Analyse technico-économique d’un système électrique européen avec 60 % d’énergies renouvelables

21/12/2016
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Analyse technico-économique  d’un système électrique européen  avec 60 % d’énergies renouvelables

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40 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Introduction Le développement de l’éolien et du photovoltaïque (PV) modifie en profon- deur la gestion du système électrique. L’insertion massive de ce type de pro- duction devra être accompagnée d’une transformation du système électrique à plusieurs niveaux. Cette transforma- tion concerne l’adaptation des règles et outils de gestion du système électrique, le développement des infrastructures de réseaux et l’évolution de la structure Analyse technico-économique d’un système électrique européen avec 60 % d’énergies renouvelables Par Vera Silva, Miguel López-Botet Zulueta, Ye Wang, Paul Fourment, Timothee Hinchliffe, Alain Burtin EDF R&D In this study, EDF R&D used the EU “high RES” scenario of the 2011 European Energy Roadmap, rea- ching 60 % of generation by renewable by 2030, and analysed its implications on system operation and costs through the use of an EDF R&D chain of power systems optimisation and simulation tools. The study indicates that a strong development of RES generation would imply significant changes to the thermal back up fleet needed, with less base load power plant needed and more peaking units. The results also underline the strong interest of deploying a certain level of interconnections, especially around the North Sea and France, as a very efficient way to optimize the systems costs. Storage does not come out as the main flexibility provider, as its high costs tend to make this solution less interesting than fossil backup and curtailment. The need for additional storage will however depend on the country considered and on the possibility to deploy the other existing levers. Operational practices would also need to evolve, with an increasing need for margins in a high wind & solar electricity system. A high RES system would also present challenges in terms of dynamic stability, with frequency excursion potentially reaching security limit. This would imply some curtailment or the deployment of innovative solutions. Lastly, the economics of such a system would be a strong challenge, as the cost of integrating renewables grows along the share it represents in the system. ABSTRACT Figure 1 : Illustration du besoin d’adaptation des systèmes électriques pour faire face à l’intégration de productions EnR éolienne et PV. REE N°5/2016 41 Analyse technico-économique d’un système électrique européen avec 60 % d’énergies renouvelables du mix de production et des systèmes de protection. Ce besoin d’adaptation dépend du système considéré comme illustré en figure 1. Nous nous intéressons dans cet ar- ticle aux questions posées par l’inser- tion des énergies renouvelables (EnR) à l’échelle du système européen inter- connecté. Nous cherchons à caractéri- ser les principaux impacts et besoins d’adaptation du système électrique européen en suivant la grille d’analyse du tableau 1. L’insertion des EnR dans les réseaux de distribution et de transport nationaux constitue un champ d’étude en soi, et reste en dehors du périmètre de cette publication. Toile de fond de l’analyse. Un scénario européen avec 60 % d’EnR dans le mix Afin d’analyser finement ces ques- tions, EDF R&D a réalisé des études ayant comme toile de fond un scéna- rio de développement futur des EnR en Europe. Le scénario choisi est issu de la Roadmap energy 2011 de l’Union européenne (UE) [1] et correspond au scénario “High RES” à 2030, avec 60 % d’EnR dans la production élec- trique, dont 40 % d’éolien et de PV. Nous avons conservé les hypothèses du scénario en termes de demande, de prix des énergies et du CO2 , ainsi que pour la répartition globale en énergie de toutes les filières bas carbone : nucléaire, bio- masse, hydraulique, éolien et PV. Ces hypothèses correspondent à un développement EnR plus important que celui attendu dans la ligne des orienta- tions du Conseil européen dans “l’Ener- gy and Climate Framework” qui prévoit 30 % d’éolien et PV à 2030. Un tel pro- jet permet d’identifier les conditions de faisabilité des scénarios de développe- ment massif de production éolienne et PV en Europe. EDF R&D a construit sur cette base un jeu de données européen complet et détaillé en respectant les volumes globaux en énergie par filière de la roadmap : l’hypothèse a été faite d’un développement homogène de l’éolien Flexibilités pour compenser la variabilité Robustesse du système électrique européen Rôle des réseaux et des interconnexions Valorisation dans le marché des EnR pour réaliser l’équilibre offre-de- mande avec une production en grande partie variable ? et le pilotage de la demande pour faire face à cette variabilité ? de prévision de la production EnR sur la gestion des risques physiques ? t-elle garantie malgré la baisse d’inertie côté production ? et d’instrumentation des réseaux de transport et de distribution ? interconnexions pour gérer la variabilité en profitant du foisonnement géographique ? dans le marché de l’électricité ? Tableau 1 : Les grandes questions soulevées par une insertion massive des EnR dans le système électrique européen analysé dans cet article. Figure 2 : Hypothèses du scénario “High RES” de la “roadmap energy” de l’UE. 42 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 terrestre sur l’Europe avec une densité d’équipement des surfaces agricoles et des marais de 160 kW/km2 (1) , un déve- loppement de l’éolien off-shore au nord de l’Europe – qui possède les sites et le potentiel les plus favorables – et du PV au sud (mais prenant en compte le très fort volontarisme allemand pour le développement du PV). Intermittence et variabilité