MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et...

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  • MENA CSP KIP

    Analyse prospective du rôle potentiel

    du solaire CSP dans le mix électrique

    de la Tunisie – Phase I

    Juillet 2018

  • Page 1 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Contexte et objectifs de l’étude1

    Principaux résultats de l’analyse3

    Principales conclusions et recommandations4

    Sommaire de la présentation

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés2

    ► Présentation des scenarios identifiés pour la modélisation du système électrique

    ► Présentation des hypothèses retenues pour la modélisation

  • 1. Objectifs de l’étude

  • Page 3 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Principaux objectifs de l’étude1

    Réaliser une modélisation complète du système électrique tunisien, permettant d’optimiser les coûts

    du système et tenant compte des spécificités tunisiennes1Évaluer le potentiel du solaire CSP ainsi que son rôle dans un système électrique optimal2Identifier des possibilités de finance concessionnelle pouvant permettre le financement de projets CSP

    à moindre coût et évaluer les bénéfices socio-économiques de cette technologie3Réaliser une mise à jour de l’analyse économique du projet Akarit : analyse technico-économique,

    évaluation des moyens de financements possibles, estimations des impacts socio-économiques du projet4

  • 2. Présentation du modèle et des scenarios identifiés

  • Page 5 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Objectif et périmètre du modèle2

    Les technologies suivantes ont été prises en compte dans la modélisation du système électrique :

    Solaire PV

    Éolien terrestre

    Solaire CSP avec stockage

    Technologies renouvelables

    Hydroélectricité

    Déchets

    Turbine à gaz

    Moteur thermique

    Technologies conventionnelles à

    flexibilité élevée

    Turbine à vapeur (alimentée en hydrocarbures)

    Cycle combiné (alimenté en gaz)

    Turbine à vapeur alimentée en charbon)

    Technologies conventionnelles à

    flexibilité faible

    Batteries indépendantes (1h de stockage)

    Stations de transfert d’énergie par pompage

    turbinage (STEP)

    Technologies de stockage

    ► Le solaire CSP sera-t-il une solution optimale pour la production d’électricité entre aujourd’hui et 2035 ?

    (intégration des EnR intermittents, sécurité énergétique, développement à moindre coût, atteinte des objectifs de l’INDC)

    Si oui :

    ► Quelle technologie de solaire CSP ?

    ► Quelle durée de stockage ?

    ► Quelle hybridation possible ?

    ► Quel emplacement pour les nouvelles centrales ?

    ► Quelle capacité pour les nouvelles centrales ?

  • Page 6 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Modèle de planification d’expansion avec exploitation horaire et résolution

    géographique

    2

    Source: Arab Union of Electricity

    ► Minimiser le coût total du système (investissements dans

    le réseau de transport, les centrales électriques et les

    stockages ainsi que les coûts d'exploitation et de

    combustible)

    Objectif

    ► L’outil ENTIGRIS est un modèle de planification

    d'expansion permettant d’identifier la solution de moindre

    coût permettant de répondre à la demande et aux autres

    contraintes techniques définies dans les scénarios de

    développement.

    Principe

    ► Structure simplifiée du réseau existant, définitions de zones

    de consommation (voir carte ci-contre) avec des capacités

    de transmission entre les zones

    ► Distribution géographique des centrales électriques et de la

    demande en électricité

    ► Profils éoliens et solaires locaux horaires

    Résolution

    géographique

    ► Emplacement, capacités, fonctionnement horaire des

    moyens de production pour les différentes années

    étudiés

    Résultats

  • Page 7 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    2Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Scenarios utilisés pour la modélisation du système électrique

    Nom du

    scénarioSpécificités

    Référence

    Objectifs de production renouvelable :

    - 25% en 2025

    - 30% en 2030

    - 35% en 2035

    Pas d’interconnexion avec l’Italie

    Pas de STEP en 2027

    No RE Obj Pas d’objectifs de production renouvelable

    RE obj bas

    Objectifs de production renouvelable :

    - 15% en 2025

    - 25% en 2030

    - 30% en 2035

    RE obj haut

    Objectifs de production renouvelable :

    - 25% en 2025

    - 35% en 2030

    - 45% en 2035

    Interco Interconnexion avec l’Italie

    Option STEP Mise en service d’une STEP de 400 MW en 2027

    Nom du

    scénarioSpécificités

    Coût du CSP

    très basCoût du CSP très faible

    Coût du CSP bas Coût du CSP faible

    Coût du CSP

    élevéCoût du CSP élevé

    Coût du CSP

    très élevéCoût du CSP très élevé

    Demande haute Croissance de la demande électrique élevée

    Demande basse Croissance de la demande électrique faible

    Prix HC haut Croissance des prix des combustibles élevée

    Prix HC bas Croissance des prix des combustibles faible

  • 3. Principaux résultats

  • Page 9 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    3

    Principaux résultats

    Le scenario de référence met en avant un déploiement progressif du solaire CSP

    dans le mix électrique de la Tunisie

    Le CSP pourrait donc représenter en 2035, 8% des capacités installées en Tunisie

    Le solaire PV pourrait atteindre 17% des capacités installées, et l’éolien terrestre 16%.

