Ruptures scientifiques et innovation

Le projet EMA traite des contraintes d’acheminement de l’électricité d’un parc éolien en mer du point de vue des opérateurs énergétiques et de l’opérateur système, et tente de réduire les incertitudes qui pèsent sur la vente d’électricité via des options alternatives au marché spot, tels les contrats PPA. Un deuxième volet portera sur l’analyse du marché d’électricité en cas d’excès ponctuels de l’offre, lorsque la demande et les possibilités d’exportation et de stockage seront saturées. La formation des prix de l’électricité suivra elle le principe de préséance économique, tandis que l’éviction du marché des technologies en excès suivra certainement une courbe de déclassement selon l’impact économique qu’aura l’externalité des générateurs en termes de congestion locale et de pression technologique sur les centrales de type must run.  Il s’agit notamment lors des moments de faible demande et à 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

Le projet EMA simule l’intégration de toutes les sources énergétiques mentionnées dans la loi sur la Transition Énergétique relatives au mix électrique, et décortique particulièrement le potentiel énergétique de l’éolien en mer. Les deux types de technologie, posée et flottante, seront intégrées selon les contraintes de production et de maintenance avancées par le laboratoire LHEEA, en visant une description fine et réaliste du 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 – seront suivis afin d’en déterminer la capacité ferme obtenue au pas horaire et l’indice de variabilité.

Le volet Économie sera privilégié suite à l’interaction technologique au niveau national, du mix électrique, pour reproduire le fonctionnement du marché d’électricité, tant au niveau de la formation des prix, que des volumes consommés et exportés au pas horaire. Les contraintes marché, de la demande en particulier et des capacités transfrontalières d’export-import, seront rajoutées aux contraintes technologiques, d’ajustement à la hausse et à la baisse des générateurs en mode suivi de charge, pour in fine estimer les volumes d’électricité qui feront 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

Développement d’un modèle de programmation des centrales électriques en France (modèle de dispatching) et d’un modèle de simulation du fonctionnement du parc éolien en mer à Saint-Nazaire (modèle d’opération). Construction d’un business model sur la base des options PPA.

Perspectives

La collaboration entre les deux laboratoires LEMNA – LHEEA avec le consortium à réunir autour de la question de l’intégration de l’éolien en mer dans le mix français, ouvrira certainement des perspectives de travail académique et industriel autour du stockage d’énergie, par hydrogène ou par batterie ou par air comprimé, d’un point de vue technique, de modélisation, 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.