Vers un mix lectrique100% renouvelable en 2050

nS~rusu~vt TwIAJn

DUraDmqalAraEt~ LE~

Rapport final

aFI.n

1. Table des matires1. Table des matires 22. Prambule 5

2.1 Avant-Propos 52.2 Auteurs 72.3 Rsum excutif 82.4 Executive Summary 92.5 Liste des documents complmentaires 10

3. Prsentation de ltude 113.1 Objectifs et primtre de ltude 11

3.1.1 Objectifs 113.1.2 Primtre 11

3.2 Hypothses structurantes 113.2.1 Gisements 113.2.2 Cots des technologies projetes 2050 143.2.3 Projections de la consommation 183.2.4 Pilotage de la demande 203.2.5 La prise en compte de lala mtorologique 243.2.6 Valorisation du surplus 27

3.3 Modlisation dtaille 283.3.1 Filires de production EnR 283.3.2 Stockage 323.3.3 Rseau de transport inter-rgional 363.3.4 Modlisation des pays frontaliers 37

3.4 Mthode, critres et contraintes de loptimisation 383.5 Plusieurs variantes et analyses de sensibilit autour dun cas de rfrence39

4. Quelles sont les conditions optimales pour un mix lectrique 100% renouvelableen 20509 42

4.1 Plusieurs mix lectriques sont possibles 424.1.1 Cas de rfrence 434.1.2 Autres mix possibles 47

4.2 La mixit technologique est essentielle 514.2.1 Complmentarit du solaire et de lolien 514.2.2 Arbitrage entre les filires oliennes terrestres ancienne et nouvellegnration 564.2.3 Une mixit technologique avant tout nationale 58

2

4.2.4 La place du PV et sa rpartition entre centrales au sol et PV sur toitures60

4.3 Un systme lectrique flexible et intelligent 624.3.1 Flexibilit infra-journalire 634.3.2 Flexibilit infra-hebdomadaire 654.3.3 Flexibilit inter-saisonnire 66

4.4 Une augmentation matrise des flux entre rgions 685. Au-del des ides reues sur les nergies renouvelables 69

5.1 Un mix lectrique 100% renouvelable cot matris 695.1.1 Reconstitution du cot annuel du cas de rfrence 695.1.2 Comparaison du cot entre variantes 715.1.3 Influence des paramtres pour abaisser le cot du systme 72

5.2 Equilibre offre-demande atteint toute heure de lanne 745.2.1 Comportement lors de phnomnes climatiques plus ou moinsfavorables 745.2.2 Robustesse mtorologique et scurit de la fourniture lectrique 785.2.3 Risque de scheresse 78

5.3 Une indpendance nergtique sans autarcie 805.4 De fortes contraintes dacceptabilit sociale sont compatibles avec un mix100% renouvelable 815.5 La matrise de la demande est un lment cl pour limiter le cot dunscnario 100% EnR 845.6 Les contraintes dacceptabilit lies au rseau ne sont pas un obstacle 865.7 Un surplus acceptable, en grande partie valorisable 88

5.7.1 Part du surplus 885.7.2 Valorisation en chaleur 895.7.3 Autres usages non modliss 90

5.8 Quelle place pour les nergies marines ~ 905.9 Quelle occupation du sol pour un mix 100% renouvelable 9 92

6. De 40% 100% renouvelable : quelles variations 9 956.1 Hypothses structurantes 956.2 Quel dimensionnement et complmentarit des filires EnR et thermiques?

956.3 Evolution des besoins de flexibilit et moyens de stockage 1026.4 Evolution des surplus, des principales EnR et des capacits dchanges 1026.5 Evolution du cot 104

7. Perspectives 1068. Annexes 108

3

_.

a* h *Wi

8.1 Glossaire. 1088.2 Donnes dtailles 109

8.2.1 Gisements dtaills par filire 1098.2.2 Productions annuelles par filires 1108.2.3 Puissances installes par filire 1118.2.4 Rpartition des cots 112

9. Table des illustrations 113

_*

2. Prambule2.1 Avant-Propos

Cette tude a t finance par lADEME, dans le cadre de rflexions sur lesconditions et les impacts prcis quaurait la mise en place dun approvisionnementlectrique haut taux de pntration des EnR (entre 80% et 100 % en nergie) lhorizon 2050.Les travaux ont dur 14 mois. Ils ont t pilots par lADEME, avec la contribution dela Direction Gnrale de lEnergie et du Climat.Dans un objectif de robustesse et de solidit scientifique, les hypothses,mthodologies et rsultats ont t confronts un comit scientifique constitudexperts nationaux et internationaux du domaine de lnergie, la fois industriels etacadmiques (RTE, AIE, IDDRI, Mto France, SRU, Total). Les membres de cecomit scientifique sont vivement remercis pour leur participation active et leurssuggestions avises.Les lments prsents dans ce rapport, ainsi que leur interprtation, sont lesrsultats des travaux raliss par Artelys, AIRMINES-Persee et Energies Demainmais nengagent aucunement les acteurs du consortium.

Les calculs reposent sur loptimisation, pour la collectivit, des cotsdinvestissement et de production du parc lectrique, en respectant les contraintestechniques des actifs nergtiques, les contraintes rseau du contexte tudi etlquilibre offre-demande au pas horaire, comme le prsente la Figure 1 (la section3.4 prsente plus de dtails sur la modlisation).

4%

Figure 1 - Exemple dquilibre offre-demande au pas horaire. Les productions sajoutent (une couleur par filire) poursatisfaire la demande (en haut a gauche horizon annuel, en bas droite zoom sur 10 jours)

Le parc lectrique (capacits de production et dinterconnexion) est optimis en sebasant sur des hypothses dvolution du cot des technologies et des combustibleseffectues dans le cadre dune recherche bibliographique complte.5

_a~afla1

Ltude sinscrit dans le contexte suivant:Les cots sont valus du point de vue de la collectivit et ne refltent pas lesopportunits que pourrait avoir un porteur de projet, du fait de dispositifsrglementaires particuliers. Ainsi, une rpartition des cots de fournituredlectricit (par exemple : part nergie / part puissance / part fixe du TURPE,rpartition de la CSPE...) qui ne reflte quimparfaitement la ralit et ladisparit des cots pour la collectivit peuvent rendre rentables certainsprojets pour leur promoteur, alors quils seront non rentables pour lacollectivit.Le march est suppos soumis une concurrence libre et non fausse, sanseffets de pouvoir de march.Les externalits telles que limpact sur lemploi, les bnfices socitauxassocis lmergence dune filire technologique dans un pays(accroissement du savoir-faire, exportations), les externalits nergtiques(indpendance) ou encore lacceptabilit sociale du dploiement dunetechnologie ou dun actif de rseau ne sont pas non plus pris en compte danscette mthodologie.

Pour lADEME, cette tude sinscrit dans le prolongement des travaux de prospectivenergtique effectus en 2012 dans le cadre de ses cc Visions nergie 2030 et2050 . En 2013-2014, lADEME a dj publi des tudes spcifiques sur lesapplications potentielles du stockage lhorizon 20301, ou sur les technologiespowerToGaz. De faon complmentaire, la prsente tude entend approfondircertains points techniques (celui de lquilibre du rseau lectrique) dans un contexteencore plus ambitieux en termes de taux de pntration des EnR.Avec cette tude, lobjectif premier de lADEME est de dvelopper la connaissancesur les problmatiques lies un mix trs fortement EnR. LADEME est tout faitconsciente que cette tude nest quune premire pierre un difice quil serancessaire de continuer de construire les annes prochaines. Les rsultatsengendrent de nouvelles questions, que de futures tudes pourront trs certainementtraiter.

. ____________________________________________________

2012~Exerdce Prospectif rnulti-secteur multi Energie

Visions 2030~2050

tEtud Etude Etude vers en systmePEPS P2G electrique 100% renouvelable>

tudes subsquent . rs :ded r t ,an dy, pcVc e

En cofinancement avec lATEE et le Ministre du Redressement Productif

2013:

2014~

2015~

V

6

a rtnaa.

2.2 AuteursLes travaux ont t raliss par les personnes suivantes:

Direction de projet (Artelys) : Laurent Fourni Chef de projet (Artelys) : Alice Chiche Modlisation des systmes nergtiques, simulation dquilibres offre-

demande horaires, optimisation de systmes nergtiques, calculsconomiques (Artelys) : Nathalie Faure, Rgis Bardet, Jean-Christophe Alais

Connaissance et valuation des EnR non pilotables, mtorologie pourlnergie, et prvision court terme de la production EnR (ARMINESPERSEE) : Robin Girard, Arthur Bossavy, Loc Le Gars

Modlisation et analyse de la demande nergtique (Energies Demain)Jean-Baptiste Biau, Ugo Piqueras, Colombe Peyrusse

Artelys est une entreprise spcialise en optimisation, prvision et aide la dcision.A travers la ralisation dune centaine dtudes et de projets logiciels dans ledomaine de lnergie, Artelys est devenu un acteur de rfrence en optimisation etanalyse technico-conomique de grands systmes nergtiques. Artelys anotamment dvelopp une suite logicielle, Artelys Crystal, ddie loptimisationconomique de la gestion et des investissements sur les systmes nergtiques.Le centre ARMINES-PERSEE, Centre commun dARMINES et MINES ParisTech (icidsignant plus particulirement le groupe ERSEI) a dvelopp une expertise sur lamodlisation de la production renouvelable variable et son intgration au systmelectrique au cours des 25 dernires annes. Plus rcemment, les questions delintgration de la production renouvelable au march de llectricit ont t intgres ce domaine dexpertise.Energies Demain a dvelopp depuis plusieurs annes des outils permettant lareconstitution et la projection de la demande nergtique toutes les chellesterritoriales, allant de la commune la France. La modlisation est ralise pourchaque usage individuellement pour chaque typologie dusagers. Lapproche Bottom-up retenue sappuie sur une estimation des besoins unitaires, des tauxdquipements et des modes dutilisation.

~d Artelys ARMN~JES 9j~3fl~fl

S* b *1

2.3 Resume executif

2.4 Executive Summary

s

2.5 Liste des documents comp mentairesOn recense ici lensemble des livrables rdigs pour ltude et auxquels il sera faitrfrence dans le prsent document.

Rfrence Description AuteurScnarios de demande nergtique Energies Demain[Consommation]Cots technologiques Artelys[Cots]Gisements et courbes de productibles PV et ARMINES[EolienPV] olien PERSEEGisements EnR autres que PV et olien Artelys[Gisements]

[March] Analyses qualitatives sur les rgles du Artelysmarch et la rentabilit des installationsInventaire des moyens de production

[Modle] existantsLe modle doptimisation-simulationJournes-Types ARMINES[Rserve] Dtermination de la rserve PERSEE

Artelys

_

as ..51

3. Prsentation de ltude3.1 Objectifs et primtre de ltude3.1.1 Objectifs

Ltude prsente dans ce rapport a pour objectif de construire un mix lectrique100% renouvelable qui puisse satisfaire la consommation projete lhorizon 2050.Elle sappuie sur un modle qui optimise le rseau et le parc de productionrenouvelable (distinguant 15 technologies diffrentes) la maille rgionale, tout ensimulant sa gestion optimise au pas horaire sur une anne.Les problmatiques abordes dans ltude permettent notamment de rpondre auxquestions suivantes

Sous quelles contraintes est-il possible de fournir une lectricit 100%renouvelable?