    Ensemble, les sources d’énergie renouvelable pourraient donc représenter 41% des capacités installées

    Les cycles combinés devraient constituer en 2035 la technologie bénéficiant du plus de capacités, avec 39%

    des capacités totales du pays (pourcentage stable par rapport à 2015)

    39%

    8%14%1%

    16%

    17%

    5%CCGT

    CSP

    Gas turbine

    Hydropower

    Onshore wind

    Solar PV

    Thermal engine

    39%

    37%

    1%4%

    19%

    CCGT

    Gas turbine

    Hydropower

    Onshore wind

    Steam turbine

    Capacités installées en 2015 Capacités installées en 2035

  • Page 10 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    3Principaux résultats

    260 MW de CSP installés dès 2025 dans le scenario de référence

    ► Dans la majorité des scénarios envisagés, le solaire CSP pourrait atteindre dès 2025 une capacité de 260 MW environ.

    ► Compte tenu des délais d’étude de faisabilité, de financement et de construction d’une centrale CSP, la mise en service d’une puissance de 260 MW en 2025 suppose d’initier très rapidement des premiers projets

    ConclusionsCapacités installées à horizon 2025

    265 263 0 0 266 260

    1491 1763

    304

    1658 1485 1508

    12221258

    242

    5581224 1219

    26312738

    2948

    2853

    2631 2631

    21602160

    2160

    2160

    2160 2160

    0

    2000

    4000

    6000

    8000

    10000

    12000

    14000

    Reference Interco No RE obj RE obj bas RE obj haut OptionSTEP

    Ca

    pa

    cité

    in

    sta

    llée (

    MW

    )

    STEP

    Turbine à vapeur

    Moteur

    Hydroélectricité

    Turbine à gaz

    Cycle combiné

    Eolien terrestre

    Solaire PV

    Solaire CSP

  • Page 11 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    3Principaux résultats

    Les capacités installées en CSP pourraient atteindre 850 MW en 2035

    ► D’ici 2035, la capacité totale installée de solaire CSP pourrait varier entre 440 MW et 880 MW dans la plupart des scénarios étudiés.

    ► Les résultats obtenus sont en ligne avec l’objectif de développer 450 MW à horizon 2030, fixé par les autorités tunisiennes.

    ► La mise en service d’une interconnexion électrique avec l’Italie en 2025 permet à la Tunisie d’équilibrer l’offre et la demande en électricité, ce qui limite les besoins en développement de capacités flexibles et la valeur du CSP pour le système.

    ► Dans le cas du scénario « Pas d’objectif », les énergies renouvelables (y compris le CSP) sont développées de manière plus restreinte à horizon 2035.

    ConclusionsCapacités installées à horizon 2035

    873442 757

    884 826

    17341972

    603

    18111979 1828

    1659 2338

    231

    1308

    21821678

    4120

    4446

    5046

    4214

    3833

    3321

    1440

    1440

    1440

    1440

    1440

    1440

    515

    521

    548

    781

    561

    0

    2000

    4000

    6000

    8000

    10000

    12000

    14000

    Reference Interco No RE obj RE obj bas RE obj haut OptionSTEP

    Ca

    pa

    cité

    in

    sta

    llée (

    MW

    ) STEP

    Turbine à vapeur

    Moteur

    Hydroélectricité

    Turbine à gaz

    Cycle combiné

    Eolien terrestre

    Solaire PV

    Solaire CSP

  • Page 12 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    3Principaux résultats

    Répartition de la production d’énergie dans les différents scénarios

    3.186 2.204 2.6374.422 2.979

    2.540 2.897

    865

    2.6612.894

    2.682

    5.805 8.138

    813

    4.593

    7.4575.870

    19.915

    22.720

    29.704

    21.479

    16.80319.872

    943 935 1.001 1.115 1.012

    0

    5.000

    10.000

    15.000

    20.000

    25.000

    30.000

    35.000

    40.000

    Reference Interco No RE obj RE obj bas RE objhaut

    OptionSTEP

    Énerg

    ie a

    nnuelle

    pro

    duite e

    n 2

    035 p

    ar

    tech

    no

    log

    ie (

    GW

    h)

    STEP

    Moteur

    Hydroélectricité

    Turbine à gaz

    Cycle combiné

    Eolien terrestre

    Solaire PV

    Solaire CSP

    ► La majorité de la production d’électricité en 2035 repose sur les cycles combinés, qui représentent environ 60% de la production totale d’électricité dans le scénario de référence.

    ► Le solaire CSP assure environ 10% de la production d’électricité totale en 2035, dans le scénario de référence (troisième fournisseur d’électricité après les cycles combinés et l’éolien terrestre).

    ► Le CSP fournirait en particulier plus d’électricité que le solaire PV, bien que ses capacités installées attendues soient plus faibles. Cela s’explique également par le facteur de charge, plus élevé pour le CSP (entre 40% et 60% selon les scénarios) que celui du PV (environ 15%).