des EnR dans le système européen Préalablement à l’analyse de l’impact de l’éolien et du PV sur le système élec- 1 La répartition spatiale de la production EnR tient compte des capacités de production encore existantes à cet horizon, dont le nu- cléaire en France, ce qui a conduit à moduler la répartition de l’éolien entre l’Allemagne et la France afin de maintenir des soldes d’imports/ exports « raisonnables ». trique, il convient de bien appréhender le caractère dit « intermittent » de ces énergies et de le caractériser en termes de variabilité et d’incertitude. Le terme intermittence fait référence au fait que les productions éolienne et PV sont de nature stochastique. Ceci recouvre d’une part la « variabilité », c’est à dire la variation temporelle de la production, et d’autre part « l’incertitude » associée à cette variabilité, laquelle est liée aux aléas climatiques qui affectent la dispo- nibilité de leur énergie primaire (le vent et le soleil). Pour caractériser la variabilité de ce type de production, nous avons analysé des chroniques de production éolienne et PV, pays par pays, construites à partir de données climatiques historiques sur une période de 30 années. Cette ap- proche intègre les corrélations spatiales et temporelles à la maille européenne et tient ainsi compte du foisonnement naturel entre les différents sites de pro- duction et de la variabilité de la produc- tion à différentes échelles temporelles (de la variabilité horaire aux variabilités saisonnières et interannuelles). Le premier constat est celui d’un important lissage de l’intermittence des productions éolienne et PV lorsque leur productible est agrégé sur des zones géographiques larges (figure 4). L’intermittence est un problème local qui devient un problème de variabilité au niveau du système. Ce lissage est cependant dépendant d’un développe- ment convenable des infrastructures de réseau. On retrouve ici le phénomène naturel de foisonnement bien connu pour la demande. Cela incite, dans des réseaux fortement maillés, à agréger la production plutôt qu’à gérer l’intermit- tence au niveau local. Figure 3 : Capacités éoliennes et PV installées – Résultats d’une optimisation de la répartition des filières par rapport à la ressource prenant en compte les contraintes d’utilisation des terrains et d’acceptabilité des installations. REE N°5/2016 43 Analyse technico-économique d’un système électrique européen avec 60 % d’énergies renouvelables On constate cependant un foisonne- ment limité entre les régimes de vent en Europe. Le couplage des phénomènes climatiques à l’échelle du continent se traduit par une forte variabilité en fonc- tion des conditions météorologiques de la production éolienne terrestre cumu- lée à l’échelle du système européen interconnecté (figure 5). Dans la figure 5, chaque point corres- pond à la production moyenne du parc éolien terrestre pour un jour pour cha- cune des 30 années climatiques. Ceci illustre clairement d’une part l’impor- tante variabilité interannuelle de la pro- duction éolienne terrestre en fonction des conditions climatiques et d’autre part sa forte saisonnalité avec un facteur de charge moyen qui varie de 15 % en été à 30 % en hiver. La même analyse a montré que pour le PV la saisonnalité est encore plus forte avec un facteur de charge moyen de 20 % en été et de 5 % en hiver. L’éolien off-shore présente une variabilité interannuelle importante mais une saisonnalité moins marquée. Méthodologie pour l’analyse du développement et du fonctionnement du système électrique avec un fort taux d’EnR Tant que les EnR restent une source émergente de production, avec des volumes qui ont un impact marginal sur le système, il est possible de développer des EnR sans les intégrer aux marchés de l’électricité ni leur demander une par- ticipation active au fonctionnement du système électrique, et en les faisant bé- néficier d’une priorité d’accès aux réseaux. A grande échelle en revanche, le développement industriel de ces filières impacte la structuration et la gestion opérationnelle de l’ensemble des com- posants du système électrique. Il est alors important d’évaluer les besoins de transformation du système électrique pour y intégrer une part importante d’éolien et de PV. Dans cet article cette évaluation est réalisée pour le scénario “High RES” à 2030, avec 60 % d’EnR, dont 40 % d’éolien et de PV, en suivant la grille d’analyse de la figure 2. Figure 4 : Profils de production de l’éolien et du PV agrégés sur différentes échelles géographiques - Source RTE. Figure 5 : Valeurs de la production journalière moyenne de l’éolien terrestre à l’échelle européenne, sur 30 scénarios représentant 30 années climatiques. 44 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Pour répondre à ces questions, nous nous sommes appuyés sur l’outil d’op- timisation et de simulation du système électrique CONTINENTAL Model2 , dé- veloppé par EDF R&D pour les besoins d’études du système électrique euro- péen. CONTINENTAL Model simule le placement de la production au pas ho- raire sur tout le système européen en incluant l’optimisation de la production hydraulique à l’échelle européenne et en tenant compte des contraintes aux interconnexions [2]. Cet outil d’opti- misation est la brique majeure d’une chaine d’outils intégrant d’autres mo- dules : une boucle d’investissements pour construire le parc de production complémentaire aux EnR, un outil probabiliste (FlexAssessment) pour réaliser une évaluation des flexibilités court-terme, une plate-forme de simu- lation dynamique (PALADYN) pour étudier le comportement dynamique de la fréquence européenne et un outil d’analyse pour évaluer les prix de mar- ché et les revenus de la production [3]. 