Quel sont les mix nergtiques optimaux, associs aux diffrentes projectionsdvolutions technologiques, de consommation, ...

Comment se rpartissent gographiquement les diffrents moyens deproduction renouvelables?

Quels sont les impacts conomiques dun mix 100% renouvelable?

3.1.2 PrimtreLtude porte sur la production et le transport dlectricit. Dautres vecteursnergtiques sont galement modliss de faon simplifie, afin de prendre encompte les usages suivants dans la valorisation des EnR

le gaz, avec lexploitation de filires power to gas et gas to power; la chaleur, avec la valorisation dune partie du surplus lectrique en chaleur.

Le primtre gographique est la France mtropolitaine, la maille rgionale, ainsique ses pays frontaliers.La robustesse du systme lectrique optimis est teste sur 7 annes climatiques.De nombreuses hypothses lalimentent, dont les plus importantes sont lesgisements renouvelables, les hypothses de cot des technologies, les niveaux dedemande en lectricit, la flexibilit de la demande, les donnes mto de vent etdensoleillement. Celles-ci sont prsentes ci-dessous.

3.2 Hypothses structurantes3.2.1 Gisements

Note: Dans ltude, le terme gisement dsigne le potentiel maximum installabledune technologie. II diffre de la puissance effectivement installe suite lbptimisation de parc.Lestimation des gisements olien et photovoltaque (PV) a fait lobjet dun travailreposant sur des simulations de production, ainsi que sur lanalyse des contraintesau dveloppement propres chaque filire:

Evaluation prliminaire du potentiel de chaque rgion en fonction de laressource naturelle disponible : Dans un premier temps, le potentiel deproduction a t valu partir de donnes de r-analyses mtorologiques

11

arb*.n..

(donnes de vitesse du vent et dirradiation solaire au sol issues de MERRA,fournies par la NASA), et de modles de conversion en puissance lectrique.Afin dassurer la validit de ces derniers, les paramtres sur lesquels ilsreposent ont t estims partir de donnes de production relles (fourniespar RTE et Solas). La gnration de cartes de potentiel couvrant lensembledu territoire a permis une premire analyse des rgions fort potentiel deproduction renouvelable.Prise en compte de contraintes topologiques et socitales: Dans un secondtemps, des contraintes de zones dexclusion ont t intgres. Issues de lacompilation de diverses bases de donnes (e.g. CORINE Land Cover, IGNBD TOPO, BD ALTI, etc.), les contraintes prises en compte couvrent aussibien les aspects techniques (e.g. type de surface au sol et relief adquats) etlgislatifs (e.g. prservation des rserves naturelles protges, distanceminimale aux habitations, etc.), que certains aspects conomiques (i.e.potentiel de production suffisamment lev) ou dacceptabilit sociale.

La description mthodologique dtaille de ces travaux est disponible dans ladeuxime partie du document [EolienPV].Les gisements des nergies renouvelables autres que solaire et olien sont quant eux bass sur les hypothses fournies par les Visions Ademe 2050. Ces hypothsessont dtailles dans le document [Gisements] ; les principes gnraux en sontrcapituls ci-dessous

filires marines, gothermie et cognration au bois: potentiels nationauxissus des Visions Ademe

filires hydrauliques (fil de leau et rservoir) et usines dincinration : pasdvolution suppose;

STEP: hypothses fondes sur ltude 2013 du JRC Assessment of theEuropean potential for pumped hydropower energy storage

mthanisation : raisonnement bas sur la valorisation dun gisement donn dedchets. Le gisement est donc en nergie et non en puissance (do sa non-reprsentation dans les graphes ci-dessous).

La carte de la Figure 2 reprsente les gisements renouvelables rpartis par rgionset par filires. On y observe que la filire offrant la puissance installable la plusimportante est le PV sur toitures (jaune fonc). On y constate galement un fortpotentiel de dveloppement de la filire olienne terrestre (vert fonc).La lgende de la Figure 2 prsente galement les gisements totaux au niveaunational.

a1aS a~ 51

Bruxelles BvusselcvGw

nwHydrolienne (3 6W)Houlomoteur (9.9 6W)Mare-motrice (0.2 6W)Fil de leau (7.6 GW)Lacs et cluses (13 26W)STEP (9.3 6W)Cognratiori bois (3 GW)UIOM (0.4 6W)Gothermie (0.1 6W)PV au sol (47.2 6W)PV sur toitures (364.3 6W)CSP (0.4 6W)[olien terrestre (174.2 6W)Eolien en mer (20.1 6W) ~rte sEolien en mer flottant (46.2 6W)

Figure 2Carte des gisements obtenus par rgion (total ~700 6W)

La Figure 3 permet galement de comparer les valeurs des gisements par filire etrgions. Par soucis de lisibilit, la Figure 4 reproduit les valeurs de ces gisementspour les filires autres que solaires et oliennes (les donnes dtailles sont fourniesen annexe).

Gisements (6W) par filire et par rgion70,0 _______________ _______60,0 Z _______ _____50,0 .~ ~zz:zz ____ -40,0 lE - EEEE30,0-EEE :ZE~t:: Solare20,0 t t r._z z rr - r z z z .1 Eolien100 E E E E E E E E E E z E E : E r E ~-: Biomasse(horsmthanisation)

: : z r : z z z z r z z z : r z r z Gothermie~ Energieshydrauliques

Energiesmarines~

Gisements (GW) par filire et par rgion

Figure 4-Gisements par rgions et filires, hors solaires et oliennes

Le productible maximal thorique, calcul partir des facteurs de charge rgionauxde chaque filire, est ainsi de 1 268 TWh, soit le triple de la demande annuelle de422 TWh. Nanmoins, rien ne garantit ladquation, chaque instant, entreproduction et demande, cest pourquoi des calculs au pas horaire sont essentiels

our sassurer que lquilibre eut tre atteint chaque heure de lanne.450.0

400,0TWh Productible maximal annuel par filire

374 2

350.0 Mare motriceFil de reau

300,0 Lacs et clusesGothermie

250,0 Cognration bois

100,0

13,243 8

os27,4 26,3

1,2 3,8 8,2

79,1

tHOM190.4 Mthanisation

Eolien terrestreEolien en mer

62,

tolien en mer flottantPV au solPvsurtoltures

Figure S Productible maximal annuel par filiere

3.2.2 Cots des technologies projetes 2050Les projections de cot des technologies 2050 ont t ralises partir duneanalyse bibliographique approfondie dtudes franaises et internationales, tellesque:

14

le rapport de la Cour des Comptes Cour des comptes, La politique dedveloppement des nergies renouvelables ,

le scnario ETP Energy technology Perspectives 2014 et le programmeETSAP de lAIE,

les donnes tablies par NREL transparent cost database , ltude du SRU cc Pathways towards a 100 00 renewable electricity system ,

18,016,0 _______14,0 ______________12,0 :rzzzrzr-rz:z-z-r-rz~__._~zz10,0 _. ______ -- --

8,0 ________________________6,0 ZZZEZ.tt~. _____ _____4,0 -2,0 : :::::zr~ E:: Z r

E E E E t E Et E E E EE

Biomasse (hors methanisation)Gothermie

Energies hydrauliquesEnergies marinesw w w w W 4, 4, W ~ C C W ~ t ~ ,~ ~U C C C C ~ W)

, -~ ~ C E ~ & ~ ~ . ~b,9tCO

~

~~>E~ ~ Q, t U OZ 0 - f, Q,

~ ~,- o~ W t,t a ,,~ E X Of, C

,= f,t, -,

403,1 HydroliennesHoulornoteur

200,0

150,0

*Fb*aaah~af~

le rapport du Fraunhofer cc Levelized cost of electricity renewable energytechnologies2013 .

Le calcul du cot de lnergie utilise la formule usuelle du LCOE (mthode ducot de production moyen actualis). Il sagit du cot de lnergie en MWh, qui tientcompte:

des cots dinvestissement annualiss avec un taux dactualisation fix 5.25%2, et des dures damortissement par filires issues de la bibliographietudie,

des cots annuels de maintenance, des cots dventuels combustibles, de la quantit dnergie produite annuellement par chaque technologie pour

les diffrentes rgions des cots de raccordement3.

Les dtails de la reconstitution des projections de cots par filires, ainsi que leurconfrontation avec lensemble des donnes issues de la bibliographie sont prsentsdans le document [Cots].On fournit Figure 6 un exemple de courbe dapprentissage pour la filire olienneterrestre. Les courbes colores sont issues de documents bibliographiques et lacourbe paisse noire reprsente la courbe retenue pour ltude.

c/kWl,10g SRU.brut

e t s s Transparent cost database, DOL7 mdian calcul

6 NREI, BLACK & VETCH, eolien onshorecalculB. Chabot ADEME . calcul

4eProposition dvolution PTI

2 AIE, ETP

1Lineaire (Onshore, Mott Mac bonald

O (PDF page 158))2010 2020 2040 2050 2060

Figure 6 Evolution du cot de la filire olienne terrestre (pour un facteur de charge moyen de 25%)

2 Ce taux correspond lhypothse utilise par la CRE pour les investissements rseau.~ Ltude adopte lapproche franaise dintgrer dans le LCOE des technologies les cots deraccordement, ce qui nest pas toujours le cas dans les tudes trangres dans certains pays lescots de raccordement sont pris en charge par les gestionnaires de rseau.15

t

Comparaison des LCOE des filires dont on optimise la capacit (c/kWh)12,0

10,7

10,0

~ti h [[111Gothermie PV sol Eolien Eolien en mer Cognration PV toit Eolien en mer Houlomoteur

terrestre pos bois flottant ethydroliennes

Figure 7 Comparaison des cots technologiques p ojets 2050

La Figure 7 compare les LCOE nationaux moyens des diffrentes filires.Remarques:

1. Pour le PV au so4 le LCOE moyen a t calcul uniquement sur les quatrergions franaises les plus au sud.

2. Deux filires oliennes terrestres ancienne gnration et nouvellegnration sont considres dans le cadre de ltude ; celles-ci sont dcritesplus prcisment la section 3.2.5.

Les facteurs de charge exploits pour les diffrentes filires sont issus de ladeuxime partie du document [EolienPV] et sont diffrents par rgions.Les quatre figures suivantes permettent de visualiser les diffrences de cot delnergie en fonction de la filire et de la rgion. On vrifie ainsi que lnergie issuedes filires solaires est plus rentable dans les rgions du sud.

94 98

79 9177 90

76 79 79 89

84

73 76 76 73

7167 78

n5563 6 n 6

Figure 8- LCOE par region ((1Mwh) des filieres PV (au sol gauche, sur toitures droite)

Figure 9- LCOE par rgion (/MWh) des filires oliennes terrestres (nouvelle gnration gauche, ancienne gnration droite)

r r

Remarque: Puisque lbptimisation de parc est effectue suivant un critreconomique, les projections de cots des technologies constituent une hypothsestructurante: ces cots sont mis en face des services rendus au systme (quidpendent de ladquation entre les profils de production et les profils de demande,de la flexibilit de la production et de la demande, des stockages, des impacts sur lerseau de transport...) pour dterminer un mix de production qui rpond lademande lectrique chaque heure de lanne, moindre cot. Ainsi, comme on leverra au paragraphe 4.1.2.3, larbitrage entre filires ne seffectue pas uniquementsuivant lbrdre de prsance des LCOE.

