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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

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Page 1: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

MENA CSP KIP

Analyse prospective du rôle potentiel

du solaire CSP dans le mix électrique

de la Tunisie – Phase I

Juillet 2018

Page 2: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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

Page 3: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

1. Objectifs de l’étude

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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

Page 5: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

2. Présentation du modèle et des scenarios identifiés

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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 7: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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 8: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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

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3. Principaux résultats

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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

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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

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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 13: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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 2.637 4.422 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

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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

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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

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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

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4. Principales conclusions et recommandations

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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

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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

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Merci !

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Annexe 1 : hypothèses utilisées dans le modèle

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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

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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

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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 -

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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 26: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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 27: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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 28: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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 29: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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 30: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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 31: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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 32: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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 33: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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

Page 34: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

Annexe 2 : résultats des analyses de sensibilité

Page 35: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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 36: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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 37: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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 2178 2444

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 38: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

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

Page 39: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

Page 38 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40 44

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.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40 44

Pro

du

ction

hora

ire

en M

Wh

2025 2035

Page 40: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

Page 39 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

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.

2025 2035

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

Pro

du

ction

hora

ire

en M

Wh

Page 41: MENA CSP KIP - cmimarseille.orgPage 1 CSP MENA KIP –AT Tunisie Juillet 2018 1 Contexte et objectifs de l’étude 3 Principaux résultats de l’analyse 4 Principales conclusions

Page 40 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018

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