Implémentation

Expression formelle

Les formulations qualitatives précédentes sont transcrites de manière formelle dans les contraintes relatives aux équations de flexibilité.

Iimpact(j) est l’intensité positive ou négative supposée de l’impact sur le mode j.

Calcul des Coefficients par segment

• Les coefficients Iimpact des différents modes de fonctionnement permettent de

traduire quantitativement la formulation des impacts adoptée. Le tableau suivant précise les valeurs retenues pour les différentes approches qualitatives étudiées.

Iimpact S1 S2 P0 PF PX

Promoteurs 1 1 1 1 1

PPI/RTE 0 0 0 0 0

Pénalité 1 1 -1 -1 -1

Tableau 5. 10 Intensité d’impact éolien par segment

Des intensités d’impact non unitaires peuvent bien sûr être formulées pour traduire, par exemple, le fait que l’impact d’un TWh éolien alloué à la pointe, n’est pas totalement négatif (corrélation positive avec la demande) sur ce segment ou qu’il est pire qu’un TWh de pointe (besoins supplémentaires de renforcements spécifiques du réseau électrique, besoin de puissance réactive…). En l’absence de motivation réelle pour des valeurs différentes, les intensités considérées sont toutes unitaires.

• Les coefficients Cw sont calculés à partir d’une monotone représentative de production éolienne sur une journée. Cette monotone représentative constitue un profil type normalisé où les niveaux de puissance installée et la chronologie des appels sont effacés. Les pourcentages allouables à chaque mode sont les seules valeurs d’intérêts pour la méthode et dépendent uniquement de la forme globale de la monotone. A partir de la monotone normalisée de puissance, les parts allouables à chaque mode sont déterminées.

MONOTONE NORMALISEE DE LA PRODUCTION EOLIENNE JOURNALIERE 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 P3 P4 P5 A3 : Pointe de référence A 4 : Semi base 2 A 5 : Semi base1

Durée Maxi (h)

Durée journalière maxi

équivalente Coeff Valeur S1 6000 16 heures et demi par jour Cw(5) 23,124% S2 4000 11 heures par jour Cw(4) 22,001% P1 2000 5 heures et demi par jour Cw(3) 8,311% PF 800 2 heures par jour Cw(2) 1,618% PX 200 1/2 heure par jour Cw(1) 0,81%

Tableau 5. 11 Coefficients d’impact éolien par segment

La part attribuable à la pointe extrême sur une journée, ne peut pas être déterminée avec des données horaires. Elle est par défaut supposée égale à la moitié de celle de la pointe forte.

Modélisation de la production éolienne

La représentation proposée de l’éolien dans le modèle électrique combine la différentiation des impacts, aux caractéristiques intégrées de façon classique dans le modèle MARKAL. L’éolien est modélisé par :

- Une production en ruban non « dispatchable » et représentée par un facteur d’utilisation fixe sur l’année ;

- Un coefficient de participation à l’équation de surcapacité de pic plus faible (20% contre 100% pour les autres moyens) ;

- Un impact de la production en ruban totale, différentié par mode de fonctionnement selon des formulations explicites et ajustables par l’analyste, conformément à l’approche présentée précédemment.

4.3. Simulations et résultats

Les simulations sont réalisées sur le scénario de demande électrique précédent, avec la représentation flexible et pour les différentes représentations de l’impact de la production éolienne sur les modes de fonctionnement. Les mentions POS (positif), NEG (négative), CLAS (classique) sur les graphes, sont les identifiants respectifs des points de vue des promoteurs, d’une pénalité en pointe et d’une approche RTE/PPI ou MARKAL

4.3.1. Production thermique

9 Jusqu’en 2025 les niveaux de production thermique totale sont très proches car marqués par le poids des installations existantes. Après 2025, la production thermique décroît du fait de la substitution positive du thermique par l’éolien en semi base S1 et S2 même avec une pénalité en pointe. Elle décroît plus fortement dans le cas d’un impact positif en pointe.

EVOLUTION DE LA PRODUCTION THERMIQUE TOTALE

0 50 100 150 200 250 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 TW h

POS CLAS NEG

Figure 5. 25 Comparaison des productions thermiques totales

9 La période 2000-2025 comporte aussi des arbitrages entre production gaz et production charbon, avec une utilisation en valeur absolue plus faible du gaz lorsque la substitution positive en semi base de l’éolien est autorisée. Cette substitution est limitée dans le cadre une prise en compte d’un impact négatif sur la pointe.