Des hypothses de projections de cots ont galement t ralises pour lestechnologies de stockage4. La Figure 11 compare les LCOS5 de ces technologies. Le

~ Ces donnes ont t fournies par IADEME dans le cadre de ltude PEPS sur le stockagednergies et de ltude power to gas~ Le LCOS est, pour le stockage, lanalogue du LCOE dun producteur ; il sagit des cots dinstallationramens la quantit dnergie effectivement dstocke (calcule suite loptimisation-simulation).Cest le surcot de lnergie dstocke, hors prix dachat de llectricit stocke.

s*5

63

5$

62 58

7070

L

64

67 ~.S9 71

71 ~

73

se

04ittlp

53

63 58

711$ 72

13210

69 60 74

73 t

u

42

140 /Mwh LCOE par filire et par rgion120

100

80PvsurtoituresPVausol

20 ftlien terrestre NG EoIien terrestre AG

AFigure 10- LCOE par filiere, dans lordre croissant du cot de nergie par rgion

17

a r~as.

stockage inter-saisonnier6 prsente le cot le plus lev (mais galement le plus deflexibilit). Deux catgories de STEP ont t distingues, en fonction de la difficultdaccs au gisement les 7 premiers GW ont un cot fixe dinstallation prs de deuxfois infrieurs celui des STEP installes au-del de 7 GW (respectivement de cotsfixes annuels de 82 kYMW/an et 150 kMW/an).Le stockage de court-terme7 est la technologie la moins flexible (6 heures de durede dcharge, comparer aux 32 heures des STEP), et galement la moins chre, silon exclut les 7 premiers GW de STEP installes.

3.2.3 Projections de la consommation3.2.3.1 Hypothses gnrales

En se basant sur une approche bottom-up o tous les usages lectriques sontconsidrs individuellement, des demandes lectriques lhorizon 2050 ont treconstitues pour ltude. Deux scnarios de demande ont t modliss:

un scnario dit cc Demande Basse reposant sur les hypothses de VisionsAdeme 2050 (consommation annuelle totale de 406 TWh, en moyenne sur lesdiffrentes annes climatiques considres dans ltude),

un scnario dit moindre matrise de la consommation bas sur uneprolongation tendancielle 2050 du scnario RTE 2030 Nouveau Mix (correspondant une consommation annuelle totale en 2050 de 487 TWh, enmoyenne sur les annes climatiques considres).

Des profils de consommations au pas de temps horaire ont ainsi pu tre tablis parusage et par secteur dactivit. La robustesse du modle a t valide sur lanne2013 avec les donnes relles de RTE par rgion.Les dtails mthodologiques sont exposs dans le document [Consommation].Ainsi, loptimisation permet de modifier les profils de demande en plaant la part dela demande flexible aux moments les plus opportuns. Ceci est explicit dans lesparagraphes suivants (section 3.2.4).

6 Combinaison de technologies cc Power to Gas (mthanation) et cc Gas to Power (TAC).~ Assimilable, en termes de caracteristiques technico-conomique des ACAES7 ou des batteries.

Figure li- Comparaison des LCOS des diffrents stockages

18

_*r,__aataI

3.2.3.2 La thermosensibilite du pare u lepreuve de plusieurs scnariosclimatiques

Actuellement, la demande lectrique franaise est climato-dpendante, en grandepartie cause de limportance du chauffage lectrique dans le parc de logementsfranais (35% du parc). Selon un rapport de RTE sur la vague de froid de 2012, 19h en hiver, un degr de moins en hiver entrainait une demande lectrique de 2 300MW supplmentaires.Ce constat, ainsi que la variabilit de production des nergies renouvelables, nous aincits retenir 7 scnarios climatiques contrasts (correspondant des annesrelles), afin de tester la robustesse du mix lectrique EnR optimis par notre modlepour lanne climatique de rfrence.Le graphique suivant illustre la thermo-sensibilit observe sur la reconstitution de laconsommation lectrique totale.__-~_______ _______________ _______

Impact de la temprature sur la courbe de demande lectrique- Semaine de Janvier

n- o

j

j ~ ~_t~ \~4v~~ V%lSI - \- -- j - J \._si~~~ ~

~: J

I I ~ Il)$fll? I I 7 I0flI~I~1? 2 4 ~ I0III4I~4? 1 I 1 2OI)t$flz I 4 7 IbflIbI~l7. 3 4 7 lbI)ISItl? I 4 I I0I)Ib2~l?Sawa Dmwfle

tantr.w.jc.n ICI I Ca~ctg~n 7011 . 20h t~1 7023

Figure 12- Thermosensibilit de la demande

Les consommations totales lectriques de la premire semaine de janvier (climat2011 et 2013) sont reprsentes en trait plein. Ces valeurs sont mises en parallleavec les Degrs Heures Unifis 18 (DHU18) qui sont des indicateurs de froid. Plusles DHU18 sont levs et plus la temprature extrieure est froide, ds lors que latemprature extrieure excde 18C, les DHU18 sont gales zro.En effet, de nombreux usages sont sensibles la temprature: le chauffage(rsidentiel et professionnel), les auxiliaires de chauffage et galement laclimatisation. La thermo-sensibilit nest donc pas uniquement observable en hiver.Dautres usages tels que lclairage sont influencs par la luminosit extrieure.Le graphique de la Figure 13 illustre le gradient thermique li aux hypothses 2050,compar au gradient historique. Le gradient de temprature est calcul heure parheure8. A climat constant (2013), on observe une diminution de plus dun tiers dugradient de pointe. La diminution des consommations de chauffage dans lersidentiel et le tertiaire expliquent ce constat. Une comparaison entre deux annesclimatiquement contrastes : 2011 et 2013 montre une variabilit annuelle forte. Elletraduit une forte thermo-sensibilit de la demande de chauffage des pompes chaleur.

8 Un nuage de point est ralis avec en ordonne les consommations horaires et en abscisse lestempratures extrieures. Les consommations ayant lieu lorsque la temprature excde 15C ne sontpas prises en compte.19

_*

Gradients de temprature nationaux

RTE 2013

Demande 2050 (VisionsAdeme)Climat 2013- Anne froide

Demande 2050 (Visions Ademe)Climat 2011 Anne chaude

2500

2000

~105

500

.~

~

~

o1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

heure

Figure 13 Gradient thermique 2050

Remarque: Comme cela est expos au paragraphe 3.2.5, une anne climatiquedimensionnante sera exploite comme anne climatique de rfrence dans lecadre de ltude. Pour celle anne climatique, les volumes de consommationannuelle sont respectivement de 422 T1A/h et 510 TWh pour les cas de rfrenceet cc moindre matrise de la consommation , et les pointes de demanderespectivement de 960W et 134 0W.

3.2.4 Pilotage de la demandeLtude retient les hypothses de parc de consommation lectrique des Visions 2050de lADEME. Sur ce parc, plusieurs usages de demande sont supposs flexibles en2050.

10.7 millions de vhicules lectriques ou hybrides rechargeables dont onoptimise la recharge des bornes, pour moiti situes sur le lieu de travail etlautre moiti au domicile (Figure 14) ; cela reprsente une flexibilit annuellede 16 TWh, avec une pointe de 7GW.

Lintgralit du chauffage des ballons deau chaude sanitaire (chauffe-eau) dusecteur rsidentiel est suppos pilotable au sein dune journe (exempleFigure 18), ce qui reprsente 7 TWh annuels, avec une pointe 4GW.

75% du chauffage lectrique tertiaire et rsidentiel (utilisant des PAC) esteffaable (avec report les heures suivantes, comme reprsent Figure 16), cequi reprsente 26 TWh sur lanne avec une pointe 14GW9.

La moiti des usages blancs1 de 75% des consommateurs rsidentiels estsuppose pilotable quotidiennement, soit 8 TWh annuels, avec une pointe 695 MW.

A travers ces hypothses, lADEME prsuppose que la diffusion dune secondegnration de compteur communicant lhorizon 2050 a permis de gnraliser ledploiement de dispositif permettant le pilotage des usages un cot trs rduit.

~ On considre au total 21.9 millions de btiments rsidentiels (36 millions de logements) et de 15.6de btiments tertiaires.10 Les usages blancs recouvrent les lave-linge, lave-vaisselle et sche-linge.

20

a rfra~c ~

Les hypothses dtailles de flexibilit du parc sont donnes dans le document[Modle].Remarques:

1. Lnergie efface est entirement reporte, suivant des contraintesspcifiques chaque usage.

2 Le cot daccs la flexibilit de la demande est suppos fixe et la puissancetotale de demande pilotable nest pas optimise, mais fixe en amont ; onsuppose que les normes internationales des quipements lectriquesimposeront cette capacit de pilotage et donc que les cots daccs cetteflexibilit resteront limits.

3. Le modle de simulation optimise le placement infra-journalier de cesdiffrents usages piotables.

Les vhicules dont la recharge est dite pilotable sont branchs des bornes derecharge (la moiti pendant la journe de travail, lautre moiti pendant la nuit - -Figure 14) suivant des chroniques darrive et de dpart11, mais la charge est pilotepar le systme (eg pilote par le gestionnaire du rseau), tout en sassurant que lesvhicules sont suffisamment chargs au moment o les utilisateurs les rutilisent. Leplacement de la recharge est optimis par le modle. Un exemple de pilotage de lacharge de vhicules lectriques est fourni sur la Figure 15.

DletrIbutlo.s journalire moyenn, des irrives et pMt des Olflrlbt,tion journalire moyenne de, arrives et dparts desvhlculee sa chargeant sur le lieu de tom8 vihkuies se chargeant au doinicle

30% 30%

Dparts du tian Dparts du domicile25% .. nfla k,rad.. as domicile

20% 20%

15% 15%

30% 10%

5% 5%

0% 0161 2 3 4 5 6 7 6 9 1011111314151e 17181920212223 2d 1 2 5 4 5 6 7 8 9 101152131415161711191021121324

saura

Figure 14- Arrives et parts de vehicules e ectriques chargs au travail ( gauche) ou au domicile ( droite)

Vhicules lectriques chargs sur le lieu de travail en lie de FranceProfil journalier moyen

700

600

500 --- -

400 ---------------~

300

0 1 2 3 4 $ 6 7 6 9 10 21 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Heure

Figure 15 - Exemple de profil journalier moyen de recharge de vhicules lectriques; cette courbe nest pas unehypothse, mais le rsultat du placement optimis de la demande par rapport la production EnR

~ Source : httD //www.cleVelooement-durable pouv fr/lMGfpdf/ED41 udi

21

Fb**bt, *fl

Le modle deffacements-reports de chauffage a t construit partir dune courbede simulations thermiques sur un parc de btiments reprsentatifs2 ; lorsquuneffacement a lieu une heure donne, la moiti de la consommation efface estreporte lheure daprs, le quart lheure suivante, Les rsultats de ce modlesont prsents sur la Figure 16.