    Conclusion

  • Page 13 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    3Principaux résultats

    Taille du stockage thermique : le scénario de référence prévoit un stockage

    moyen de 6 heures

    ► Dans la plupart des scénarios, la taille du stockage peut atteindre entre 4 heures et 11 heures

    ► Pour un scénario donné, la taille du stockage varie selon la localisation de la centrale de production et de son année de mise en service

    ► Les objectifs renouvelables, le coût de la technologie CSP, le niveau de la demande ainsi que la possibilité d’exporter de l’électricité jouent largement sur la taille optimale du stockage à installer

    Conclusion

    5,5

    8,1

    0,0

    4,4

    8,3

    5,4

    8,0

    6,5

    2,0

    0,4

    4,95,8 6,0

    5,3

    0,0

    2,0

    4,0

    6,0

    8,0

    10,0

    12,0

    Heu

    res d

    e s

    tocka

    ge

    Intervalle Moyenne

  • Page 14 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    55,6

    58,3

    53,455,1

    55,9 55,9

    50

    51

    52

    53

    54

    55

    56

    57

    58

    59

    Reference OptionSTEP

    Coût CSPtrès bas

    Coût CSPbas

    Coût CSPélevé

    Coût CSPtrès élevéC

    oût m

    oye

    n d

    e p

    rod

    uction

    de

    l'éle

    ctr

    icité

    en 2

    03

    5 (

    $/M

    Wh

    )

    3Principaux résultats

    Le stockage thermique des centrales CSP s’impose comme la forme de

    stockage la plus optimale (1/2)

    5,5 5,4

    0

    2

    4

    6

    8

    10

    12

    Reference Option STEP

    He

    ure

    s d

    e s

    tocka

    ge

    Intervalle Moyenne

    ► L’installation de 400 MW de station de pompage turbinage (STEP) en 2027 a un impact limité sur la capacité de CSP à installer à horizon 2035 (826 MW) par rapport au scénario de référence (873 MW). Elle permet l’intégration d’à peine 111 MW supplémentaires d’énergie renouvelable intermittente (92 MW de solaire PV et 19 MW d’éolien terrestre).

    ► L’installation de 400 MW de STEP en 2017 n’a qu’un très faible impact sur les contraintes en capacité de stockage des capacités CSP à installer (5,4 heures en moyenne vs. 5,5 heures)

    ► Le scénario Option STEP présente un coût de production moyen de l’électricité important (58,3 $/MWh) et supérieur au coût moyen de production des scénarios CSP (maximum 55,9 $/MWh et 55,6 $/MWh dans le scénario de référence)

    Enseignements du modèle sur la STEP

    0 400515561

    14401440

    4120 3321

    1659 1678

    1734 1828

    873 826

    0

    2000

    4000

    6000

    8000

    10000

    12000

    Reference Option STEP

    Ca

    pa

    cité

    s in

    sta

    llées (

    MW

    ) STEP

    Turbine à vapeur

    Moteur

    Hydroélectricité

    Turbine à gaz

    Cycle combiné

    Eolien terrestre

    Solaire PV

    Solaire CSP

  • Page 15 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    3Principaux résultats

    Le stockage thermique des centrales CSP s’impose comme la forme de

    stockage la plus optimale (2/2)

    ► Pour tous les scénarios étudiés, le stockage par batteries n’est pas sélectionné par le modèle. Afin d’évaluer la sensibilité des résultats obtenus aux coûts des batteries, trois scénarios additionnels considérant différents coûts de batteries ont été étudiés. Les coûts considérés pour cette analyse sont 150, 100 et 50 $/MWh.

    ► Dans aucun de ces trois scénarios les batteries ne sont développées dans le système. D’après le modèle, les batteries ne sont pas nécessaires dans un système électrique tunisien incluant une part d’énergies renouvelables de 35%.

    ► De plus, le système électrique tunisien bénéficie d’un réseau électrique fiable et bien développé et d’une part importante de centrales de production conventionnelles flexibles, ce qui limite les besoins en batteries.

    ► Néanmoins, il est possible que les batteries aient un intérêt pour la fourniture des services auxiliaires, tel que le contrôle de puissance ou de fréquence, mais l’analyse de ces aspects n’est pas couverte par cet exercice de modélisation.

    Enseignements du modèle sur les batteries indépendantes

  • 4. Principales conclusions et recommandations

  • Page 17 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Principales conclusions et recommandations

    L’intégration du CSP dans le système présente plusieurs avantages4

    Le stockage d'énergie thermique apporte de la flexibilité au système électrique en reflétant les besoins

    de demande et d'approvisionnement (également pour un jour à faible ensoleillement suivant un jour ensoleillé)1Le stockage d'énergie thermique n’induit pas de coût supplémentaire en termes de LCOE par rapport

    aux batteries2Le CSP peut fournir des services auxiliaires similaires aux turbines à vapeur conventionnelles et facilite ainsi

    l’intégration des énergies renouvelables intermittentes3Le CSP, avec un facteur de charge variant entre 40 et 60% grâce au stockage, réduit le coût

    supplémentaire du réseau par kWh produit par rapport à l'énergie éolienne et photovoltaïque.4Le CSP utilise une ressource primaire disponible localement, gratuitement et en abondance, et permet donc

    réduire l’exposition de la Tunisie à la volatilité et aux évolutions des prix du gaz naturel.5

  • Page 18 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Principales conclusions et recommandations

    Conclusions4

    ► La plupart des scenarios étudiés prévoient une expansion du CSP: en fonction de la croissance de la

    demande et du coût de la technologie, le modèle indique des capacités installées de CSP variables

    (environ 850 MW en 2035).