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 DCN Turb Gaz CH_SC CH_LF Turb Fioul CCG

Figure 5. 26 Répartition de la production thermique : CLAS

NEG 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 DCN Turb Gaz CH_SC CH_LF Turb Fioul CCG

POS 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 DCN Turb Gaz CH_SC CH_LF Turb Fioul CCG

9 Ces variations de la production thermique totale et les arbitrages entre production à base de gaz ou de charbon, sont reproduits par les niveaux d’émissions de CO2, Figure 5. 28. 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Kt

CLAS NEG POS

2000 2010 2020 2030 2040 2050 CLAS 34679.32 39708.45 51500.69 121074.7 114244.61 99515.05 NEG 34679.32 40377.27 57002.72 115687.08 103338.3 86207.57 POS 34679.32 38745.74 56115.72 118397 100829.33 67930.36

Figure 5. 28 Emissions de C O2 pour les différentes représentations de l’éolien

4.3.2. Coûts marginaux

9 D’une façon générale, la réduction des investissements et de la production des centrales fossiles se traduit par une hausse du coût marginal de l’électricité par rapport à la représentation classique de l’éolien.

HIVER JOUR 0 10 20 30 40 50 60 70 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 €/ M W h

CLAS NEG POS

positif de l’éolien sur tous les segments, les conditions de satisfaction de la contrainte de flexibilité globale sont moins contraignantes et le coût total actualisé baisse. L’inverse se produit dans le cas d’un impact négatif sur les segments de pointe. On augmente fortement la contrainte sur les segments les plus chers ; le coût total actualisé augmente aussi.

Millions € CLAS POS NEG

Fonction objectif 146,881 146,325 147,148

Tableau 5. 12 Coefficients d’impact éolien par segment

9 L’interprétation des coûts marginaux de production d’électricité par segment est (cf. Figure 5. 30) plus délicate du fait d’interactions plus complexes : substitutions positives ou négatives de l’éolien sur les différents segments, variations de la production thermique totale et substitutions gaz/charbon. Les coûts marginaux baissent lorsque les contraintes sont faiblement saturées, et augmentent sinon. Leur niveau relatif traduit pour chaque période le besoin d’investissement.

BASE 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 €/ M W h

CLAS NEG POS

S1 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 €/ M W h

S1 CLAS S1 NEG S1 POS

S2 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 €/ M W h

CLAS NEG POS

P0 0 20 40 60 80 100 120 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 €/ M W h

CLAS NEG POS

PF 0 20 40 60 80 100 120 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 €/ M W h

CLAS NEG POS

PX 0 50 100 150 200 250 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 €/ M W h

et en semi base S1, les contraintes apparaissent aux mêmes périodes pour les différentes représentations de l’éolien ; les allures sont très similaires. Comme pour le coût marginal global, elles sont plus fortes dans le cadre d’une substitution positive du fait d’investissements plus faibles au moment où la contrainte est saturée.

En semi base S2, la contrainte en 2010 est faiblement saturée car le système n’a globalement pas encore besoin de nouveaux investissements et la production éolienne imposée pour la production renouvelable permet de relâcher la contrainte de flexibilité. Jusqu’en 2030, la structure est similaire à celle de la semi base S1 et de la base. La situation dans la deuxième moitié de l’horizon est, avec le renouvellement du parc nucléaire, plus disparate en terme d’investissement.

Pour la pointe P0, les courbes sont très proches entre elles dans les différents cas de figure. La situation dans les segments de pointe forte et extrême où le coût de production est le plus élevé, est par contre complètement différente entre représentations. En pointe forte la substitution positive maintient les coûts à un niveau bas sur la majorité des périodes. En fin de période, le potentiel éolien est totalement réalisé pour satisfaire la contrainte de production d’origine renouvelable. Le coût de satisfaction d’une demande marginale en pointe forte rattrape alors celui des autres représentations. Dans le cadre d’une substitution négative en pointe forte, le besoin de nouveaux investissements en turbines à gaz apparaît plus vite et se traduit par une hausse dès 2020.

La pointe extrême obéît aux mêmes observations que la pointe forte. Les quantités d’énergie concernées sont en valeur absolue plus faibles ; le stockage et l’éolien arrivent alors à maintenir le coût marginal à un niveau bas sur toutes les périodes, dans le cadre d’une substitution positive de l’éolien.

5. Conclusion

La méthodologie développée dans ce chapitre propose une représentation plus satisfaisante du besoin de flexibilité du secteur électrique et de la simulation de différentes hypothèses d’impact de la production éolienne. Elle conserve les mécanismes de MARKAL existants et formule de façon explicite la nécessité d’utiliser des moyens de production flexibles. Les principes et les étapes de l’implémentation ont été détaillés, de même que les principaux résultats supplémentaires obtenus. Le modèle développé fournit des résultats explicites sur les choix technologiques et les arbitrages de l’optimisation pour les différents segments.

L’approche proposée procède par contraintes et s’intègre naturellement dans le formalisme de MARKAL. Le coût de cette solution est la duplication de la base de données qui avec la structure proposée est globalement multipliée en taille par le nombre de modes de fonctionnement considérés. Les utilitaires de duplication développés simplifient ce procédé.

L’analyse menée concerne la flexibilité de manière globale ; elle n’aborde pas la question de l’équilibre en énergie réactive sur le réseau, ni celle de l’influence du nombre de cycles d’arrêt démarrage pour une même durée de fonctionnement globale.

CHAPITRE 6

VI. MODELISATION DU SECTEUR ELECTRIQUE