Courbes deffacement-report de chauffageMW

9000 cFi~i age sans effacement

8000 Chauffage effac avec report (simulation thermique de btimentChauffage efface avec report (modle propos)

7000

6000

i3000 11111 III II

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Figure 16- Modle de report des effacements de chauffage

On observe sur la Figure 17 les effets du pilotage du chauffage: une partie de lapointe de consommation du soir, entre 18h et 20h, est efface et reporte pendant lanuit; de mme, on observe des effacements le matin entre 5 h et 9h, pour effectuerdes reports partir de midi et profiter des heures de fort ensoleillement.

Pilotage du chauffage en AlsaceProfil journalIer moyen

140 -Avant p, otage

120 Apres p otage

100

80

60 -

40

20

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Heure

Figure 17- Exemple de pilotage de la consommation de chauffage; il ne sagit pas dune hypothse mais du rsultat duplacement des effacements de chauffage en adquation avec la production dlectricit

Remarque: Les diffrents quipements de chauffage sont pilots alternativementpour viter le report de puissance obseiv une heure aprs sur la Figure 16(puissance) et ainsi obtenir comme sur la Figure 17 un lissage de la pointe associau chauffage.

12 Simulations thermiques ralises avec le logiciel COMFIE.

22

**bfl~*~Sfl

Le pilotage de leau chaude sanitaire et des usages blancs seffectue suivant unmodle qui rpartit librement une consommation journalire sur les heures de lalourne (entre 6h et 6h le lendemain) ; cet arbitrage est effectu de manire optimalepar le modle doptimisation (exemple Figure 18). Contrairement la situationactuelle, on constate que loptimum pour un systme trs fortement EnR est deplacer les consommations pilotables en moyenne aux heures de productionphotovoltaque.

La Figure 19 reprsente la rpartition par rgion des diffrents types deconsommation

la consommation non pilotable; la consommation effaable non efface,

suppose effaable qui na finalement paspartie parce que cela ntait pas utile pourcontraintes sur les effacements3);

la consommation efface puis reporte, correspondant la quantit dechauffage efface;

la consommation pilote quotidiennement, qui concerne lECS et la partpilote des recharges de vhicules lectriques et hybrides rechargeables.

Il sagit dune capacit deffacements en nergie correspondant la moyenne hivernale horaire deconsommation de chauffage effaable, qui ne peut tre sollicite 10000 deux pas de tempssuccessifs.

Figure 18- Profil journalier moyen de la recharge des ballons Seau chaude en Auvergne; l encore, il sagit du rsultatde loptimisation fournie par le modle

savoir la part du chauffaget efface par loptimisation (enle systme et en partie du fait de

23

0oConsommation effaablenon effaceConsommation pilotequotidiennementConsommation efface puisreporte

r.

Figure 19- Consommation 2050 rpartie par rgions (422 TWh annuels, pointe aprs pilotage 96GW

La puissance totale des quipements pilotables est une donne exogne au modle.Le cot dappel cette flexibilit (OPEX) a t considr comme nul (tant rendu service identique pour le consommateur).Le cot annuel (cot annualis dinvestissement et de maintenance) associ auxgisements prsents prcdemment a t estim par lADEME 450 Man,correspondant

420 Mtan pour le rsidentiel: 5.4 Mds annualiss sur 20 ans (36 millionsde foyers, avec un cot dinstallation de 100 par foyer et de 50 de relai decommunication et dactionneur)

33,5 M%an pour les recharges optimises de 2 millions de vhiculesparticuliers de jour14 et celles de 6.6 millions de vhicules utilitaires ouserviciels (prix du pilotage de 50 par vhicule15, similaire celui duneinstallation rsidentielle).

3.2 5 La prise en compte de lala mtorologiqueComme lillustre la Figure 20, les conditions mtorologiques gnrent des cartsimportants sur les productibles renouvelables dune anne sur lautre.

14 On suppose que le pilotage de la recharge nocturne est pris en charge par le systme de pilotagedes consommations rsidentielles.15 Hypothse plutt surestime, car il y aura plus de vehicules que de bornes.

ac

JGTWh

18TWh

e.an.Bijte Mn

eConsommation non piiotabie

e-w

As..t MO~~COe

24

a rta.aak,4.1

(Dni

o

o ~ o0 00 0

o no(N

oo On o I oc..J o I

o o I oni o oni o t

I I I I I I1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

yearsFigure 20- Comparaison historique des facteurs de charge des productions eoliennes en France. Les annes 006-2007 a

2012-2013 ont t utilises pour Itude.16

De manire prendre en compte ces alas et construire un mix nergtique qui nesoit pas adapt qu un unique scnario climatique (avec des phnomnesspcifiques non reprsentatifs), ltude exploite 7 annes dhistoriquesmtorologiques maille rgionale et europenne. Les productibles solaires etoliens ont t gnrs au pas de temps horaires (sur ces 7 annes), pour chacunedes 21 rgions franaises et des 5 zones frontalires. Ces historiques respectentainsi la corrlation des productibles entre eux ainsi quavec la temprature ( partirde laquelle ont t construits les scnarios de consommation associs).Remarque: Pour les filires hydrauliques, aucune donne de pluviomtrie corrleaux sries de vent, soleil et temprature n t utilise, en raison des difficultsrelatives la reconstitution des bassins versants et la prise en fonte de la fonte desneiges. Les donnes de productibles hydrauliques exploites pour ltude ont tfournies par RTE; elles correspondent une anne moyenne et non une annehistorique.

La Figure 21 et la Figure 22 illustrent la production des diffrentes filires EnR despriodes de lanne respectivement estivale et hivernale.

Loptimisation de parc a t ralise sur une anne considre commedimensionnante, du fait de la vague de froid de deux semaines (Figure 22)correspondant lhiver 2011-2012, qui concentre 6% de la consommation de lanne,avec une pointe 96 GW. Le parc optimis a ensuite t test sur les 6 autresscnarios (dont les pointes de consommation varient entre 86 GW pour le scnario2006-2007 et 97 GW pour le scnario 2008-2009).Remarque: Aucune hypothse de changement climatique n ~a t effectue danscelle tude.

~ Les annes prcdentes ne sont pas reprsentatives du productible olien, car il ny avait que peude sites installs.25

*b*S

tilOM pv au DemandeGothermie PV sur toitures lmportsFil de eau CSP Dslockage court-termeMare-motrice CognntionEolIen terrestre AIS rnthanlsatlonEolien en I,., Lacs et cluses

12GW50 heures ~iteIys

t-

*4, j11/07, 13h 19/07, 20h

Figure 21 Exemple de production EnR en PACA, pendant lt; la courbe de demande figure en trait plein noir

r

UIOM PV au DemandeGothermie PV sur toitures (1-s IniporisFil de reau Dsiocltage nter-saison&erMare-motrice Cognratton boit Dstocicage STEPEol,en terrestre NG Cognretion Dstocbge court-termeolien terrestre AG mthaninailonolien en mer tacs et cluses

120GW36 heures ~eI

490GW

606W

306W

3oIoc~E rflm,u,a F*5lCfl rae.xetea F*t~ttni r.,z,emee r,t~.m,. r~lt~,enim F~ll ~ltmrN raI&~Ier7ll.xmt~pFigure 22- Zoom sur la vague de froid correspondant fvrier 2012

Remarques:1. Plusieurs reprsentations de productions cumules , telles que celle Figure

22 sont produites tout le long de ce rapport Celles-ci comportent toujours unestructure similaire, savoir les diffrents types de productions empils les unsau-dessus des autres, avec de bas en haut, les productions non piotablesplates, les productions non pllotables, les productions issues de filirespiotables, les imports et le dstockage. Par-dessus-, la demande totale figureen trait plein noir. Afin de faciliter la lecture de la lgende, lbrdre d~apparitiondes fillres dans les graphiques suit celui de la lgende.

2. Les parties dimports ou de dstockage situes au-dessus de la courbe dedemande correspondent des exports. Il nest en effet pas exclu que desimports et des exports aient lieu simultanment, puisque des changes avecles pays frontaliers sont modllss dans 16 rgions; la France peut ainsi tretransite.

3.2.6 Valorisation du surplusAfin de pouvoir valoriser une partie du surplus de production renouvelable, on aconsidr quune partie de llectricit pourrait tre, certains moments, utilise pourdautres vecteurs nergtiques:

e Une partie du surplus est valoris en mthane, stock sur le rseau de gaz,puis r-exploit pour produire de llectricit. Plus de dtails sont fournis auparagraphe 3.3.2.une autre partie du surplus peut produire la chaleur ncessaire lalimentationdes rseaux de chaleur urbains, en substitution dautres ressourcesnergtiques.

Une filire Power to Heat a ainsi t modlise afin de valoriser sous forme dechaleur une partie du surplus de production. Cette filire reprsente la valorisation dellectricit par des pompes chaleur (PAC) pour injection sur le rseau de chaleur.

27

Pour viter de surestimer cette valorisation, lexploitation de cette filire est bornepar une disponibilit rgionale. Cette disponibilit est reconstitue partir de profilset volumes (hypothses des visions Ademe) de consommations de chauffage et ECSsur les rseaux de chaleur desquels on retire la production fatale de chaleur(rcupration de chaleur industrielle, usines dincinrations, ...).

MW Disponibilit du power to heat en Alsace500

400300200100

_____

Figure 23 . Exemple de courbe de disponibilit de valorisation power to heat (demande de chauffage, de aque e onretire la production de chaleur fatale)

3.3 Modlisafon detailleDans chaque rgion, une modlisation trs dtaille est adopte, avecreprsentation de douze filires non pilotables, de trois filires la productionpilotable et de trois types de stockage. Les capacits installes pour chacune de cesfilires sont optimises pour chaque rgion franaise.

3.3.1 Filires de production EnR3.3.1.1 Productions non pilotables

Chaque ressource renouvelable non pilotable a t modlise avec, pour certainesdentre elles, plusieurs filires reprsentes.Remarque: En 2050, le terme cc non pilotable pourrait tre considr commeinappropri du fait de la prsence de stockage et de la non-valorisation de certainesproductions (assimilable de lcrtement). Toutefois, les technologies modlisesne comportent pas de moyens de flexibilit ddis.Ainsi, on distingue:

deux filires oliennes terrestres (aux pales plus ou moins longues puissance donne, dites dancienne et de nouvelle gnration),

deux filires oliennes en mer (flottante et pose), trois filires marines (houlo-moteur, hydrolienne et marmotrice)17, deux filires photovoltaques (au sol et sur toitures), une filire hydraulique au fil de leau.

Deux filires non pilotables au profil constant sur lanne sont galementreprsentes : la gothermie et les usines dincinrations dordures mnagres(UIOM).

17 Les profils de production des filires marines ont t reconstitus grce aux donnes issues de labase Previmer.28

a Th.a*b1*fl

Chacune de ces filires prsente des gisements, profils de production et des facteursde charge diffrents pour chaque rgion. Cela permet au modle deffectuer uneoptimisation sur des critres fins tenant compte des caractristiques propres dechaque filire.Ces filires sont prsentes en dtail dans le document [Modele].Focus sur les oliennes de nouvelle gnration:

~tat des lieux et dvatiuons auenmjes pois les *o4lwmes types Installdes en 2013,2023 et 2033 Fl~ura 4s I I

t t

3 3 3b.