2 Le périmètre simulé porte sur l’ensemble de l’Europe à l’exception des Balkans, la Grèce et les républiques baltes. Cette approche système permet de simuler finement et de quantifier l’im- pact de l’intégration de l’éolien et du PV sur la gestion de l’équilibre entre la production et la consommation d’élec- tricité (figure 6). Les principaux résultats de l’étude réalisée sont décrits dans les sections qui suivent. Le développement et l’équilibrage du système européen avec 60 % d’EnR Les besoins d’infrastructures de réseau Une analyse coût-bénéfice a per- mis d’identifier les besoins optimaux de renforcement des interconnexions dans le scénario au-delà de ce qui était prévu dans le TYNDP 20113 (cor- respondant au scénario public alors disponible). Les renforcements qui rap- portent les gains « nets » (i.e. prenant en 3 Le “Ten Year Network Development Plan” (Plan de développement de réseau à 10 ans) est un exercice mené tous les deux ans par l’association des gestionnaires de réseaux européens (ENTSO-E) visant à proposer dif- férents scénarios d’évolution du réseau pour les années futures. compte les coûts des interconnexions4 ) les plus conséquents pour le système en termes d’économie d’investisse- ments dans des moyens de backup et de coûts de combustible sont présentés en rouge dans la figure 7. Ces renforce- ments sont proches de ceux proposés par le TYNDP 2014 pour un scénario avec 60 % d’EnR en Europe. Le développe- ment de l’éolien au nord de l’Europe et du PV au sud nécessite ainsi de dévelop- per des interconnexions pour alimenter les zones de consommation. Ces inter- connexions permettent également de mutualiser la production thermique et améliorent le foisonnement des EnR et de la demande. Les besoins d’infrastructures de production Les productions éolienne et PV contri- buent principalement à la fourniture en énergie mais elles ne coïncident pas né- cessairement avec les périodes de forte 4 Le coût des interconnexions intègre de façon simplifiée les coûts des renforcements des réseaux nationaux qui accompagnent néces- sairement le déploiement de nouvelles inter- connexions. Figure 6 : Chaine d’outils d’optimisation et simulation du système électrique. REE N°5/2016 45 Analyse technico-économique d’un système électrique européen avec 60 % d’énergies renouvelables demande ; elles ont en conséquence une faible contribution à l’adéquation en capacité. A titre illustratif, nous avons réalisé une analyse statistique simple basée sur la monotone de demande5 et de la demande résiduelle du sys- tème électrique européen, avec et sans 40 % d’éolien et de PV, qui permet d’il- lustrer ce phénomène (figure 8). Dans la même figure, nous présentons les types de technologies permettant de couvrir la demande en fonction du nombre d’heures d’appel. Les moyens de base correspondent ici à des centrales avec un important nombre d’heures de fonc- tionnement sur l’année. Les moyens de backup sont ceux qui fonctionnent pendant peu d’heures mais qui restent nécessaires pour assurer la sécurité d’approvisionnement. La comparaison des deux mono- tones permet ainsi d’observer com- ment les productions éoliennes et PV transforment la structure du parc de production conventionnelle. L’ajout de 700 GW d’éolien et de solaire conduit à une monotone de demande résiduelle très différente de la monotone de départ, avec en particulier une diminu- tion sensible du besoin en base : sans éolien & PV, le besoin de centrales de base (fonctionnant ici plus de 4 500 h) est de l’ordre de 390 GW ; il n’est plus que de l’ordre de 230 GW quand on considère la demande résiduelle, soit une diminution de 160 GW. A l’in- verse, on constate une augmentation des besoins en backup, c’est-à-dire des 5 Une monotone de demande consiste à ranger en ordre décroissant les 8760 points horaires d’une année de consommation. Le même exercice réalisé avec la demande diminuée de la production de l’éolien et du PV donne une monotone dite « résiduelle ». En pratique, ces deux monotones sont construites sur la base de 30x8760 points correspondant aux réalisations horaires des aléas climatiques sur 30 années (en ne conservant qu’un point sur 30). Elles reflètent donc fidèlement les varia- tions interannuelles de production, et non pas une seule année donnée. Figure 7 : Besoins de renforcements des interconnexions. Figure 8 : Monotone de demande (plus claire) et monotone de demande résiduelle avec 40 % d’éolien et de solaire (bleu foncé) et illustration dans la zone en-dessous des monotones de la structure du parc de production conventionnel. Les couleurs claires correspondent à un mix sans EnR et les couleurs foncées à un mix avec 40% d’EnR. 46 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 centrales fonctionnant moins de 1 500 h/an et généralement appelées sur des courtes durées : l’ajout de l’éolien et du PV conduit à une augmentation de 68 GW de ces moyens. Au global, et pour respecter le critère de sécurité du système de 3 h/an de défaillance en espérance6 , le dévelop- pement de 700 GW d’éolien et de PV ne permet de diminuer le besoin de capa- cité que de 160 – 68 = 92 GW. Ce cré- dit de capacité est imputable à l’éolien, puisqu’en Europe le PV ne produit qua- siment pas sur les périodes de pointe d’hiver : on obtient un crédit de capacité de l’ordre de 19 % (92 GW/485 GW) pour l’éolien dans le scénario « 60 % EnR », en notant que ce crédit de capa- cité diminue avec le taux de pénétration de l’éolien dans le système. Par ailleurs, si le développement de 200 GW de PV n’économise pas de puissance de bac- kup, il conduit dans notre scénario à transformer 22 GW de besoin de base en 22 GW de besoin de pointe. Au-delà de cette première analyse statistique, la structure du mix obtenue avec la chaine d’outils d’optimisation uti- lisés dans l’étude, pour un même niveau de demande européenne avec et sans 40 % de production EnR intermittente, est illustrée dans la figure 9. Le résultat de l’adaptation du mix de production thermique charbon et gaz confirme les tendances illustrées avec la monotone, avec une réduction importante