mena csp kip - cmimarseille.orgpage 1 csp mena kip –at tunisie juillet 2018 1 contexte et...
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MENA CSP KIP
Analyse prospective du rôle potentiel
du solaire CSP dans le mix électrique
de la Tunisie – Phase I
Juillet 2018
Page 1 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Contexte et objectifs de l’étude1
Principaux résultats de l’analyse3
Principales conclusions et recommandations4
Sommaire de la présentation
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés2
► Présentation des scenarios identifiés pour la modélisation du système électrique
► Présentation des hypothèses retenues pour la modélisation
1. Objectifs de l’étude
Page 3 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Principaux objectifs de l’étude1
Réaliser une modélisation complète du système électrique tunisien, permettant d’optimiser les coûts
du système et tenant compte des spécificités tunisiennes1Évaluer le potentiel du solaire CSP ainsi que son rôle dans un système électrique optimal2Identifier des possibilités de finance concessionnelle pouvant permettre le financement de projets CSP
à moindre coût et évaluer les bénéfices socio-économiques de cette technologie3Réaliser une mise à jour de l’analyse économique du projet Akarit : analyse technico-économique,
évaluation des moyens de financements possibles, estimations des impacts socio-économiques du projet4
2. Présentation du modèle et des scenarios identifiés
Page 5 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Objectif et périmètre du modèle2
Les technologies suivantes ont été prises en compte dans la modélisation du système électrique :
Solaire PV
Éolien terrestre
Solaire CSP avec stockage
Technologies renouvelables
Hydroélectricité
Déchets
Turbine à gaz
Moteur thermique
Technologies conventionnelles à
flexibilité élevée
Turbine à vapeur (alimentée en hydrocarbures)
Cycle combiné (alimenté en gaz)
Turbine à vapeur alimentée en charbon)
Technologies conventionnelles à
flexibilité faible
Batteries indépendantes (1h de stockage)
Stations de transfert d’énergie par pompage
turbinage (STEP)
Technologies de stockage
► Le solaire CSP sera-t-il une solution optimale pour la production d’électricité entre aujourd’hui et 2035 ?
(intégration des EnR intermittents, sécurité énergétique, développement à moindre coût, atteinte des objectifs de l’INDC)
Si oui :
► Quelle technologie de solaire CSP ?
► Quelle durée de stockage ?
► Quelle hybridation possible ?
► Quel emplacement pour les nouvelles centrales ?
► Quelle capacité pour les nouvelles centrales ?
Page 6 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Modèle de planification d’expansion avec exploitation horaire et résolution
géographique
2
Source: Arab Union of Electricity
► Minimiser le coût total du système (investissements dans
le réseau de transport, les centrales électriques et les
stockages ainsi que les coûts d'exploitation et de
combustible)
Objectif
► L’outil ENTIGRIS est un modèle de planification
d'expansion permettant d’identifier la solution de moindre
coût permettant de répondre à la demande et aux autres
contraintes techniques définies dans les scénarios de
développement.
Principe
► Structure simplifiée du réseau existant, définitions de zones
de consommation (voir carte ci-contre) avec des capacités
de transmission entre les zones
► Distribution géographique des centrales électriques et de la
demande en électricité
► Profils éoliens et solaires locaux horaires
Résolution
géographique
► Emplacement, capacités, fonctionnement horaire des
moyens de production pour les différentes années
étudiés
Résultats
Page 7 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
2Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Scenarios utilisés pour la modélisation du système électrique
Nom du
scénarioSpécificités
Référence
Objectifs de production renouvelable :
- 25% en 2025
- 30% en 2030
- 35% en 2035
Pas d’interconnexion avec l’Italie
Pas de STEP en 2027
No RE Obj Pas d’objectifs de production renouvelable
RE obj bas
Objectifs de production renouvelable :
- 15% en 2025
- 25% en 2030
- 30% en 2035
RE obj haut
Objectifs de production renouvelable :
- 25% en 2025
- 35% en 2030
- 45% en 2035
Interco Interconnexion avec l’Italie
Option STEP Mise en service d’une STEP de 400 MW en 2027
Nom du
scénarioSpécificités
Coût du CSP
très basCoût du CSP très faible
Coût du CSP bas Coût du CSP faible
Coût du CSP
élevéCoût du CSP élevé
Coût du CSP
très élevéCoût du CSP très élevé
Demande haute Croissance de la demande électrique élevée
Demande basse Croissance de la demande électrique faible
Prix HC haut Croissance des prix des combustibles élevée
Prix HC bas Croissance des prix des combustibles faible
3. Principaux résultats
Page 9 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
3
Principaux résultats
Le scenario de référence met en avant un déploiement progressif du solaire CSP
dans le mix électrique de la Tunisie
Le CSP pourrait donc représenter en 2035, 8% des capacités installées en Tunisie
Le solaire PV pourrait atteindre 17% des capacités installées, et l’éolien terrestre 16%.