200 2033

des

Figure 24 Evolution des caractristiques des oliennes source Fraunhofer

Une nouvelle gnration de turbines oliennes apparat aujourdhui dans lescatalogues des constructeurs. Ces turbines, pales plus grandes pour unepuissance de gnratrice donne, offrent une production accrue des vitesses devent plus faibles. En contrepartie, la vitesse de vent maximale autorisant leurfonctionnement se trouve elle aussi rduite. Cette nouvelle technologie de turbinesdoit permettre daccrotre le potentiel de production des sites moins vents et ainsi,permettre de rendre exploitables des sites considrs aujourdhui comme nonrentables. La taille du rotor augmente : certain diamtre de ples atteignent ainsi 125m. La surface spcifique, dfinie comme la surface balaye par le rotor rapporte sa puissance, aujourdhui en moyenne autour de 2-3 m2/kW dans le parc installfranais avoisine 5-6 m2/kW sur les modles de nouvelle gnration en catalogue ce jour.Ces nouvelles machines, en dmarrant plus vite, atteignent plus rapidement leurpuissance nominale; Elles sintgrent ainsi plus facilement dans le systmelectrique grce un nombre dheure de fonctionnement pleine puissance plus lev.Il a t suppos plus lev de 30% dans le cadre de cette tude.Toutefois, cet avantage est contrebalanc par une moindre densit de puissance ausol. Ces nouvelles oliennes tant plus grandes, les distances inter-oliennes sontgalement plus importantes que celles utilises actuellement dans ledimensionnement des parcs pour limiter les effets de sillage.

Le modle doptimisation va donc pouvoir arbitrer entre un avantage systme et unbesoin de puissance.

29

_*FIS.* b Ibbt *

Exemple de parc installable pour 1 km2 de surface au sol dans la rgion Nord-Pas-de-Calais:

nombre de mts Nombre dheuresNombre dheures dePuissance du (pour des fonctionnement Production dans lanne oannuelle Puissance>parc oliennes de 2 pleine puissance 30%.Pnominale

MW)ancienne 8 MW 4 2470 h 19.7 GWh 3286 hgnrationnouvelle 5.3 MW

_ara..* ii~

oe

Nooo

aotO90000

Rduction de la production NGo

aotO900tO aotl300OO

3.3.1.2 Productions EnR pilota lesDans ltude, quatre filires de productions EnR pilotables sont considres:

une filire de cognration au bois, dont la production de chaleur estvalorise un prix correspondant au cot variable de fonctionnement dunechaudire bois dun rseau de chaleur;

une filire mthanisation, qui, tant donne une consommation journalire dedchets fixe de faon exogne, produit chaque jour du biogaz dans unvolume tampon journalier, dont la transformation en lectricit est pilote demanire optimale;

une filire solaire thermodynamique concentration (Concentrated SolarPower ou CSP), dont le productible journalier, dpendant de lensoleillement,est intgr un stock de chaleur journalier; la production lectrique estpilote de faon optimale au sein dune journe (Figure 28);

les centrales hydrolectriques rservoirs, qui reoivent des apportshebdomadaires en eau (reconstitus par rgion partir de donnes fourniespar RTE) dont le turbinage est optimis, avec une gestion annuelle simulepar des courbes guides hebdomadaires (quantit deau conserver dans lerservoir chaque fin de semaine)

r

oqo

~-1o

I

- ancienne gen Nationalno4swIlegen Natlcnal

t:

aot 30000

oo

Figure 26- Episode de forte production dune semaine pour la Bretagne ( gauche) et la France entire ( droite)

oe ancienne gen. Bretagne

nouvelle gen. Bretagne ---- ancienne gen National nouvelle gen National

C~Od

c-4ooO I

0 2000 4000 6000 8000Mur in year

Figure 27 Monotones calcules partir des donnes du scenario de ret ence

31

ast 1

En pratique, on observe que loptimisation placera les productions pilotables enopposition aux heures de production photovoltaque. Lhydraulique rservoir offrede surcroit lopportunit dune gestion inter-saisonnire, qui permet notamment defaciliter le passage des vagues de froid.

3.3.2 StockageLa principale caractristique dun moyen de stockage est le ratio Puissance/Energiestocke, dterminant le temps pendant lequel le moyen de stockage peut sedcharger pleine puissance. Ltude PEPS 18 avait identifi quen 2030 deuxprincipaux types de stockage permettraient de rpondre aux contraintes diffrentesimposes par le photovoltaque et lolien

le photovoltaque gnre, partir dun certain taux de pntration, un besoinsupplmentaire de flexibilit de quelques heures pour faire face cesvariations quotidiennes

lolien, dont les cycles de variation stalent habituellement sur plusieursjours (aprs foisonnement de la production la maille nationale), gnrequant lui un besoin de stockage de quelques dizaines dheures.

Sur cette base, afin de pouvoir atteindre lobjectif de 100% EnR, trois types destockage sont considrs dans ltude:

un stockage dit de court-terme (6 heures de dure de dcharge), reprsentantune mta-technologie assimilable, en termes de caractristiques technicoconomique des ACAES19 ou des batteries (exemple Figure 29);

des STEP2 permettant un stockage infra-hebdomadaire (32 heures de durede dcharge, Figure 31), et a fortiori galement un stockage infra-journalier(exemple Figure 30);

18 http:!/www.ademe.fr/etude-potentiel-stockage-denergies19 Adiabatic Compressed Air Energy Storage : stockage dlectricit par air comprim adiabatique.20 Station de transfert dnergie par pompage, constitu de 2 bassins hydrauliques des altitudesdiffrentes.32

Figure 28- Profil journalier moyen de production effective optimise de la filiere solaire thermodynamique concentraton CSP

~a rb..aab afl

un stockage inter-saisonnier ralis par lintermdiaire de filires power togas (mthanation) et cc gas to power . On impose un quilibre annuel entrela production de cc power to gas et la consommation de cc gas to powerles transferts interrgionaux du gaz sont raliss sur le rseau de gaz (donton prsuppose lexistence). Les placements gographique des filires decc power to gas et cc gas to power sont optimiss (et indpendants lun delautre). Les hypothses de cots et de performance de ces filires sont issuesde ltude ADEME cc Power to gas 21

Hormis les STEP, dont la position gographique est contrainte par lescaractristiques topographiques, ces moyens de stockage sont placs de faonoptimale entre les diffrentes rgions de France.

Les figures suivantes prsentent les profils moyens de stockage et dstockageobservs pour les diffrentes filires; ces comportements ne sont pas deshypothses dentre du modle mais les rsultats de loptimisation au pas de tempshoraire.Remarque on appelle profil journalier moyen associ une donne, une courbedont Pabscisse est constitue des 24 heures de la journe, et qui en ordonnereprsente, une heure h, la moyenne de la valeur de la donne sur les 365 heuresde Panne corresendant lheure h.

21 http://www.ademe.fr/etude-portant-Ihydrogene-methanation-comme-procede-valorisation-Ielectricite.excedentaire

Figure 29 Profils journaliers moyens de stockage (en rouge) et dstockage(en bleu) optimiss (MWh) de court-terme(valeurs nationales)

33

aaaahaI

4 000

3 000

2 000

1 000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 91011121314151617181920212223 Heureigure 3O~- Profils journaliers moyens de stockage (en rouge) et dstockage (en bleu) des STEP (valeurs nationales)

Comme pour la production pilotable, on observera, suite loptimisation, pour lestrois types de stockages modliss, un dstockage en opposition aux heures deproduction photovoltaque, avec un stockage essentiellement aux pas de tempsdensoleillement important : tous les stockages participent la satisfaction du besoinde flexibilit infra-journalier.En outre, le turbinage des STEP se produit en majorit en semaine, lors des plusfortes consommations, et le pompage plutt le week-end. Le power to gas to powerparticipe galement au stockage hebdomadaire (Figure 33), et est utilis pour lepassage dune vague de froid en fvrier, comme on peut lobserver Figure 34. LaFigure 35 illustre la cause du stockage notable en dcembre il sagit du mois aucours duquel la production olienne est la plus importante.

5000 MWhDstockageStockage

STEPProfil journalier moyen

I

Figure 31 Profils hebdomadaires moyens de stockage (en rouge) et dstockage (en bleu) des STEP (valeurs nationales)

_.r

8

7

6

S

4

3

2

1

8

7

6

5

4

3

2

1

GWh PCS

Production et consommation de gaz de synthseProfil journalier moyen

Gas to Power GWh -Power to Gas (GWh)

o i 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Heure

Figure 32 Participation du stockage inter-saisonnier la satisfaction du besoin de flexibilit infra-journalier

GWh PcSProduction et consommation de gaz de synthse

Profil hebdomadaire moyen

Gas to Power (GWh)Power to Gas (GWh)

Lundi Ma Mercredi Vendredi Samedi Dimanche

Figure 33 Participation du Power to gas to Power au stockage hebdomadaire

Figure 34 Stockage et dstockage inter-saisonnier

sst

Production PV et olien___ Gwh Profil annuel--C Production olienne (GWh)

30 00025 000 Productionfv4GWh)20 000isoioo -s0~

$~ .4- ~ e 4$ ~ e $ \ ~ ~ N~ 4 b 4I

Figu e 35- Rpartition mensuelle des productions nati es photovolta~ues et oliennes

Des dtails supplmentaires relatifs la modlisation des diffrents stockages sontprsents dans le document [Modle].

3 3.3 Rseau de transport inter-rgionalLe rseau de transport lectrique franais est modlis par des capacits dchangecommerciales entre rgions (Figure 36). LADEME na pas cherch reconstituer lerseau de transport physique tel quil existe aujourdhui.Ces capacits dchange sont optimises paralllement aux capacits de productiondes diffrentes filires.Comme cela est dtaill dans le document [Modle], on attribue un cot dinstallationde capacit de rseau (en MW) suivant une mtrique similaire celle utilise dansloptimisation de capacits de production EnR. Le cot dun MW supplmentairedinterconnexion entre 2 rgions a t valu partir dune estimation 2013 du cotannuel du rseau de transport inter-rgional ramen la capacit totale dun rseauinter-rgional optimis pour le parc de production actuel. On obtient ainsi un cotdinstallation de la capacit dchange entre deux rgions de 33 kMW/an.

Remarques:1. Les pertes en ligne sont dj comprises dans les scnarios de demande ; on

ne prend donc pas leur cot en compte.2. Le rseau de distribution nest pas modlis, et le cot de son ventuel

renforcement nest pas comptabilis. La majorit de la production des mixmodliss tant directement injecte dans les postes sources, l7mpact decette hypothse reste limit.

La prise en compte des autres cots de rseau est dtaille dans la section 5.1 -

~0 LiJfloons~, ~ - - -

.-

3.3.4 Modlisation des pays frontaliersOn modlise les pays frontaliers en se basant sur le scnario prospectif europen80% renouvelable construit par la commission europenne dans le cadre du projetRoadmap 2050 (Figure 37).Ce scnario a t retenu, car il propose des mix fortement renouvelables pourlensemble des pays europens, en adquation avec lhypothse 100% EnRfranaise effectue pour ltude, et cela pour un mme horizon de temps (2050).Les pays europens considrs (hors France) sont regroups en 5 zones frontaliresde la France

Central Europe: Allemagne, Belgique, Luxembourg, Pays-Bas; iberia: Espagne, Portugal; Mid Europe: Autriche, Rpublique Tchque, Slovaquie, Slovnie, Suisse; South Europe: ltalie, Malte; UK & Ireland : Angleterre, Irlande.