    ► Facteurs déterminants pour la compétitivité du CSP :

    ▪ Une stratégie d'énergie renouvelable à long terme (> 30% en 2030)

    ▪ L’incertitude sur l'approvisionnement en pétrole et en gaz (le CSP réduit le risque de sécurité

    d'approvisionnement et de volatilité des prix)

    ▪ L’utilisation croissante d'énergies renouvelables variables après 2030 (en raison du potentiel de

    stockage du CSP)

    ▪ L’accès à des financements concessionnels (GCF, CTF, etc.)

    ► Facteurs limitants pour le développement du CSP :

    ▪ Installation de capacités coûteuses et non flexibles (schiste bitumineux, nucléaire, charbon)

    ▪ Coûts de financement ou d’investissements élevés pour le CSP

    ▪ Absence de stratégie claire en matière d'énergie renouvelable ou de climat

  • Merci !

  • Annexe 1 : hypothèses utilisées dans le modèle

  • Page 21 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Hypothèses clés appliquées sur l’ensemble des scénarios

    Horizon et période

    temporels

    ► Le modèle couvre la période 2017-2035

    ► Les résultats d’analyse sont disponibles par intervalle de 5 ans, c’est-à-dire pour 2020,

    2025, 2030 et 2035

    Projets couverts par le

    modèle

    ► Tous les projets décidés, c’est-à-dire ceux pour lesquels un contrat à été signé, sont inclus

    dans le modèle comme prérequis

    Prix des combustibles

    ► Les projections de prix mondiaux du pétrole et du charbon sont basés sur des données de

    l’Agence Internationale de l’Energie (AIE)

    ► Les projections de prix pour le gaz naturel sont basées sur notre compréhension des

    données locales pertinentes et des données de l’AIE

    Investissements

    ► Des données internationales de coûts d’investissements sont utilisées pour chaque

    technologie

    ► Ces données peuvent être adaptées dans certains cas pour tenir compte des spécificités

    locales

    Interconnexions

    ► Les imports et export d’électricité avec les pays voisins ne sont pas considérés dans les

    scenarios de base du modèle car les interconnexions ne sont utilisées qu’en cas

    d’urgence.

    Courbe de demande ► La courbe de demande horaire d’une année donnée (2015) a été extrapolée avec l’aide de

    la STEG pour aboutir à une prévision de demande appliquée à tous les scenarios

  • Page 22 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Modèle de planification d’expansion avec exploitation horaire et résolution

    géographique

    Source: Arab Union of Electricity

    ► Minimiser le coût total du système (investissements dans

    le réseau de transport, les centrales électriques et les

    stockages ainsi que les coûts d'exploitation et de

    combustible)

    Objectif

    ► L’outil ENTIGRIS est un modèle de planification

    d'expansion permettant d’identifier la solution de moindre

    coût permettant de répondre à la demande et aux autres

    contraintes techniques définies dans les scénarios de

    développement.

    Principe

    ► Structure simplifiée du réseau existant, définitions de zones

    de consommation (voir carte ci-contre) avec des capacités

    de transmission entre les zones

    ► Distribution géographique des centrales électriques et de la

    demande en électricité

    ► Profils éoliens et solaires locaux horaires

    Résolution

    géographique

    ► Emplacement, capacités, fonctionnement horaire des

    moyens de production pour les différentes années

    étudiés

    Résultats

  • Page 23 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Hypothèses techniques et financières associées à chaque technologie

    Technologies

    Coût

    d’investissement

    ($2017/W)

    Rendement

    Type de

    combus-

    tible

    Dispon-

    ibilité

    Coût

    variable

    Coût

    fixe

    Durée

    de vie

    Technologi

    e pouvant

    servir de

    réserve ?

    2020 2025 2030 2020 2025 2030 Type [%][$/MWh

    produit]

    [$/%INV

    installé][années]

    [Oui ou

    Non]

    Eolien terrestre 1.6 1.55 1.5 100% 100% 100% Vent 96% 8.0 3.0% 20 Non

    Solaire PV au sol 1 0.9 0.8 100% 100% 100% Solaire 98% 0.0 2.5% 25 Non

    PV avec traqueur 1.2 1.1 1.0 100% 100% 100% Solaire 98% 0.0 3.5% 25 Non

    Turbine à gaz 0.6 0.6 0.6 35% 36% 36% Gaz 94% 2.4 2.0% 30 Oui

    Turbine à vapeur 2.5 2.5 2.5 40% 41% 41% Gaz 88% 4.8 1.6% 35 Oui

    Turbine à vapeur (charbon) 2.5 2.5 2.5 40% 41% 41% Coal 88% 4.8 2,00% 35 Oui

    Cycle combiné 0.95 0.95 0.95 54% 54% 54% Gaz 92% 1.5 1.5% 30 Oui

    Moteurs thermiques 0.63 0.63 0.63 44% 44.0% 44% Gaz 95% 3.5 2.0% 25 Oui

    Déchets 2.0 2.0 2.0 40% 40.5% 41% Déchets 92% 10.0 2.0% 25 Non

    Hydroélectricité 3 3 3 90% 90% 90% Eau 92% 6 4.0% 40 Oui

    CSP avec stockage

    thermique (coût moyen)4.334 3.800 3.447 100% 100% 100% Solaire 96% 5.0 3.0% 30 Oui