des moyens de base et une augmentation des moyens de pointe. Cette complémentarité entre les EnR et les centrales classiques est éga- lement nécessaire pour atteindre les niveaux de décarbonation souhaités. Grâce à un partage de la base entre les EnR et le nucléaire, le contenu moyen 6 Critère utilisé afin d’avoir une défaillance inférieure à 30 heures tous les 10 ans (pas- sage d’une vague de froid conduisant à une insuffisance de production pendant 10 heures, 3 jours de suite). de CO2 par kWh du mix européen passe ainsi de 350 g de CO2 /kWh aujourd’hui à 125 g de CO2 /kWh dans le scénario avec 60 % d’EnR7 . Cependant, au-delà d’un certain seuil de pénétration des EnR, l’efficacité marginale de réduc- tion des émissions diminue et le coût marginal de cette réduction augmente (hausse des excédents d’offre éolienne et PV, baisse du crédit de capacité et des économies de combustible). Ce phénomène peut être pris en compte dans l’analyse coût-bénéfice des EnR au travers du prix du CO2 . D’autre part, les productions éo- liennes et PV augmentent la variabilité qui devra être gérée par les moyens de production conventionnels et qui devront être plus flexibles. Le profil de la demande résiduelle, satisfaite par la production classique, est beau- coup plus chahuté et moins régulier, 7 Une analyse de sensibilité aux prix des com- bustibles et du CO2 a montré que ce niveau pourra descendre à 73 g/kWh si les moyens de production à partir du charbon sont rem- placés par des moyens de production prove- nant du gaz. ce qui augmente la sollicitation des flexibilités des centrales de production classiques (figure 10). Cet impact sur les besoins de flexibilité s’exprime par des occurrences plus fréquentes de fortes variations de demande. Au ni- veau européen, les gradients horaires positifs supérieurs à 20 GW et néga- tifs inférieurs à 10 GW augmentent de 50 % et des variations horaires ex- trêmes (>70 GW) qui n’apparaissent pas sur la demande apparaissent sur la demande résiduelle. Au-delà d’un certain niveau de péné- tration instantanée d’EnR variables (part de la consommation couverte par les EnR variables à un instant donné), le système électrique ne dispose plus des leviers traditionnels de flexibilité ni des moyens pour assurer la fourniture des services système (réglage de tension et de fréquence). Le cas extrême est celui où la production d’éolien et de PV vient à excéder 100 % de la demande ins- tantanée au niveau européen. Dans ce cas il ne reste plus de groupes de pro- duction synchrones et la demande est couverte par des moyens interfacés par Figure 9 : Mix de production thermique avec et sans EnR intermittentes : dans les deux scénarios la capacité de production bas carbone hydraulique (hors figure) et nucléaire est obtenue à partir du scénario de la feuille de route de la CE. Dans l’image : CCG : Cycle combiné gaz (CCGT en anglais) – TAC : Turbine à combustion (OCGT en anglais). REE N°5/2016 47 Analyse technico-économique d’un système électrique européen avec 60 % d’énergies renouvelables l’électronique de puissance8 . Les ser- vices et paradigmes d’exploitation né- cessaires au maintien de la sécurité du système sont alors complètement mo- difiés. Des études spécifiques dédiées à ces nouveaux systèmes, comportant sur certaines heures une production assurée très majoritairement par des moyens interfacés par de l’électronique de puissance, seront nécessaires. Sans nouvelles solutions, la gestion de ces 8 Le PV produit en effet du courant continu qu’il faut convertir en courant alternatif via des convertisseurs électroniques et la production éolienne comporte également des dispositifs électroniques permettant de découpler leur vitesse de rotation de la fréquence du réseau. situations sera basée sur l’écrêtement de production EnR pour maintenir l’équilibre offre-demande en assurant la sécurité du système. Le rôle du stockage et du pilotage de la demande Le stockage n’apparaît pas comme le premier levier d’optimisation de l’équi- libre offre-demande d’un système élec- trique européen intégrant 40 % d’EnR intermittentes : les analyses ne font en effet pas ressortir un besoin ou un inté- rêt majeur au déploiement « massif » et systématique de ce levier. La figure 11 ci-dessus analyse l’inté- rêt d’ajouter (en plus des capacités déjà existantes) des stockages « 40 h » (i.e. des stockages pouvant être chargés/dé- chargés pendant 40 h et typiquement optimisés sur une semaine – on parle alors de stockages « hebdomadaires »), dans trois zones géographiques diffé- rentes. On note que l’intérêt du déve- loppement du stockage dépend des coûts du stockage et de la zone consi- dérée. Ainsi, l’ajout de GW supplémentaires de stockage dans la zone « Allemagne- Autriche », déjà pourvue de nombreuses stations de pompage et fortement inter- connectée, conduit rapidement à des gains systèmes nets négatifs. Autrement dit, l’ajout du stockage a un effet négatif Figure 10 : L’équilibre offre-demande devient plus complexe pendant les périodes de forte variabilité de la demande résiduelle. Figure 11: Evolution des gains système (M /an), bruts (courbe bleue) et nets (intervalle rouge, fonction des coûts du stockage) générés par l’ajout de stockages « 40 h » dans trois zones géographiques. 