Le modle est dit cc en toile , avec des changes autoriss uniquement entre laFrance et ces zones.Une demande est modlise dans chacune de ces cinq zones (sans modle deflexibilit associ), ainsi quune reprsentation des producteurs par filire. Lescapacits installes de ces producteurs sont fixes en amont ( partir des donnesdu scnario de la Roadmap 2050, 80% renouvelable, illustr sur la Figure 37). Lesproductions thermiques sont optimises de manire satisfaire lquilibre offre-demande au pas de temps horaire de chacune de ces cinq zones. Les scnarios deproductibles oliens et solaires sont reconstitus partir des conditionsmtorologiques locales des mmes annes que celles utilises pour la France.

La projection 2050 des capacits dinterconnexions entre la France et ses frontiresa t estime partir du scnario Nouveau Mix de RTE 2030 et a t conserve

abk I ~Ibi

rGy

jersey,

:~~13rPa~ 1mev -R?,t -dl

e~,

Aqc

Figure 36 Carte du rseau interrgional la capacite dchange commercial de chaque segment, hormis lesinterconnexions avec ltranger, fait lobjet dune optimisation

37

~*ra*b .n.~

pour 2050 (23 GW lexport et 16 GW Iimport); ce total a t rparti entrefrontires au prorata des changes.

400 Parcs installs 2050 (GW) - pays europens par zones

350 8

300 Hydraulique Thermique renouvelable

250 CSPPv

200 78 Eolien offshoreEolien onshore

150 NuclaireFioul

100 128 7 Gaz36 B Charbon

50 23 8256

nCentral Europe Ul( & Ireland Iberia South Europe Mid Europe

Figure 37- Parcs installs des pays frontaliers de la France, scnario Roadmap 2050 80% ENR

3.4 Methode, critres et contraintes de loptimisationDans le cadre de cette tude, le critre minimiser est conomique; il sagit du cottotal annuel de gestion du mix lectrique franais, comprenant:

les cots dinstallation annualiss et de maintenances annuelles desdiffrentes filires de production et stockage;

les cots annuels dexploitation et dinvestissement relatifs au rseau detransport;

les cots variables de combustibles utiliss pour produire de llectricit, selimitant, dans le cas du mix 100% EnR, aux cognrations bois, dont le cotvariable de production revient 16 MWhe (aprs dduction de lavalorisation de la chaleur).

Les variables du problme rsoudre (au nombre de 14 millions environ)correspondent:

aux puissances installes de production et stockage de chaque filire danschaque rgion

aux productions de chaque filire EnR pilotable (hydraulique rservoirs,mthanisation, cognration bois - - j, dans chaque rgion franaise et danschaque zone frontalire, chaque heure de lanne

aux capacits des lignes interrgionales aux flux dlectricit circulant sur les lignes inter-rgionales chaque heure de

lanne au pilotage de la demande pour chaque rgion et chaque heure de lanne la production et la consommation de chaque type de stockage dans

chaque rgion, pour chaque heure de lanne.

38

Un grand nombre de contraintes (de lordre de 19 millions) sont simultanment prisesen compte par loptimisation

contrainte dquilibre offre-demande chaque heure de lanne, pour chaquergion franaise et dans les zones frontalires modlises, prenant en compteles capacits dimport-export,

contrainte de bilan annuel import-export neutre entre la France et ses paysvoisins,

contrainte de flux dlectricit entre les rgions born, chaque heure, par lacapacit dchange maximale,

contrainte de production maximale chaque instant, dans chaque rgionfranaise et chaque zone frontalire, pour chaque filire pilotable,

contraintes techniques associes des filires spcifiqueso comptitivit entre les filires oliennes terrestres classiques et

nouvelle gnration (une mme surface au sol par rgion pouvant treoccupe par lune ou lautre exclusivement, ou une combinaison deces filires),

o contraintes techniques lies aux stockages et dstockages (temps dedcharge, rendements, ...),

o bilan annuel neutre entre production et consommation de gaz desynthse,

contraintes techniques associes la flexibilit de la demande (capacitdeffacement limite en nergie, pilotage journalier dune partie de laconsommation, ...),

contrainte dinstallation minimale de capacit, fixe 5% du gisement pour lesfilires PV au sol, PV sur toitures et olien terrestre.

Dans la modlisation, certains lments ne sont pas optimiss mais exognes aumodle : la capacit de pilotage de la demande, les capacits de production despays frontaliers, les interconnections entre la France et ses frontires.

Remarque : afin de compenser les productions thermiques ltranger et celles de lafilire gas to power , tout en maintenant lbbjectif 100% EnR, les contraintessuivantes ont t intgres:

lutilisation de gaz pour la filire cc gas to power est compense par I injectioncautant de gaz vert produit par mthanation : le bilan annuel est neutre entreproduction et consommation de gaz de synthse;

les imports dlectricit depuis les pays frontailers sont compenss par autantdexports dlectricit 10000 renouvelables.

3.5 Plusieurs variantes et analyses de sensibilit autourt fd un cas de reference

Pour complter les rsultats obtenus sur un cas, appel cas de rfrence , sixvariantes de mix nergtiques adapts des contextes diffrents (dun point de vuetechnique, politique ou socital) ont t optimises. Quatre analyses de sensibilitont galement t ralises, de manire mesurer limpact de certains paramtresspcifiques sur le parc nergtique et sur le cot de la fourniture dnergie.Plus prcisment, les variantes et analyses de sensibilit (regroupes sur la Figure38) correspondent aux contextes suivants

39

_.r

Moindre matrise de la consommation: la fois le volume et la pointe deconsommation augmentent sensiblement (respectivement de 20% et 40%), demanire mesurer limpact de la matrise de la demande sur le cot total dunsystme lectrique 100% renouvelable.Progrs technologiques volutionnaires: les cots de certaines technologies(marines et stockage de court-terme) sont supposs fortement rduits dici 2050, et la filire mthanisation voit son gisement augment du fait delmergence des micro-algues. Lobjectif tait notamment destimer lesservices rendus au systme par les nergies marines condition que leurscots diminuent sensiblement.

X% EnR: trois variantes calculent les mix optimaux si le taux de productionEnR impos nest pas de 100%, mais de 40%, 80% et 95%; cela permetdvaluer un cot du verdissement de lnergie, notamment des dernierspourcents.

Renforcement rseau plus difficile: le cot de linstallation de capacitsdchanges inter-rgionaux est tripl, dans le but de mesurer limpact dunefaible acceptabilit relative au rseau.

Acceptabilit plus restreinte : les gisements de grandes centrales au sol etdolien terrestre sont fortement rduits ; il sagit galement dapprcierlimpact dune faible acceptabilit, relative ici loccupation terrestre par lesEnR.

Impact de lolien NG : un mix optimal a t calcul en labsence dolien NG,de manire estimer limportance pour le systme de cette filire.

Impact du PV: une optimisation sans les filires photovoltaques a tralise, pour mettre en vidence limportance de la complmentarit desfilires EnR, en particulier entre le PV et lolien.

Impact dune anne sche: un calcul avec un productible hydraulique annuelrduit de 30% a t effectu, dans le but de sassurer de la couverture durisque de scheresse.

Impact dun taux dactualisation plus avantageux : le taux dactualisation utilispour annualiser les cots dinstallation des filires a t rduit (de 5.25% 2%) ; limpact du soutien au financement des filires EnR a ainsi t analys.

Progrstechnologiquesvolutionnaires

80%ENR

< 100% CNR

95%ENR

Renforcementrseau plus difficile

Consommationplus elevee

Impact eun tauxdactualisation plus

avantageu ?

Acceptabil t pI srestreinte

Impact de leoliennouvelle

gnration

Impact duneanne seche

Figu e 38- Un cas de r rence, se t variantes et quatre analyses de sensibilit

Cas le rfrenCe 1% ENR

_.

4. Quelles sont les conditions optimales pourun mix lectrique 100% renouvelable en2050?

4.1 Plusieurs mix lectriques sont possiblesSelon les hypothses envisages, ltude permet didentifier plusieurs mix possiblespermettant de rpondre la demande avec un mix de production lectrique 100%renouvelable et sans dfaillance22.

C d ~f2 Cas de Progrs techniqueas e re erence Evolutionnaires

250 6W 02 lM~.

.a tbn.aaba

Le cas de lacceptabilit modre comporte une faible proportion dolienterrestre et PV au sol, compenss par une importante part de PV sur toitures,et par lmergence de la filire houlomoteur; beaucoup de stockage et decapacits dchanges sont associes ce mix, du fait de profils de productionmoins lisses des filires installes.

La description plus dtaille de ces 4 principaux scnarios est donne dans lesparagraphes qui suivent.

4.1.1 Cas de rfrenceCe paragraphe prsente brivement les rsultats de loptimisation du cas derfrence. Il correspond, non pas ncessairement au mix le plus souhaitable,mais au mix optimal conomiquement rpondant aux critres centraux de ltude.

4.1.1.1 Resultats nationaux globauxOn obtient le parc national prsent sur la Figure 40, avec les productionsannuelles associes Fi ure 41.

Capacits installes par filires 1Gw)Cas de rfrence7,63 0.14 Bols

13,21 0. 3,00 0,43 UIOM8:92 25,45 PVtoiture

9,98 ~ Eolien terrestre NG Eolien terrestre NG

Eolien en mer posEolien en mer flottant

22,92 37,64 MarmotriceHoulomoteurHydrolienneHydraulique lacFil de eauGothermIeCsp

7357 Mthanisation

Figure 40- Capacits installes par filire - cas de rfrence

a fl.S

Production annuelle par filire (TWh)Cas de rfrence

1,18 8,03 Bois0,50 2 54 3,76

27,39 33,88 UIOM30,15

PVtoiture0,00 51.44

0.00 PVsoI41.88

Eolien terrestre NG

Eollen terrestre NG

Eolten en mer pos52.92

tolien en merflottantMarmotrice

Houlomoteur208,29

Figure 41 Production nationale par filires cas de rference

La production se dcompose en 63% dolien, 17% solaire, 13% hydraulique et 7%de thermique renouvelable (incluant la gothermie). Ainsi, mme si lnergiephotovoltaque est moins chre dans 29% des rgions, le ratio PV/olien reste de .Ce ratio est cohrent avec une tude du Fraunhofer IWES23 qui construit, pourlAllemagne, un mix optimal 80% renouvelable avec une production PV de 152 TWhet une production olienne de 650 TWh24. On tudiera au paragraphe 6 lvolution dece ratio pour des mix diffrents.

Le graphique Figure 42 reprsente, pour chaque filire, la part du gisement sollicite.La filire cognration au bois, malgr un LCOE plus important que la plupart desfilires (Figure 7), est exploite en totalit, du fait de son caractre pilotable. La filireolienne terrestre (en agrgeant nouvelle et ancienne gnration) exploite 75% deson gisement.La part de PV installe concerne essentiellement les grandes centrales au sol ; celase justifie par un facteur de charge globalement plus important que celui du PV surtoiture, alors que les cots dinstallation au MW sont comparables. En outre, lemodle ajoute 7 GW de PV sur toitures (dans les rgions fort ensoleillement) enplus des 18GW quon lui impose comme seuils minimaux.