Ensemble, les sources d’énergie renouvelable pourraient donc représenter 41% des capacités installées
Les cycles combinés devraient constituer en 2035 la technologie bénéficiant du plus de capacités, avec 39%
des capacités totales du pays (pourcentage stable par rapport à 2015)
39%
8%14%1%
16%
17%
5%CCGT
CSP
Gas turbine
Hydropower
Onshore wind
Solar PV
Thermal engine
39%
37%
1%4%
19%
CCGT
Gas turbine
Hydropower
Onshore wind
Steam turbine
Capacités installées en 2015 Capacités installées en 2035
Page 10 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
3Principaux résultats
260 MW de CSP installés dès 2025 dans le scenario de référence
► Dans la majorité des scénarios envisagés, le solaire CSP pourrait atteindre dès 2025 une capacité de 260 MW environ.
► Compte tenu des délais d’étude de faisabilité, de financement et de construction d’une centrale CSP, la mise en service d’une puissance de 260 MW en 2025 suppose d’initier très rapidement des premiers projets
ConclusionsCapacités installées à horizon 2025
265 263 0 0 266 260
1491 1763
304
1658 1485 1508
12221258
242
5581224 1219
26312738
2948
2853
2631 2631
21602160
2160
2160
2160 2160
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
Reference Interco No RE obj RE obj bas RE obj haut OptionSTEP
Ca
pa
cité
in
sta
llée (
MW
)
STEP
Turbine à vapeur
Moteur
Hydroélectricité
Turbine à gaz
Cycle combiné
Eolien terrestre
Solaire PV
Solaire CSP
Page 11 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
3Principaux résultats
Les capacités installées en CSP pourraient atteindre 850 MW en 2035
► D’ici 2035, la capacité totale installée de solaire CSP pourrait varier entre 440 MW et 880 MW dans la plupart des scénarios étudiés.
► Les résultats obtenus sont en ligne avec l’objectif de développer 450 MW à horizon 2030, fixé par les autorités tunisiennes.
► La mise en service d’une interconnexion électrique avec l’Italie en 2025 permet à la Tunisie d’équilibrer l’offre et la demande en électricité, ce qui limite les besoins en développement de capacités flexibles et la valeur du CSP pour le système.
► Dans le cas du scénario « Pas d’objectif », les énergies renouvelables (y compris le CSP) sont développées de manière plus restreinte à horizon 2035.