48 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 parce que le coût d’investissement en nouvelles installations de stockage est supérieur à la réduction des coûts sys- tème. A l’inverse, le Royaume-Uni, peu équipé actuellement en moyens de stoc- kage et accueillant des niveaux impor- tants d’éolien off-shore, fait apparaître un intérêt potentiel pour le stockage (gains système nets toujours positifs, et encore croissants y compris avec 4 GW de stockage additionnels). La France est un cas intermédiaire entre ces deux situations : la capacité actuellement dé- ployée semble bien dimensionnée, mais le développement de quelques GW de stockage 40 h supplémentaires serait envisageable en fonction des coûts. Ces résultats de modélisation sou- lignent qu’avec 40 % d’EnR variables, le stockage présente un intérêt intrinsèque comme levier de flexibilité pour l’ajuste- ment de l’offre à la demande mais il de- meure souvent plus cher que les autres solutions de flexibilité ; construire des moyens thermiques de backup (turbines à combustion) et écrêter les excédents d’EnR reste en général une solution moins onéreuse. Il est en tout cas peu probable d’envisager que le stockage (et la gestion active de la demande) puisse se substituer massivement aux moyens de backup pour gérer les aléas sur la pro- duction de l’éolien et du PV à l’échelle globale du système interconnecté. Il reste néanmoins que le stockage et la gestion active de la demande consti- tuent des leviers efficaces de flexibilité, complémentaires des moyens de pro- duction centralisés conventionnels et EnR. L’intérêt du stockage sera d’autant plus important qu’il pourra adresser plusieurs besoins et fournir, en plus de l’optimisation de la production des ser- vices de réserve, des services système, voire dans certains cas se constituer en alternative au renforcement des réseaux de distribution. L’impact des erreurs de prévision EnR sur la gestion des risques physiques court terme Pour gérer l’augmentation de l’expo- sition du système aux conditions cli- matiques et à ses incertitudes, il sera nécessaire de disposer de marges opé- rationnelles accrues. Dans ce contexte, la réduction des erreurs de prévision sur la production EnR est essentielle pour limiter les besoins de marges opération- nelles et de réserves nécessaires. Les erreurs de prévision dépendent de la variabilité de la production et elles sont plus faibles quand la diver- sité géographique des parcs de produc- tion éoliens et PV est grande. Le retour d’expérience sur l’application des outils de prévision développés par EDF R&D pour le système français a montré que les erreurs de prévision au niveau local sont trois à quatre fois plus élevées qu’au niveau national. Ainsi, en partant des prévisions historiques pour l’éolien et pour le PV dans le système français, l’erreur moyenne (MAE) des prévisions infra-journalières est d’environ 2,5 % de la puissance installée. Ceci correspond à 12,5 GW pour un parc de 500 GW sur l’Europe. Pour le PV l’erreur équivalente est autour de 5 %, ce qui pour un parc de 220 GW correspond à 11 GW. A l’heure actuelle, les besoins de marges et de réserves sont calculés à l’échelle de chaque pays et ils dé- pendent principalement des aléas im- pactant le niveau de la demande et des pertes de groupes de production. Mais dans un scénario avec forte proportion d’éolien et de PV, le dimensionnement des besoins doit intégrer les erreurs de prévision évoquées précédemment. Dans le scénario étudié, nous avons vérifié que les besoins varient en fonc- tion du taux de pénétration d’éolien de de PV sur une zone. En particulier le Royaume-Uni, avec un parc de produc- tion éolienne très important, ferait face à un défi important en termes d’aug- mentation des besoins de marge et de réserve accompagnée d’une réduction des leviers pour les couvrir. Cependant, on note que la gestion des marges opérationnelles et des réserves dans un système avec une forte proportion d’éolien et de PV est facilitée par la prévision, en particulier par l’utilisation des prévisions en infra- journalier : la figure 12 illustre le besoin de marge à la hausse (i.e. le nombre de GW devant être capables de démarrer pour compenser une demande plus éle- vée, ou une production éolienne et PV Figure 12 : Besoins de marge opérationnelle pour la France pour les échéances J-1, 2 heures et 1 heure. REE N°5/2016 49 Analyse technico-économique d’un système électrique européen avec 60 % d’énergies renouvelables plus faible qu’anticipé), en France, pour différentes échéances (un jour avant J-1, puis deux et une heure avant) et et en fonction du pourcentage de temps annuel. Les résultats montrent qu’en J-1, on a systématiquement besoin d’une marge à la hausse d’au moins 3 GW et, sur 20 % des heures (cf. portion 80- 100 % sur la courbe), il faut prévoir une marge à la hausse de plus de 9 GW. Ce besoin décroit de façon importante en infra-journalier. La gestion du système nécessite une gestion plus dynamique que celle actuellement mise en œuvre, avec un calcul et une couverture des besoins plus proche du temps réel. Par ailleurs, la figure 13 décrit l’inté- rêt potentiel d’un dimensionnement coordonné et d’une mutualisation des marges entre les pays : un calcul du besoin de marge unique à l’échelle européenne conduit à un besoin de marges de moitié inférieur à la somme des besoins calculés séparément (i.e. les besoins en marge de certaines zones foisonnent et sont complémen- taires). Une telle mutualisation des marges nécessite cependant une capacité d’interconnexion suffisante, ainsi que la mise en place d’une entité capable de calculer le besoin de marges à la maille européenne : l’intérêt d’un tel niveau d’intégration du système (moins de marges) doit donc être comparé aux coûts engendrés (interconnexions, enti- té de coordination) au travers d’analyses coûts-bénéfices. L’impact des EnR sur le fonctionnement dynamique de la fréquence Les fermes éoliennes et PV diffèrent de la production classique et des autres EnR car leur raccordement est réa- lisé via de l’électronique de puissance. Ce mode de raccordement se traduit par une réduction de l’inertie dans le système (figure 14). L’inertie est une caractéristique physique du système électrique à laquelle contribuent les gé- nérateurs synchrones qui fonctionnent à une vitesse mécanique synchroni- sée avec la fréquence. Cette inertie s’oppose à toutes les variations de la fréquence et compense transitoirement les déséquilibres offre-demande dans les premières secondes avant que les groupes de production