    Système de stockage (1

    heure) $/kWh0.44 0.350 0.330 95% 95% 95% - 100% 3.0 3.0% 15 Oui

    Ligne 380kV ($/W/km) 1 1 1 - - - - 100% 0.1 3.0% 50 -

  • Page 24 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Une modélisation du réseau basée sur une segmentation par zones

    ► Afin de tenir compte des contraintes réseau, le système

    est divisé en plusieurs zones représentatives

    ► Une structure simplifiée du réseau ainsi que des

    capacités de transmission entre chacune des zones (en

    MW) sont déterminées

    ► Chaque zone est représentée par un nœud dans le

    modèle

    ► Les distances entre les centres de production et les

    centre de consommation sont prises en compte dans le

    schéma de développement et de gestion du réseau

    ► Les coûts de la gestion du réseau, du transport et des

    pertes sont pris en compte

    ► Le flux électrique entre les zones peut être modélisé

    ► Les résultats obtenus incluent les développements de

    réseau nécessaires

    Approche

    Avantages de la méthode

  • Page 25 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Liste des centrales conventionnelles existantes ou décidées

    No

    m

    No

    mb

    re d

    ’un

    ité

    s

    Te

    ch

    no

    log

    ie

    Ca

    pa

    cité

    (M

    W)

    Co

    mb

    ustib

    le

    Dis

    po

    nib

    ilité

    (%

    )

    Mis

    e e

    n s

    erv

    ice

    cla

    sse

    me

    nt

    Skhira 1 Cycle combiné 450 Gaz naturel 93% 2022 2051

    Rades C 1 Cycle combine 450 Gaz naturel 93% 2020 2049

    SousseD 1 Cycle combiné 424 Gaz naturel 93% 2015 2045

    Sousse C 1 Cycle combine 424 Gaz naturel 93% 2014 2044

    Ghannouch 1 Cycle combiné 412 Gaz naturel 85% 2011 2041

    CC Rades IPP 2 Cycle combiné 235,5 Gaz naturel 93% 2002 2027

    Sousse B 2 Cycle combine 175 Gaz naturel 85% 1995 2025

    Rades A 2 Turbine à vapeur 145 Gaz naturel 82% 1986 2025

    Rades B 2 Turbine à vapeur 150 Gaz naturel 82% 1998 2029

    Mornaguia 2 Turbine à gaz 300 Gaz naturel 94% 2021 2049

    TG120 13 Turbine à gaz 120 Gaz naturel 89% 1998-20133 unités en 2030

    3 unités en 2035

    GN30 5 Turbine à gaz 30 Gaz naturel 85% 1975-1984 2021

    GN20 6 Turbine à gaz 20 Gaz naturel 85% 1977-1984 2021

    GO30 2 Turbine à gaz 30 Gas oil 85% 1984 2021

    GO20 2 Turbine à gaz 20 Gas oil 85% 1978 2021

  • Page 26 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Hypothèses associées aux sources d’énergie renouvelable

    1 4751 494

    1 5281 991

    1 4642 732

    1 4482 370

    1 3451 919

    1 3492 861

    1 3762 957

    1 3612 188

    0

    200

    400

    600

    800

    1000

    1200

    1400

    0 4 8 12 16 20Pro

    du

    ctio

    n h

    ora

    ire

    en

    MW

    h

    Onshore wind Solar PV

    0

    200

    400

    600

    800

    1000

    1200

    1400

    0 4 8 12 16 20Pro

    du

    ctio

    n h

    ora

    ire

    en

    MW

    h

    Onshore wind Solar PV

    Les données météorologiques pour différentes

    localisations en Tunisie (données satellite, NCEP 2011)

    ont été utilisées pour inclure dans le modèle les

    ressources solaires et éoliennes.

    Un profil unique moyen de ressource est appliqué par

    technologie et pour chaque zone.

    Les ressources éoliennes les plus importantes se situent

    dans la partie nord du pays, en particulier dans les

    régions Nord, Nord-Est et Sfax.

    Les ressources solaires les plus importantes se situent

    quant à elles dans la partie Sud du pays.