ConclusionsCapacités installées à horizon 2035
873442 757 884 826
17341972
603
18111979 1828
1659 2338
231
1308
21821678
4120
4446
5046
4214
3833
3321
1440
1440
1440
1440
1440
1440
515
521
548
781
561
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
Reference Interco No RE obj RE obj bas RE obj haut OptionSTEP
Ca
pa
cité
in
sta
llée (
MW
) STEP
Turbine à vapeur
Moteur
Hydroélectricité
Turbine à gaz
Cycle combiné
Eolien terrestre
Solaire PV
Solaire CSP
Page 12 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
3Principaux résultats
Répartition de la production d’énergie dans les différents scénarios
3.186 2.204 2.637 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
Page 13 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
3Principaux résultats
Taille du stockage thermique : le scénario de référence prévoit un stockage
moyen de 6 heures
► Dans la plupart des scénarios, la taille du stockage peut atteindre entre 4 heures et 11 heures
► Pour un scénario donné, la taille du stockage varie selon la localisation de la centrale de production et de son année de mise en service
► Les objectifs renouvelables, le coût de la technologie CSP, le niveau de la demande ainsi que la possibilité d’exporter de l’électricité jouent largement sur la taille optimale du stockage à installer
Conclusion
5,5
8,1
0,0
4,4
8,3
5,4
8,0
6,5
2,0
0,4
4,95,8 6,0
5,3
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
Heu
res d
e s
tocka
ge
Intervalle Moyenne
Page 14 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
55,6
58,3
53,455,1
55,9 55,9
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
Reference OptionSTEP
Coût CSPtrès bas
Coût CSPbas
Coût CSPélevé
Coût CSPtrès élevéC
oût m
oye
n d
e p
rod
uction
de
l'éle
ctr
icité
en 2
03
5 (
$/M
Wh
)
3Principaux résultats
Le stockage thermique des centrales CSP s’impose comme la forme de
stockage la plus optimale (1/2)
5,5 5,4
0
2
4
6
8
10
12
Reference Option STEP
He
ure
s d
e s
tocka
ge
Intervalle Moyenne
► L’installation de 400 MW de station de pompage turbinage (STEP) en 2027 a un impact limité sur la capacité de CSP à installer à horizon 2035 (826 MW) par rapport au scénario de référence (873 MW). Elle permet l’intégration d’à peine 111 MW supplémentaires d’énergie renouvelable intermittente (92 MW de solaire PV et 19 MW d’éolien terrestre).
► L’installation de 400 MW de STEP en 2017 n’a qu’un très faible impact sur les contraintes en capacité de stockage des capacités CSP à installer (5,4 heures en moyenne vs. 5,5 heures)
► Le scénario Option STEP présente un coût de production moyen de l’électricité important (58,3 $/MWh) et supérieur au coût moyen de production des scénarios CSP (maximum 55,9 $/MWh et 55,6 $/MWh dans le scénario de référence)
Enseignements du modèle sur la STEP
0 400515561
14401440
4120 3321
1659 1678
1734 1828
873 826
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Reference Option STEP
Ca
pa
cité
s in
sta
llées (
MW
) STEP
Turbine à vapeur
Moteur
Hydroélectricité
Turbine à gaz
Cycle combiné
Eolien terrestre
Solaire PV
Solaire CSP
Page 15 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
3Principaux résultats
Le stockage thermique des centrales CSP s’impose comme la forme de
stockage la plus optimale (2/2)
► Pour tous les scénarios étudiés, le stockage par batteries n’est pas sélectionné par le modèle. Afin d’évaluer la sensibilité des résultats obtenus aux coûts des batteries, trois scénarios additionnels considérant différents coûts de batteries ont été étudiés. Les coûts considérés pour cette analyse sont 150, 100 et 50 $/MWh.
► Dans aucun de ces trois scénarios les batteries ne sont développées dans le système. D’après le modèle, les batteries ne sont pas nécessaires dans un système électrique tunisien incluant une part d’énergies renouvelables de 35%.
► De plus, le système électrique tunisien bénéficie d’un réseau électrique fiable et bien développé et d’une part importante de centrales de production conventionnelles flexibles, ce qui limite les besoins en batteries.
► Néanmoins, il est possible que les batteries aient un intérêt pour la fourniture des services auxiliaires, tel que le contrôle de puissance ou de fréquence, mais l’analyse de ces aspects n’est pas couverte par cet exercice de modélisation.