~: EnergieWirtschaftliche Bedeutung der Offshore WindEnergie fr die EnergieWende, FraunhoferIWES, 201324 cette comparaison reste relativiser, puisquelle fait rfrence un scnario 80o ENR, dans unpays o le facteur de charge photovoltaque est globalement plus faible.44

_*FI~aS h

4.1.1.2 Rsultats rgionauxLes cartes suivantes (Figure 43 et Figure 44) reprsentent respectivement lesproductions et capacits installes par filire, rparties par rgion.

La production olienne est majoritairement issue de la filire nouvellegnration. Si les LCOE nationaux globaux des deux filires sont identiques,on observe que lolien nouvelle gnration est install en priorit sur lolienclassique dans les rgions o son LCOE est plus bas, rgions avec peu devent.Nanmoins, le LCOE nest pas le seul critre darbitrage. Ainsi, en PACA, onobserve que le gisement olien en mer pos est satur avant celui du PV surtoiture, qui prsente un LCOE infrieur (63 YMWh pour le PV sur toitures,contre 78 MWh pour lolien en mer). Loptimisation a ainsi privilgi unprofil de production journalier plus plat par rapport un profil prsentant uneforte production aux heures mridiennes, heures pour lesquelles la productionnationale est dj trs leve.Autre exemple : dans la rgion Nord Pas de Calais, o les filires nouvelle etancienne gnration prsentent un LCOE identique, on constate quelles sontprsentes simultanment (700 MW de NG et 1.9 GW de AG). En effet, largion est fortement importatrice, avec des gisements saturs en olienterrestre et en mer, ainsi quen PV au sol (la seule filire non sature est le PVsur toitures, dont le cot dans cette rgion revient 98 YMWh). Loptimisationaffecte ainsi une partie du gisement olien la filire classique, ce qui permetune puissance maximale dlivre plus leve, surface au sol contrainte.

Figure 42 . Saturation des gisements par filire

Remarques:1. Les 96 0W dolien terrestre reprsentent environ 50 000 oliennes (contre

4 000 ce jour), et les 10 0W dolien en mer correspondentapproximativement 5 000 oliennes, ce qui peut poser des problmesd~cceptabilit sociale. Cette question est tudie plus en dtails auparagraphe 5.9.

2. Le rsultat de lbptimisation du cas de rfrence ne fait pas apparatrednergies marines cause du cot de production lev pour ces filires dansle scnario de rfrence. Une des variantes expose au paragraphe 5.8 traiteun contexte qui voit merger ces nergies.

ds rfr.aaa~ *

10 S3TWhO 7TWh

l-iyd rolienne[loulomoteurMare-motriceFil de leauLacs et clusesCognration boisUIOMMthanisationGothermiePVau solPV sur toiturescSpEolien terrestre ACEolien terrestre NG

[olien en mer u e pEolien en mer flouant s

Figure 43 - Productions par filire et par rgion (total national :482 TWh)

27GW

Q 3GWe

HydrolienneHoulomoteur bMare-motriceFil de leauLacs et clusesSTEPCognration boisUIOMMthanisationGothermiePVau solPVsurtoituresCSpEolien terrestre AGEolien terrestre NGEolien en merEolien en mer flouant

Gaz de synthse irtelysStockage court terme

Figure 44 Capacits par filire et par rgion (total national - 232 GW, incluant le stockage)

4.1.1.3 Comparaison au mix electrique actuelLa capacit nationale installe est de 196 GW, soit une augmentation de plus de55% par rapport au parc actuel (ce qui sexplique aisment par les diffrences de46

~*ri~h fl~s.afl.

taux de charge entre les filires EnR installes, et les filires thermiques actuelles).La production totale annuelle baisse de 11% par rapport la production actuellealors que la consommation baisse de 14%, et que lon passe dun bilan globalementexportateur des imports et exports quilibrs sur lanne (lune des contraintes deloptimisation du mix 100% EnR est dquilibrer les changes). Ces 3% de diffrence,soit 14 TWh de surplus (en plus de la valorisation par le powerToHeat et lamthanation) sont considrs comme crts ou non valoriss dans le cadre decette tude.La Figure 45 permet dobserver lvolution de la rpartition rgionale des productionsdlectricit. La rpartition est globalement plus uniforme pour le mix optimis,notamment du fait de labsence de contraintes de paliers dinstallation (quiconcernent les tranches de la filire nuclaire).

10 4.O llWhM.rtmoirk* . -Fidert.u -. -. . -Ijcset&iuksCo$nratian ~ t---.010M - -Mtihanisauion -

aPV~usoi -PVsurIoiivtn . . CSPLob, terrestre ~ - -[o~enterrntreKO t - - - eEobnenmi $ ~- ,-~ -- -

(CG, ~~t- .~sFigure 45 Comparaison de la rpartition rgionale des productions dnergie entre aujourdhui ( gauche) et 2050 (a

droite)

4.1.2 Autres mix possiblesLincertitude sur les paramtres dfinissant le contexte 2050 est importante.Certaines hypothses peuvent avoir un impact assez sensible sur le rsultat obtenu.Aussi, ltude envisage-t-elle plusieurs mix lectriques possibles en fonction deshypothses de cot des technologies, de facilitation de dveloppement du rseau etdacceptabilit sociale des EnR.

4.1.2.1 Progres technologiques volutionnaires (PTE)Cette variante suppose que les progrs technologiques raliss lhorizon 2050seront plus pousss, principalement pour les nergies marines (le LCOE passant de110 60 /MWh, comme cela est prsent dans le document [Cots]). Cetterduction suppose de cot permet dobserver lmergence des nergies marines,comme cela apparat Figure 46.Remarque: les progrs technologiques pris en compte sont uniquement relatifs des rductions de cots et laugmentation de gisement de la filire mthanisation.Aucun aspect technique, tel que des volutions de rendements, na t considrdans ltude.

aab 1

Capacits Installes par filires (6W)PTE

0,14 Bois1,20 0, 2 0.~3 UIOM

13,21 7,63 1959 PV toiture3,00 pv soi

Eolien terrestre NG9go Eolieri terrestre NG

25,48 Eolien en mer pos0,24 Eolien en mer flottant

5,79Marernotrice

544 HoulomoteurHydrolienneHydraulique lacFil de leauGothermie

22,95 CSP

Mthanisation53,09

Figure 46- Capacites installes par filire - cas PTE

Production annuelle par filire (TWh)22 56 PTE1,18 10470.50 3,76 UIOM

2209 PVtoiture~720 36,41 PVsol

13,16 Eolien terrestre NG Eolien terrestre NG

Eolien en mer pose43,79

Eolien en mer flottantMarmotrice

0,48 Houlomoteur

25,32 Hydro enneHydraulique lac

154,39 Fil de leau22,43 -

Geothermie

53,00 CSPMthanisation

Figu e 47 - Productions annuelles par filire - cas PTE

Cette variante est approfondie dans la section 5.8.4.1.2.2 Renforcement rseau difficile

Cette variante se positionne dans un cadre de renforcement difficile du rseau detransport, par exemple du fait de la construction de lignes souterraines pour desquestions dacceptabilit. Le cot de linstallation capacitaire de lignes inter-rgionales est suppos tripl dans ce contexte. Les rsultats (Figure 48) montrentque dans ce cadre, loptimisation favorise linstallation de PV et dolien classiquepar rapport lolien nouvelle gnration. En effet, dans ce scnario, la productionlocale est favorise par rapport aux imports extra-rgionaux, et les installations

48

_sri

dEnR sont effectues en priorit dans les rgions o les besoins sont les plusimportants, plutt que dans celles o les productions sont les plus rentables (avecles facteurs de charges les plus importants25). En outre, surface au sol donne,lolien ancienne gnration offre (structurellement) un gisement en puissance plusimportant que la nouvelle gnration, et, associ du stockage, permet de satisfaireles quilibres offre-demande locaux, comme cela est dtaill au paragraphe 5.6.

La puissance rseau installe baisse de 40% par rapport au cas de rfrence, soitde 68 GW 41 GW. La part des imports dans la consommation des rgions baissede 22% en moyenne (baisse de 2% 46% en fonction des rgions). Ainsi, malgrune diffrence apparente assez faible des mix lectriques installs au niveaunational, cette variante traduit toutefois la mise en place dquilibres locaux plusimportants.

Capacits installes par filires (GW)13,21 Renforcement rseau difficile0,14 B0,42 0,920,24 UIOM00 0,430, PVtolture

29,957,23 PV 50

Eolien terrestre NG Eolien terrestre NG

Eolien en mer posEollen en mer flottantMarmotrice

37,04 40,11 I4oulomoteurHvdrolienneHydraulique lacFil de leauGothermieCspMthanisation

64,87

Figure 48-Capacits installes par filire cas du renfor ement rseau difficile

25 Ainsi, une augmentation de 20% de la capacit de ~v sur toitures ninduit quune augmentation de13% du productible annuel issu de cette filire.

49

ka*bIafl.

Production annuelle par filire (TWh)0,50 Renforcement rseau difficile

Bois33,88 1,18 8,03 22,70 3,16 UIOM

PV toiture39 33,50 PV sol

0,48 Eolien terrestre NG0,00 53,62 Eolien terrestre NG

29,75 Eolien en mer pos

Eolien en mer flottantMarmotriceHoulomoteurHydrolienneHydraulique lacFil de leauGothermiecspMthanisation

186,06

Figure 49-Productions annuelles par filires cas du renforcement rseau difficile

4.1 2.3 Acceptabilit sociale modreOn se place, pour cette variante, dans le cadre dune acceptabilit sociale modre,cest--dire que les gisements accessibles par les filires utilisant de lespace au solont t plus fortement contraints. Pour les centrales photovoltaques au sol, desrestrictions supplmentaires sont mises en place sur le type de sol accessible parcette technologie, aboutissant un gisement potentiel de 25 0W (au lieu de 47).Pour lolien terrestre, la prise en compte de scnarios de dploiement bass surdes exercices de prospectives rgionales aboutit un gisement potentiel de seulement61 GW (pour des oliennes AG).Dans ce contexte, pour satisfaire lquilibre offre-demande, le systme fait appel denouvelles filires moins contraignantes dun point de vue acceptabilit sociale,notamment les nergies marines et les modules photovoltaques sur toitures.La capacit installe totale est globalement stable (196 GW), mais la productiontotale annuelle diminue de 2% (de 482 474 TWh), du fait de limportantesollicitation de PV sur toitures, au facteur de charge moins lev que les filires quilremplace. La capacit du rseau augmente de 18% par rapport au cas de rfrence(de 68 0W 80 GW), notamment pour compenser le caractre plus localis de laproduction (dans les rgions littorales et du Sud). Plus de dtails seront fournis cesujet au paragraphe 5.4, en particulier sur la faible sollicitation de la filirehydrolienne.

a CIa..