  • Page 27 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Projections de la demande électrique tunisienne

    Les projections de la demande électrique et de la demande de pointe ont été communiquées par la STEG

    Une analyse de sensibilité de +/- 10% est appliquée sur la croissance de la demande afin d’effectuer les

    tests de sensibilité à ce paramètre

    18,0

    21,8

    25,7

    29,8

    20,0

    24,2

    28,5

    33,1

    22,0

    26,6

    31,4

    36,4

    0

    5

    10

    15

    20

    25

    30

    35

    40

    2020 2025 2030 2035

    Dem

    an

    de

    an

    nu

    elle

    en

    éle

    ctr

    icité

    (T

    Wh

    )

    3200

    3800

    4500

    5200

    4300

    5100

    6082

    7000

    5300

    6400

    7500

    8700

    0

    1000

    2000

    3000

    4000

    5000

    6000

    7000

    8000

    9000

    10000

    2015 2020 2025 2030 2035 2040

    Dem

    an

    de d

    e p

    oin

    te (

    MW

    )

    Bas

    Moyen

    Elevé

  • Page 28 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Hypothèses de coûts de combustible du modèle

    Le coût du gaz intégré au modèle est basé sur les prix du gaz actuels communiqués par la

    STEG (179 $/Tep en 2015), sur lesquels un pourcentage d’augmentation annuel basé sur les

    prévisions du World Energy Outlook de l’AIE a été appliqué

    3 scénarios différents pour l’évolution du prix du gaz sont appliqués dans le modèle

    290

    251

    300

    360378

    398

    179

    227

    278

    329348

    368

    179 182

    222

    263279

    294

    179

    136

    167

    198209

    221

    0

    50

    100

    150

    200

    250

    300

    350

    400

    450

    2015 2020 2025 2030 2035 2040

    IEA New Policies scenario

    Prix du gaz élevé

    Prix de référence

    Prix du gaz faible

    Prix d

    u g

    az

    na

    ture

    l ($

    /Te

    p)

  • Page 29 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Hypothèses relatives au coût du CSP et aux réserves de production

    CAPEX 2020 dans le

    scenario de référence

    (USD/kW)

    WACC (4%)Variation de coût par rapport au

    scenario de référence (%)Scénario du modèle correspondant

    2 940 4% -33% Coût du CSP très bas

    3 880 4% -12% Coût du CSP bas

    4 400 4% 0% Coût de référence

    5 520 4% 26% Coût du CSP élevé

    6 750 4% 54% Coût du CSP très élevé

    Le coût moyen du CSP initial est pris à 3800$/kW avec un WACC de 4%

    L’analyse de sensibilité sur le coût du CSP a été effectuée dans le modèle en faisant varier les coûts d’investissement

    dans la technologie entre 2 940 USD/kW et 6 750 USD/kW en 2020

    Cela conduit à une variation du coût total du CSP entre -33% et +54% :

    0

    1.000

    2.000

    3.000

    4.000

    5.000

    6.000

    7.000

    2020 2025 2030 2035

    CA

    PE

    X d

    u C

    SP

    (U

    SD

    /kW

    )

    Coût très faible

    Coût faible

    Coût de référence

    Coût élevé

    Coût très élevé

    Le premier scenario (coût total du

    CSP de 7,30 US cts/kWh) est

    équivalent au prix observé sur

    l’appel d’offre récent à Dubaï.

    Ces sensibilités ont été reflétées

    dans l’évolution des coûts de la

    technologie CSP entre 2020 et 2035

  • Page 30 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    La baisse du coût du CSP intégrée dans le modèle est cohérente avec les

    données de marché disponibles

    * Dates correspond to the date of commissioning of the project.

  • Page 31 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Scenarios identifiés pour la modélisation du système électrique (1/2)

    Nom du

    scénario

    Question principale à laquelle doit

    répondre le scénario

    Objectifs de

    production

    renouvelable

    Interconnexio

    n avec l’Italie

    STEP en

    2027 ?Coût du CSP

    Croissance

    de la

    demande

    Croissance

    du prix des

    HC

    Référence

    Comment sont atteints les objectifs

    ENR, en considérant un coût du

    CSP moyen ?

    25% en 2025,

    30% en 2030,

    35% en 2035

    Non Non Moyen Moyenne Moyenne

    No RE Obj

    Quelle est la trajectoire d’expansion

    à moindre coût sans fixer d’objectif

    ENR ?

    Pas d’objectif- Non Non Moyen Moyenne Moyenne

    RE obj basQuel serait l’impact sur le mix

    électrique d’objectifs ENR réduits ?

    15% en 2025,

    25% en 2030,

    30% en 2035

    Non Non Moyen Moyenne Moyenne

    RE obj haut

    Quel serait l’impact sur le mix

    électrique d’objectifs ENR plus

    élevés ?

    25% en 2025,

    35% en 2030,

    45% en 2035

    Non Non Moyen Moyenne Moyenne

    Interco

    Quel est l’impact sur le mix

    électrique de la mise en place d’une

    interconnexion vers l’Italie ?

    25% en 2025,

    30% en 2030,

    35% en 2035

    Oui Non Moyen Moyenne Moyenne

    Option STEP

    Comment la mise en place d’une

    STEP de 400 MW en 2027 impacte-

    t-elle l’évolution du mix électrique ?