Enseignements du modèle sur les batteries indépendantes
4. Principales conclusions et recommandations
Page 17 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Principales conclusions et recommandations
L’intégration du CSP dans le système présente plusieurs avantages4
Le stockage d'énergie thermique apporte de la flexibilité au système électrique en reflétant les besoins
de demande et d'approvisionnement (également pour un jour à faible ensoleillement suivant un jour ensoleillé)1Le stockage d'énergie thermique n’induit pas de coût supplémentaire en termes de LCOE par rapport
aux batteries2Le CSP peut fournir des services auxiliaires similaires aux turbines à vapeur conventionnelles et facilite ainsi
l’intégration des énergies renouvelables intermittentes3Le CSP, avec un facteur de charge variant entre 40 et 60% grâce au stockage, réduit le coût
supplémentaire du réseau par kWh produit par rapport à l'énergie éolienne et photovoltaïque.4Le CSP utilise une ressource primaire disponible localement, gratuitement et en abondance, et permet donc
réduire l’exposition de la Tunisie à la volatilité et aux évolutions des prix du gaz naturel.5
Page 18 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Principales conclusions et recommandations
Conclusions4
► La plupart des scenarios étudiés prévoient une expansion du CSP: en fonction de la croissance de la
demande et du coût de la technologie, le modèle indique des capacités installées de CSP variables
(environ 850 MW en 2035).
► Facteurs déterminants pour la compétitivité du CSP :
▪ Une stratégie d'énergie renouvelable à long terme (> 30% en 2030)
▪ L’incertitude sur l'approvisionnement en pétrole et en gaz (le CSP réduit le risque de sécurité
d'approvisionnement et de volatilité des prix)
▪ L’utilisation croissante d'énergies renouvelables variables après 2030 (en raison du potentiel de
stockage du CSP)
▪ L’accès à des financements concessionnels (GCF, CTF, etc.)
► Facteurs limitants pour le développement du CSP :
▪ Installation de capacités coûteuses et non flexibles (schiste bitumineux, nucléaire, charbon)
▪ Coûts de financement ou d’investissements élevés pour le CSP
▪ Absence de stratégie claire en matière d'énergie renouvelable ou de climat
Merci !
Annexe 1 : hypothèses utilisées dans le modèle
Page 21 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Hypothèses clés appliquées sur l’ensemble des scénarios
Horizon et période
temporels
► Le modèle couvre la période 2017-2035
► Les résultats d’analyse sont disponibles par intervalle de 5 ans, c’est-à-dire pour 2020,
2025, 2030 et 2035
Projets couverts par le
modèle
► Tous les projets décidés, c’est-à-dire ceux pour lesquels un contrat à été signé, sont inclus
dans le modèle comme prérequis
Prix des combustibles
► Les projections de prix mondiaux du pétrole et du charbon sont basés sur des données de
l’Agence Internationale de l’Energie (AIE)
► Les projections de prix pour le gaz naturel sont basées sur notre compréhension des
données locales pertinentes et des données de l’AIE
Investissements
► Des données internationales de coûts d’investissements sont utilisées pour chaque
technologie
► Ces données peuvent être adaptées dans certains cas pour tenir compte des spécificités
locales
Interconnexions
► Les imports et export d’électricité avec les pays voisins ne sont pas considérés dans les
scenarios de base du modèle car les interconnexions ne sont utilisées qu’en cas
d’urgence.
Courbe de demande ► La courbe de demande horaire d’une année donnée (2015) a été extrapolée avec l’aide de
la STEG pour aboutir à une prévision de demande appliquée à tous les scenarios
Page 22 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Modèle de planification d’expansion avec exploitation horaire et résolution
géographique
Source: Arab Union of Electricity
► Minimiser le coût total du système (investissements dans
le réseau de transport, les centrales électriques et les
stockages ainsi que les coûts d'exploitation et de
combustible)
Objectif
► L’outil ENTIGRIS est un modèle de planification
d'expansion permettant d’identifier la solution de moindre
coût permettant de répondre à la demande et aux autres
contraintes techniques définies dans les scénarios de
développement.