Capacits installes par filires (GW)Variante acceptabilit modre0,14

7,63 0,42 0,92 3,00 043

Bois5,11 UIOM0,24 PV toiture

9,38 PV solEolien terrestre NG

68,31 Eolien terrestre AS

15,36 Eol en en mer posEohen en mer flottantMarmotriceHoulomoteurHydrolienne

18,26Hydraulique lacFil de f eau

29,48 24,35 GothermiecspMthanisation

Figure 50-Capacits installes par filire - cas dune acceptabilit modre

Production annuelle par filire (TWh) BoisVariante acceptabilit modre

1,18 UIOM

33,88 0,50 8,03 23,30 3,76 PVtoiture27,39 PV sol

1,09 Eolien terrestre NG

22,58 87,73 Eolien terrestre AG

0,48 Eolien en mer posEolien en mer flottant

Marmotrice32,57 Houlomoteur

HydrohenneHydraulique lacFil de eau

Gothermie82,48

CSP44,44 Methanisation

Figure 51 - Productions annuelles par filires - cas dune acceptabilit modre

4.2 La mixit technologique est essentielle4.2.1 Complmentarit du solaire et de lolien

Dans un contexte avec trs peu de moyens pilotables, il semble en premier lieuvident que la mixit des technologies est un facteur de rsilience du systmelectrique, le rendant ainsi moins dpendant des phnomnes mtorologiques

51

, s rfra

extrmes. Ltude a permis de dvelopper davantage cet argumentaire en chiffrantlintrt conomique apport par la mixit des technologies.Le mix technologique optimis exploite la fois les technologies solaires et oliennes.

4.2.1.1 Analyse du cas de rfrenceLes deux technologies sont en effet complmentaires: les technologies oliennes(au profil journalier plus plat en moyenne) assurent globalement de la productiontoute lanne, et notamment lhiver (exemple en dcembre Figure 52), tandis que laproduction solaire permet de fournir de lnergie bas cot (la forte production auxheures mridiennes tant compense par le pilotage de la demande et les capacitsde stockage ncessaires pour assurer lquilibre offre-demande lors de lultra-pointe).

* FI~a*k flhib.e1

UIOM Pvausol DemandeGothermie PV sur toitures ImpactsFil de eau CSP Dstoclcage court-termeMare-motrice Cognntion bois Dstockage inter saisonnierZolien terrestre NG Cognration Dstoclcage STEPZolien terrestre AS mthanisationEolien en mer Lacs et cluses

120GW 62 heures

( )

90GW

606W ~j30GW I

**. o_li

0112, 13h 29 12,22hFigure 52- Production cumule en dcembre essentiellement alienne

On constate sur la Figure 54 que la forte production PV franaise et des paysfrontaliers est stocke la journe en t, non seulement pour remplir les stocks inter-saisonniers, mais galement pour dstocker et exporter la nuit vers les paysfrontaliers (Figure 53) ~Remarque le prsent rapport produit plusieurs reprsentations de cc consommationscumules , telles que celle Figure 53. Celles-ci comportent toujours une structuresimilaire, savoir les diffrents types de consommations (piotables et non piotables)empils les uns au-dessus des autres, dont la somme correspond la demandetotale (en trait plein noir). Au-dessus de la demande totale, on peut visualiser lesexports ainsi que le stockage.

26 Ce constat serait bien sr diffrent si des capacits de stockage supplmentaires taientdveloppes ltranger.53

Exports Stockages la journeconsommation non t Stockage interpilotable saisonnierconsommation pilote. Exports la nuitquotidiennement Stockage STEPDemande Dstockage court-terme

1000W17 heures ~rteIys

s

x~.a ,,.,tze,,,a ca~~.AM I2~t ~.,.,en, j*&s. ,.,.~,,as ,_,i. ~, ,.,, ~,a

Figure 53 courbe de demande pilote, deux me semaine dao

(110M Pv au soi DemandeGothermie PV sur toItures ImportsFil de leau cspMare-motrice Cognration bois Dstockage inter-saisonnier Surproduction PV etEollen terrestre NO j_ Cognratlon Destockage STEP -EoIien terrestre AG mthanlsation Dstockage court-terme imports la ourneeEoiien en mer Lacs et cluses

Dstockage la nuit1006W ~ - _~rteIys

s

75GW

506W

256W

..4,~,aM, ~,n. jqlt ~e,,a,. ~ A.,2.s,a ~ ..q,4 ~*~ ~~ ~I. ~mfl

Figure 54 Courbe de production, deuxime semaine daot

4.2zL2 Quelle valeur du PVapporte au systme?Pour quantifier limportance de la mixit technologique, un parc lectrique sansPV a t optimis (Figure 55). On constate quen labsence de PV, le systmelectrique doit faire appel des gisements supplmentaires, qui savrent moinsrentables (les gisements les plus rentables tant dj sollicits par le modle), pourles filires oliennes terrestre et en mer flottante. Ainsi, le cot capacitaire EnRaugmente de 4% (de 32 33 milliards par an). Si un tel surcot semble relativementfaible, il ncessite cependant une importante acceptabilit sociale, avec uneaugmentation des capacits installes de 14% pour lolien terrestre et de 50% pourlolien en mer, En outre, si lon ramne ce surcot lnergie photovoltaqueremplace par dautres ressources (82 TWh), on en dduit un surcot duremplacement du PV de 24 MWh.Le fait dexploiter plus de gisement dune mme filire suscite galement un besoinaccru de stockage (pour compenser les priodes sans vent), notamment de court etmoyen terme (6 et 32 heures respectivement), avec une augmentation capacitaire de23o (1.6 GW supplmentaires de STEP et 2.9 GW supplmentaires de stockage decourt-terme), dont le surcot annuel est estim 400 M54

Fb**b *i1

En outre, dans certaines rgions, loptimisation va prfrer installer des filires auxLCOE plus levs (nergies marines notamment) plutt que les moins chres, demanire assurer une complmentarit entre profils; ainsi, on observe sur la Figure56 que les profils des filires oliennes sont trs proches, ce qui justifie lexploitationdune filire marine dans ce contexte, mme si cela augmente le cot de revient delnergie. Les nergies marines viennent ainsi se substituer au PV pour assurer lacomplmentarit entre filires.

- r

276W

Q 3GwHydrolienneHoulomoteurMare-motriceFil de reautacs et clusesSlIPCognration boisUIOMMthanisationGothermiecspFolien terrestre ASEolien terrestre NGEolien en merEolien en mer flottantGaz de synthse -CAES %rtelys

Figure 55 Carte es capacits obtenues suite une optimisat on sans les hres PV

Ecarts entre les profils de disponibilits annuels au pas hebdomadaire de la filire

06 olienne NG et ceux dautres filires05

Ecart avec lafilire olienneen mer pose

Ecart avec lafilirehoulomoteur

-0,3-0,4

Figure 56- Ecarts entre profil hebdomadaires moyens en Pays de Loire

_*__

4.2.2 Arbitrage entre les filires oliennes terrestres ancienneet nouvelle gnration

Comme voqu au paragraphe 4.1.1.2, on observe que larbitrage entre les filiresoliennes terrestres est ralis suivant un critre de LCOE27. Ainsi, dans les rgions vent fort, lancienne gnration est privilgie, car son taux de charge lev luipermet de produire un cot trs rentable. Dans les rgions vent faible, la nouvellegnration est favorise, puisquelle prsente un taux de charge nettement suprieur celui de lancienne gnration.Globalement dans le scnario de rfrence, 63% de la production nationale annuelleest de source olienne terrestre, assure 80% par la filire nouvelle gnration.Pour mesurer quel point la filire nouvelle gnration est dterminante vis--vis dela place prpondrante de lolien terrestre dans le mix, une analyse de sensibilit at mene; une optimisation du parc et du rseau a t ralise, sans possibilitdintgrer la filire nouvelle gnration.Le mix optimis sans olien nouvelle gnration est reprsent sur la Figure 57. Lacapacit olienne terrestre est en augmentation (de 14%) par rapport au cas derfrence, et reprsente la moiti du parc install total (galement en lgreaugmentation, de 12%). Cependant, la production olienne terrestre totale se voitrduite (de 7%), du fait des facteurs de charge olien ancienne gnrationglobalement plus faibles que ceux de la nouvelle. En outre, le prix moyen annuel delnergie issue de la filire olienne ancienne gnration augmente de 60 63 YMWh, puisque des gisements moins rentables sont sollicits pour celle filire.Pour compenser cette baisse de la production olienne terrestre, loptimisation faitappel dautres filires, aux profils complmentaires (7 GW supplmentaires de PVsur toitures sont installs, ainsi que prs de 3 GW dolien en mer), mais plus cherspour le systme. En outre, laugmentation du parc install de photovoltaque induit,en parallle une augmentation de la capacit installe de stockage de court-terme(de 15%, soit 2 GW). Ces modifications du mix induisent des surcots capacitairesannuels de production de 400 M~ de stockage de 200 Met de rseau de 100 M~soit 1% du cot total annuel de gestion du mix lectrique franais par rapport auscnario de rfrence. Les conomies gnres par la filire NG reprsentent ainsi3 JMWh olien, soit 5% du cot de production de lnergie olienne NG.Remarque : Ce rsultat est fortement li aux hypothses de profils de production desfilires oliennes AG et NO. Plus de dtails sur la reconstitution de ces profils sontdisponibles dans le document [EolienPVJ.

27 Les LCOE cibles des deux technologies oliennes AG et NO ont t considrs comme quivalentsen moyenne nationale, bien que la structure de cot soit diffrente entre les deux technologies(CAPEX par MW suprieur pour lolien NO, mais productible suprieur), cette galit au niveaunational se traduit cependant par de lgres diffrences au niveau rgional, selon que le gisement devent est suprieur ou intrieur au vent moyen sur le territoire national.56

_.r

Capacits installes par filires (GW)0,42 Sans Eolien NG

13,21 0,140 24 7,63 3,00 0,430,00

Bois0,00 32,67 UIOM

12,64PV toiturePVsoIEolien terrestre NG

Eolien terrestre AG39,16 Eolien en mer pos

Folien en mer flottantMarmotriceHoulomoteurHydrolienne

0,00 Hydraulique lacFil de leauGothermie

109,00 CspMthanisation

Figure 57-Capacits installes par filire Cas sans olien NG (219GW installs)

Production annuelle par filire (TWh) BoisSans Eolien NG

1,18 8,03 UIOM

33,88 0, 0 22,69 3,76 PVtoiture27,39

5 PVsol0.48 o,8&0

0,0 Eollen terrestre NG53,23

Eolien terrestre AG53,03

Eolien en mer pose

0,00 Eolien en merflottantMarmotrice

Houlomoteur

Hydrolienne

Hydraulique lac

Fil de leau

Figure 58- Production annuelle par filire - Cas sans Eolien NG

Cette analyse de sensibilit permet de vrifier que la filire nouvelle gnrationfavorise lintgration de la production olienne dans le mix optimis, notamment dansles rgions vent modr. Lolien ancienne gnration est quant lui valoris dansles rgions vent fort, dans lesquelles il est plus rentable que la nouvelle gnration(ainsi le cot de revient moyen annuel de lnergie fournie par la filire nouvellegnration dans le cas de rfrence est de 64 /MWh, tandis que celui de la filireancienne gnration est de 60 MWh).

57

4.2.3 Une mixit technologique avant tout nationaleLalgorithme sappuyant sur une donne unique (par rgion) de cot et de taux decharge, loptimisation conomique installe, dans chaque rgion, les filiresprsentant les meilleurs rapports cotlefficacit. Une plus grande diversit des LCQEpar rgion augmenterait la mixit technologique au sein de chaque rgion. A unniveau national, la mixi