    25% en 2025,

    30% en 2030,

    35% en 2035

    NonOui (400 MW

    en 2027)Moyen Moyenne Moyenne

  • Page 32 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    Modèle, hypothèses et scenarios identifiés

    Scenarios identifiés pour la modélisation du système électrique (2/2)

    Nom du

    scénario

    Question principale à laquelle

    doit répondre le scénario

    Part minimale des

    ENR

    Export

    ENR vers

    l’Italie

    STEP

    prédéfinieCoût du CSP

    Croissance de la

    demande

    Croissance du

    prix des HC

    Coût du CSP

    très bas

    Comment se développe le

    CSP si son coût est très

    faible ?

    25% en 2025,

    30% en 2030,

    35% en 2035

    Non Non Très faible Moyenne Moyenne

    Coût du CSP

    bas

    Comment se développe le

    CSP si son coût est faible ?

    25% en 2025,

    30% en 2030,

    35% en 2035

    Non Non Faible Moyenne Moyenne

    Coût du CSP

    élevé

    Comment se développe le

    CSP si son coût est élevé ?

    25% en 2025,

    30% en 2030,

    35% en 2035

    Non Non Élevé Moyenne Moyenne

    Coût du CSP

    très élevé

    Comment se développe le

    CSP si son coût est très

    élevé ?

    25% en 2025,

    30% en 2030,

    35% en 2035

    Non Non Très élevé Moyenne Moyenne

    Demande

    haute

    Quel est l’impact d’une faible

    croissance de la demande sur

    le mix électrique ?

    25% en 2025,

    30% en 2030,

    35% en 2035

    Non Non Moyen Elevée Moyenne

    Demande

    basse

    Quel est l’impact d’une

    croissance élevée de la

    demande sur le mix

    électrique ?

    25% en 2025,

    30% en 2030,

    35% en 2035

    Non Non Moyen Faible Moyenne

    Prix HC haut

    Quel est l’impact d’une faible

    croissance des prix des

    combustibles sur le mix

    électrique ?

    25% en 2025,

    30% en 2030,

    35% en 2035

    Non Non Moyen Moyenne Elevée

    Prix HC bas

    Quel est l’impact d’une

    croissance élevée des prix des

    combustibles sur le mix

    électrique ?

    25% en 2025,

    30% en 2030,

    35% en 2035

    Non Non Moyen Moyenne Faible

  • Annexe 2 : résultats des analyses de sensibilité

  • Page 34 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    3Principaux résultats

    Principales conclusions des analyses de sensibilité

    Capacité CSP

    installée de

    870 MW

    Installation de solaire

    PV et éolien

    terrestre

    (~3400 MW)

    Scénario de référence Solaire CSP plus (+) développé

    ► Faible coût du CSP► Forte augmentation de la

    demande► Objectifs renouvelables élevés

    Solaire CSP moins développé

    ► Objectifs renouvelables bas► Interconnexion dédiées à l’import

    avec l’Italie► Coût du CSP élevé► Faible augmentation de la

    demande

    Impact limité sur le développement du solaire

    CSP

    ► Prix élevé ou faible du gaz naturel

    ► Mise en service d’une STEP de 400 MW en 2027

    Scénario Impact sur le CSP

  • Page 35 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    3Principaux résultats

    Influence des projections des coûts du CSP et de la demande

    ► Les coûts de la technologie ont un impact fort sur la compétitivité du CSP et sur les capacités installées pour cette technologie à horizon 2025 : l’augmentation du coût du CSP réduit les capacités attendues en 2025 de 265 MW (scénario de référence) à 0 MW.

    ► Les projections de croissance de la demande en électricité sont également critiques : le modèle montre une capacité en CSP variant entre 182 et 366 MW en fonction de la variation de la demande par rapport au scénario de référence

    ConclusionsCapacités installées à horizon 2025

    265 987 443 366 182 289 250

    1491 304 981 1856 16991920

    1230 1442 1508

    1222

    242 1161

    1553 16291439

    9121202 1246

    2631

    2631

    2631

    2795 2777

    3807

    2631

    2631 2631

    2160

    2160

    2160

    2160 2160

    2160

    2160

    2160 2160

    0

    2000

    4000

    6000

    8000

    10000

    12000

    14000

    Ca

    pa

    cité

    in

    sta

    llée (

    MW

    )

    STEP

    Turbine à vapeur

    Moteur

    Hydroélectricité

    Turbine à gaz

    Cycle combiné

    Eolien terrestre

    Solaire PV

    Solaire CSP

  • Page 36 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    3Principaux résultats

    Le coût de la technologie est déterminant pour favoriser le déploiement du CSP

    ► Pour un coût du CSP très bas, les capacités installées pourraient atteindre 1300 MW en 2035. Dans un scénario de coût du CSP très élevé, cette technologie est peu compétitive et n’est quasiment pas installée : elle atteindrait alors 48 MW en 2035.

    ► Dans les hypothèses retenues pour la réalisation de la modélisation, l’impact de la variation des prix des combustibles fossiles a un impact limité sur le déploiement du CSP.

    ► Le niveau de demande est un paramètre ayant un impact important sur le niveau de développement des capacités de CSP. Dans l’hypothèse d’une demande élevée, les capacités de CSP atteignent une capacité totale de 360 MW en 2025 et 1130 MW en 2035.

