par batterie, d’un point de vue technique, analytique et d’évaluation économique. Le périmètre géographique pourrait également être élargi à d’autres partenaires via une collaboration internationale pour un dépôt de projet européen qui couvre en particulier des applications technico-économiques à la façade atlantique et de la mer du Nord.