ne commencent à intervenir. Cette réduction de l’inertie impacte la stabilité dynamique du système en ce qui concerne l’évolution de la fré- quence après un incident. Pour des taux de pénétration EnR faibles, le système européen continental, qui est inter- connecté et synchrone, a une inertie importante qui lui confère une capacité suffisante d’absorption des moyens de production connectés par électronique de puissance, sans présenter de risques dynamiques très marqués. Le comportement dynamique de la fréquence doit être maîtrisé car le pas- sage de la fréquence (par exemple suite à un incident de type perte de groupe de production), même transitoirement, sous le seuil de 49 Hz (seuil actuel) engendrerait le découplage d’une par- tie de la demande. Aujourd’hui, dans le système continental européen, le Figure 13 : Somme des besoins de marge opérationnelle « 1h » sur tous les pays européens (bleu) et calcul unifié de marge au niveau européen (rouge). Figure 14 : Inertie et comportement en fréquence du système. 50 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 seuil de sécurité recommandé est de 49,2 Hz. Pour quantifier l’impact d’environ 40 % d’éolien et de PV dans le système synchrone européen, nous avons réa- lisé en utilisant la plate-forme PALADYN (figure 6), plus de 800 000 simulations dynamiques (une pour chacune des 8 760 h de chacun des 90 scénarios d’aléas considérés9 ) [4]. Pour la plupart des situations, le système électrique européen est suffisamment robuste, comme le montre la figure 15. Cette figure présente le seuil de fréquence atteint suite à un incident de réfé- rence de perte de 3,5 GW de produc- tion (fixé légèrement supérieur à celui d’aujourd’hui en prenant en compte de nouvelles hypothèses dans le scénario « 60 % EnR »), pour toutes les heures des années étudiées. Les périodes les plus critiques pour la stabilité de la fréquence sont celles où la demande est faible. Pendant ces périodes, il faudrait limiter le taux de pénétration instantanée des EnR pour préserver la sécurité du système. Ces situations sont observées pour des taux de pénétration instantanés 9 Aléas climatiques de 30 années, croisés avec 90 scénarios d’indisponibilités fortuites des groupes de production. d’EnR10 de plus de 25 % et pour des valeurs de consommation en heures creuses (< 250 GW). Si le même inci- dent se produit pendant des heures pleines dans le scénario simulé, le taux instantané peut atteindre 70 % sans être critique compte tenu de la contri- bution de l’autoréglage de la charge11 au rétablissement de la fréquence. Dans ces situations, des solutions innovantes comme la fourniture d’un réglage de fréquence rapide par les fermes éoliennes ou la contribution à la réserve des EnR ainsi que du stockage et des charges sont essentielles pour assurer le fonctionnement du système. 10 Le taux de pénétration correspond au taux de pénétration pendant une période déterminée (ici, une heure) et est obtenu en divisant la production d’éolien et de PV par la demande à un instant donné. 11 L’autoréglage de la charge est la contribution naturelle de la charge au rétablissement de la fréquence après un incident. La demande est sensible à la fréquence et évolue dans le sens favorable au rétablissement de l’équilibre offre-demande. Les charges qui ont cette capacité naturelle sont les moteurs industriels et certaines charges domestiques comme les machines à laver. L’augmentation des charges électroniques va probablement réduire cet ef- fet dans l’avenir. Dans le cadre de cette étude nous avons utilisé un autoréglage de la charge de 1% /Hz comme le conseille l’ENTSO-E. Une des solutions consiste à émuler une contribution inertielle de la produc- tion éolienne, grâce à la commande de puissance permettant de créer un soutien dynamique en puissance dans les premiers instants suite à un désé- quilibre production-consommation. À pleine charge, l’énergie supplémentaire fournie provient du vent et est extraite par action sur l’angle d’orientation de pales. En charge partielle, il n’est pas possible d’extraire plus d’énergie de vent et on extrait de l’énergie cinétique des masses tournantes. Une phase de récupération est nécessaire. L’intérêt a été évalué pour le système électrique continental européen. Les ré- sultats (figure 16) montrent que, pour le scénario étudié, le soutien dynamique en puissance des éoliennes permet d’éliminer le risque de délestage de la charge et réduit de façon significative les périodes où la fréquence sera descen- due en dessous de 49,2 Hz suite à une perte de 3,5 GW. Cette capacité technique a été prou- vée dans des démonstrateurs sur des systèmes iliens. Cependant, cette solution nécessite la mise au point de lois de com- mande adaptées au système continental européen. Son déploiement nécessite une étude approfondie sur la commande « optimale », en prenant en compte l’adap- tation aux variations de la vitesse du vent, ainsi que des solutions pour la coordi- nation avec d’autres moyens de réglage (charges, stockage, etc). La rentabilité des EnR dans les marchés. Impact sur les coûts margi- naux et problèmes de « can- nibalisation » On revient dans ce paragraphe sur la question de la compétitivité écono- mique de la production éolienne ou PV dans le système électrique (ana- lyse coût-revenus). Cette question est souvent abordée dans la littérature en Figure 15 : Analyse de la stabilité de la fréquence pour la zone synchrone Europe continentale pour 40 % d’éolien et de PV. REE N°5/2016 51 Analyse technico-économique d’un système électrique européen avec 60 % d’énergies renouvelables comparant le coût de production des filières de production entre elles (ap- proche par LCOE12 ). Cette comparaison n’est cependant pertinente que si tous les moyens de production comparés fournissent exactement le même ser- vice au système, ce qui n’est pas exact si l’on compare éolien & PV (dont la nature