    ConclusionsCapacités installées à horizon 2035

    873 1295 885 454 481127

    507 867 883

    1734 886 15531856 2249

    2044

    14871774 1713

    1659

    914

    1573 21782444

    2155

    1260

    1584 1733

    4120

    3600

    40934123

    4113

    5158

    3099

    4209 3956

    1440

    1440

    14401440

    1440

    1440

    1440

    1440 1440

    515

    618

    535

    8991296

    969

    164

    406 662

    0

    2000

    4000

    6000

    8000

    10000

    12000

    14000

    Ca

    pa

    cité

    in

    sta

    llée (

    MW

    )

    STEP

    Turbine à vapeur

    Moteur

    Hydroélectricité

    Turbine à gaz

    Cycle combiné

    Eolien terrestre

    Solaire PV

    Solaire CSP

  • Page 37 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

    3Principaux résultats

    Analyse comparative des coûts du CSP et des cycles combinés

    0

    20

    40

    60

    80

    100

    120

    140

    4 6 8 10 12 14 16

    LC

    OE

    ($

    /MW

    h)

    Prix du gaz naturel ($/Mbtu)

    Coût de référence des CC

    Coût du CSP très bas

    Coût du CSP bas

    Coût de référence du CSP

    Coût du CSP élevé

    Coût du CSP très élevé

    Prix du gaz en attendu en 2035

    pour le scenario “élevé” et en 2030

    pour le scénario « très élevé »

    ► Dans le cas d’un coût d’investissement très élevé, le CSP peut produire une électricité à 100 $/MWh, dans les conditions d’ensoleillement tunisiennes

    ► Si le coût d’investissement est réduit significativement, le CSP peut atteindre un LCOE de 60 $/MWh. Cette valeur de LCOE est cohérente avec les prix observés sur l’appel d’offres de Dubaï, pour lequel une offre à 73 $/MWh a été faite, avec un DNI plus faible que dans la région tunisienne de Sfax.

    ► Le CSP devient plus compétitif que les cycles combinés pour un prix entre 7 et 14 $/MWh, selon le coût d’investissement dans la technologie – il devrait être compétitif en 2035 dans le cas de prix du gaz élevés

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    Hydroélectricité Moteur thermique Solaire PV Eolien terrestre

    Turbine à gaz Solaire CSP Cycle combiné Demande

    3Principaux résultats

    Profil de production horaire pour deux journées d’hiver en 2025 et 2035

    ► Le premier jour, la ressource éolienne disponible est élevée, et l’éolien couvre donc une part importante de la demande.

    ► Le second jour, l’apport en électricité de l’éolien est moindre. Dans cette situation, l’électricité est majoritairement produite par les cycles combinés et les turbines à gaz

    ► Pour ces deux jours, la production du solaire CSP est relativement constante du matin au soir.

    ► Pour la première journée l’apport en éolien étant faible, les cycles combinés fonctionnent à leur capacité maximale pendant certaines périodes de la journée et le CSP produit principalement pendant la soirée afin d’absorber le pic de demande.

    ► Pendant la seconde journée, l’apport en énergie éolienne est beaucoup plus élevé. Au milieu de la journée, l’apport en solaire PV et en éolien couvre jusqu’à 71% de la demande.

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    Hydroélectricité Moteur thermique Solaire PV Eolien terrestre

    Turbine à gaz Solaire CSP Cycle combiné Demande

    3Principaux résultats

    Profil de production horaire pour une journée d’été en 2025 et 2035

    ► Les cycles combinés fonctionnent alors à leur capacité maximale durant toute la journée.

    ► L’électricité additionnelle durant la journée est principalement fournie par le solaire PV, les turbines à gaz et le CSP.

    ► Durant la soirée, la production du solaire CSP est en augmentation afin de couvrir le pic de demande, alors que la production du solaire PV décroit progressivement.

    ► Au milieu de la journée, la part des énergies renouvelables varie entre 30 et 40%, et l’apport en éolien permet de réduire la production des cycles combinés.

    ► Durant le pic de la soirée, la seule source de production renouvelable disponible est le solaire CSP, puisque le solaire PV et l’éolien ne sont alors pas disponibles.

    ► Le solaire CSP couvre alors environ 15% de la demande et s’adapte aux pics de consommation.

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    3Principaux résultats

    Expansion géographique des capacités à horizon 2035

    Capacités installées (MW):

    Technologies:

    Cycle combiné

    Turbine à gaz

    Turbine à vapeur

    Moteur thermique

    Hydroélectricité

    Solaire CSP

    Eolien terrestre

    Solaire PV

    Un développement important des

    capacités d’éolien terrestre est à

    prévoir dans les parties nord et nord-

    est du pays, principalement du fait de

    la localisation de la ressource éolienne

    dans ces régions.

    Eolien

    La région « Sud » présente les niveaux

    les plus élevés d’ensoleillement, mais

    est éloignée des principaux centres de

    consommation, et l’installation de

    capacités dans cette région entraîne

    donc des coûts significatifs de

    renforcement du réseau.

    Les régions les plus propices pour le

    développement de la technologie CSP

    semblent être Sfax et le Sud-Ouest.

    Solaire PV et CSP