variable fait que leur production n’est pas toujours coïncidente avec la demande) avec des technologies dites « dispatchables » (hydraulique, nu- cléaire, thermique à flamme). Cette non équivalence du service rendu peut se refléter dans ce qu’on appelle le « coût de l’intermittence », non pris en compte par des calculs de coûts de production de type LCOE. Il est alors préférable de calculer des revenus annuels en multi- pliant pour chaque heure le productible (MWh) d’une technologie dans une zone par le coût marginal13 de cette même zone ( /MWh) (figure 17). Au regard des différentes projections ac- tuelles des coûts des technologies PV et éoliennes à 2030, les revenus calculés, dépendant des hypothèses de coûts des combustibles et du CO2 (cf. figure 3, et en particulier un coût du CO2 de 35 /t) ne seraient pas suffisants pour rembourser les coûts d’investissements, en particulier pour l’éolien en mer [5]. Il faut par ailleurs noter que le « coût de l’intermittence » augmente avec le taux de pénétration de l’éolien et du 12 Levelised Cost Of Electricity, soit l’ensemble des coûts fixes et variables actualisés divisés par la production espérée sur la durée de vie de l’actif considéré. 13 Le « coût marginal » correspond au coût de production d’1 MWh supplémentaire, sur une heure et dans une zone de prix donnés – il est souvent égal au coût marginal de l’unité la plus chère appelée (puisqu’il suffit en général d’augmenter la production de cette dernière unité pour satisfaire 1 MWh de demande sup- plémentaire). Ceci n’est pas toujours le cas et par exemple, pour produire 1 MWh supplé- mentaire, il peut être nécessaire de démar- rer une nouvelle unité, ce qui engendre, en sus des coûts de combustibles, un coût de démarrage. solaire. Cet impact peut être illustré en comparant pour différents pays, et tou- jours dans le cadre du scénario « 60 % EnR », la différence entre les revenus « marché » de l’éolien et du PV (calculé heure par heure par le produit du coût marginal du système par le volume de production, puis moyenné sur l’année) au prix de base (calculé comme la moyenne des coûts marginaux horaires du système), comme indiqué en figure 18 [5]. On note que ce ratio est d’autant plus négatif que la zone considérée comporte un fort taux de pénétration de la technologie considérée (on parle d’un « effet de « cannibalisation » des revenus). Cet effet de cannibalisation s’explique par le fait que la baisse des revenus sur le marché des EnR variables est plus im- portante que la baisse du prix de base qu’elles provoquent. L’écart dépend de la technologie EnR considérée, de son profil de production comparé aux coûts marginaux du système et de son taux de pénétration. On peut observer que la production PV présente un écart plus important que l’éolien puisque sa pro- duction est concentrée sur quelques heures par jour. Cela pose donc la ques- Figure 16 : Analyse de la stabilité de la fréquence pour la zone synchrone Europe continentale avec 40 % d’éolien et de PV sans (rouge) et avec (vert) soutien dynamique en puissance (inertie synthétique) apporté par la production éolienne. Figure 17 : Revenus des marchés annuels du PV et de l’éolien sur différentes zones, dans un scénario avec 60 % d’EnR. 52 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 tion des limites économiques à la péné- tration des EnR intermittentes dans le mix électrique (questions traitées plus en détail dans [5]). Conclusions L’analyse d’un scénario avec 60 % d’EnR dans le mix de production électrique européen, dont 40 % de production éolienne et PV, a permis de mieux comprendre les caractéris- tiques de la production EnR variable à l'échelle européenne ainsi que les conditions d’adaptation du système électrique nécessaires à la faisabilité d’un tel système. La production EnR intermittente et les moyens de production classiques sont complémentaires dans une logique de décarbonation du système électrique européen. L’éolien et le PV assurent une partie de la production décarbonée et les moyens de production thermique sont nécessaires à la stabilité et à la sécurité d’approvisionnement. Par ail- leurs, une contribution des productions hydraulique et nucléaire est nécessaire pour obtenir un bon niveau de réduc- tion des émissions de CO2 . Pour gérer la variabilité des produc- tions éolienne et PV, il sera nécessaire de développer de nouveaux leviers de flexibilité en complément de ceux déjà disponibles. Néanmoins, le backup ther- mique devrait conserver un rôle clé pour assurer la sécurité d’alimentation : avec 60 % d’EnR dont 40% d’éolien et de solaire, 500 GW de capacité de produc- tion conventionnelle restent nécessaires. Le développement des infrastructures de réseau de distribution au niveau local, de transport au niveau national et des interconnexions permet de bénéficier du foisonnement naturel entre les sites de production EnR et de consommation. Toutefois, les phénomènes climatiques présentent des modes communs à l’échelle d’un continent qui se traduisent par une variabilité très importante de la production éolienne cumulée à l’échelle du système électrique. Le pilotage de la demande fait partie des solutions à développer en complé- ment des moyens de backup thermiques pour faciliter l’ajustement offre/demande et le suivi de charge. Cependant, si l’ef- facement de la demande contribue en situations extrêmes à limiter les besoins de pointe, il ne pourra pas à lui seul gérer un aléa en volume tel que celui de l’éo- lien et du PV. Le recours au développement mas- sif de moyens de stockage d’électricité pour la gestion de l’intermittence n'ap- paraît pas comme le moyen le plus éco- nomique. Cela s’explique par un volume de stockage existant déjà conséquent dans la plupart des pays européens et par la cherté du stockage par rapport aux autres leviers disponibles. Le déploie- ment de GW additionnels de stockage dépendra ainsi de chaque zone et des possibilités de combiner la fourniture de différents services. De plus, des problèmes de stabilité de la fréquence et des risques liés à la sécurité dynamique du système sont susceptibles d’apparaître du fait de la dégradation de la robustesse dynamique du système électrique par suite du rem- placement des groupes de production classiques par des moyens de production raccordés au réseau par électronique de puissance. Des solutions techniques in- novantes seront nécessaires pour éviter un recours excessif à l’écrêtement de la production éolienne et du PV pour main- tenir la stabilité dynamique du système. Le rythme de développement des EnR intermittentes devra donc être optimisé. Si le développement est trop rapide, les coûts de l’infrastructure et du stockage, ou de l’écrêtement des EnR, seront trop élevés, alors que la valeur marché de la production de ces EnR décroîtra avec leur taux de pénétration Figure 18 : Ecart de la valorisation de la production éolienne et PV dans le marché. REE N°5/2016 53 Analyse technico-économique d’un système électrique européen avec 60 % d’énergies renouvelables dans le mix de production du fait du phénomène de cannibalisation. Remerciements Ce travail est le fruit d’un travail col- lectif dépassant les seuls auteurs de ce papier et ayant impliqué de nom- breux collègues que nous remercions : Clémence Alasseur, Marie Berthelot, Jérôme Boujac, Nicolas Chamollet, Dominique Daniel, Frédéric Dufourd, Marianne Entem, Grégory Fayet, Laurent Gilotte, Marie Perrot, Jeremy Louyrette, Vincent Maupu, Yann Rebours, Jean- Matthieu Schertzer, Grégoire Prime, Vincent De Laleu. Références [1] European Commission, “Energy Road- map 2050 Impact assessment and scenario analysis”, EC, Brussels, 2011. [2] N. Langrene, W. v. Ackooij et F. Breant, “Dynamic Constraints for Aggregated Units: Formulation and Application”, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 26, n°13, 2011. [3] M. Lopez-Botet, T. Hinchliffe, P. Fourment, C. Martinet, G. Prime, Y. Rebours, Y. Wang et V. Silva, “Methodology for the economic and technical analysis of the European power system with a large share of variable renewable generation”, chez IEEE PES General Meeting, Washington, 2014. [4] Y. Wang, V. Silva et M. L.-B. Zulueta, “Impact of high penetration of va- riable renewable generation on fre- quency dynamics in the continental Europe interconnected system”, IET Renewable Power Generation, vol. 10, n°11, pp. 10-16, 2016. [5] M. Perrot, M. L.-B. Zulueta, T. Hinchliffe, P. Fourment et V. Silva, “Economic and Technical Analysis of the European System with a High RES Scenario”, chez Tenth Conference on The Economics of Energy and Climate Change, Toulouse, 2015. LES AUTEURS Vera Silva est responsable du programme de recherche « Systèmes électriques et marchés » à EDF R&D. Avant de rejoindre EDF en 2009, elle a été assistante de recherche à l’Imperial College London et à l’université de Manchester et enseignant chercheur à l’Institut Polytechnique de Porto. Elle est docteur en ingénierie de l’Im- perial College London et titulaire d’un diplômé d’ingénieur et d’un master en éco- nomie et régulation des systèmes électriques, tous deux de l’université de Porto. Miguel Lopez-Botet est responsable d’un projet portant sur l’analyse des mixes électriques de demain à EDF R&D. Son principal champ de recherche porte sur la planification des investissements et sur la gestion des systèmes électriques, l’in- tégration de l’éolien et du solaire et la valeur des différentes sources de flexibilité et de services système. Miguel Lopez-Botet est titulaire d’un diplôme d’ingénieur de l’Universidad Politécnica de Madrid et de l’ENSTA à Paris. Il est également titulaire d’un master de l’Ecole des mines de Paris sur l’optimisation des systèmes énergétiques. Ye Wang travaille à EDF R&D sur le fonctionnement du système électrique du futur. Son domaine de recherche concerne notamment la dynamique du sys- tème électrique, les impacts et les solutions liées à l’insertion des énergies renou- velables, l’utilisation du stockage, la modélisation et le contrôle-commande des générateurs éoliens. Il est titulaire d’un diplôme d’ingénieur de l’Ecole centrale de Lille et également d’un master de l’Université Lille 1. Il a obtenu un doctorat en génie électrique de l’Ecole centrale de Lille en 2012. Paul Fourment est diplômé de l’Ecole polytechnique. Depuis 2013, il travaille à EDF R&D sur le fonctionnement et l’avenir du système électrique européen. Il s’intéresse en particulier à l’insertion des énergies renouvelables et ses consé- quences technico-économiques pour le système. Il a notamment étudié les be- soins de flexibilité en Europe induits par la montée en puissance de l’éolien et du PV et les leviers d’intégration envisageables, ainsi que l’articulation technique et économique entre des systèmes énergétiques locaux et le système centralisé. Timothée Hinchliffe est responsable d’un projet sur l’économie du stockage d’énergie à EDF R&D. Ses champs de recherches depuis 2011 portent sur l’éva- luation des besoins en stockage par l’analyse des différents services fournis et la prise en compte de la compétition/complémentarité avec les autres moyens de flexibilité (interconnexions, flexibilité de la production, etc.). Timothée est diplô- mé de l’école Supélec. Alain Burtin est directeur des programmes Management d’énergie à EDF R&D. Il est diplômé de l’Ecole nationale des ponts & chaussées et titulaire d’un DEA en Intelligence Artificielle. Il a débuté sa carrière à EDF au service des Etudes économiques générales en 1986 et a rejoint la R&D d’EDF en 2007, après un parcours à la direction de la Stratégie, au Pôle industrie et à la direction Optimi- sation Trading. Son expertise porte sur la régulation des systèmes électriques, les choix d’investissement, la tarification, l’optimisation et le trading de la production sur les marchés.