Principe
► Structure simplifiée du réseau existant, définitions de zones
de consommation (voir carte ci-contre) avec des capacités
de transmission entre les zones
► Distribution géographique des centrales électriques et de la
demande en électricité
► Profils éoliens et solaires locaux horaires
Résolution
géographique
► Emplacement, capacités, fonctionnement horaire des
moyens de production pour les différentes années
étudiés
Résultats
Page 23 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Hypothèses techniques et financières associées à chaque technologie
Technologies
Coût
d’investissement
($2017/W)
Rendement
Type de
combus-
tible
Dispon-
ibilité
Coût
variable
Coût
fixe
Durée
de vie
Technologi
e pouvant
servir de
réserve ?
2020 2025 2030 2020 2025 2030 Type [%][$/MWh
produit]
[$/%INV
installé][années]
[Oui ou
Non]
Eolien terrestre 1.6 1.55 1.5 100% 100% 100% Vent 96% 8.0 3.0% 20 Non
Solaire PV au sol 1 0.9 0.8 100% 100% 100% Solaire 98% 0.0 2.5% 25 Non
PV avec traqueur 1.2 1.1 1.0 100% 100% 100% Solaire 98% 0.0 3.5% 25 Non
Turbine à gaz 0.6 0.6 0.6 35% 36% 36% Gaz 94% 2.4 2.0% 30 Oui
Turbine à vapeur 2.5 2.5 2.5 40% 41% 41% Gaz 88% 4.8 1.6% 35 Oui
Turbine à vapeur (charbon) 2.5 2.5 2.5 40% 41% 41% Coal 88% 4.8 2,00% 35 Oui
Cycle combiné 0.95 0.95 0.95 54% 54% 54% Gaz 92% 1.5 1.5% 30 Oui
Moteurs thermiques 0.63 0.63 0.63 44% 44.0% 44% Gaz 95% 3.5 2.0% 25 Oui
Déchets 2.0 2.0 2.0 40% 40.5% 41% Déchets 92% 10.0 2.0% 25 Non
Hydroélectricité 3 3 3 90% 90% 90% Eau 92% 6 4.0% 40 Oui
CSP avec stockage
thermique (coût moyen)4.334 3.800 3.447 100% 100% 100% Solaire 96% 5.0 3.0% 30 Oui
Système de stockage (1
heure) $/kWh0.44 0.350 0.330 95% 95% 95% - 100% 3.0 3.0% 15 Oui
Ligne 380kV ($/W/km) 1 1 1 - - - - 100% 0.1 3.0% 50 -
Page 24 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Une modélisation du réseau basée sur une segmentation par zones
► Afin de tenir compte des contraintes réseau, le système
est divisé en plusieurs zones représentatives
► Une structure simplifiée du réseau ainsi que des
capacités de transmission entre chacune des zones (en
MW) sont déterminées
► Chaque zone est représentée par un nœud dans le
modèle
► Les distances entre les centres de production et les
centre de consommation sont prises en compte dans le
schéma de développement et de gestion du réseau
► Les coûts de la gestion du réseau, du transport et des
pertes sont pris en compte
► Le flux électrique entre les zones peut être modélisé
► Les résultats obtenus incluent les développements de
réseau nécessaires
Approche
Avantages de la méthode
Page 25 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Liste des centrales conventionnelles existantes ou décidées
No
m
No
mb
re d
’un
ité
s
Te
ch
no
log
ie
Ca
pa
cité
(M
W)
Co
mb
ustib
le
Dis
po
nib
ilité
(%
)
Mis
e e
n s
erv
ice
Dé
cla
sse
me
nt
Skhira 1 Cycle combiné 450 Gaz naturel 93% 2022 2051
Rades C 1 Cycle combine 450 Gaz naturel 93% 2020 2049
SousseD 1 Cycle combiné 424 Gaz naturel 93% 2015 2045
Sousse C 1 Cycle combine 424 Gaz naturel 93% 2014 2044
Ghannouch 1 Cycle combiné 412 Gaz naturel 85% 2011 2041
CC Rades IPP 2 Cycle combiné 235,5 Gaz naturel 93% 2002 2027
Sousse B 2 Cycle combine 175 Gaz naturel 85% 1995 2025
Rades A 2 Turbine à vapeur 145 Gaz naturel 82% 1986 2025
Rades B 2 Turbine à vapeur 150 Gaz naturel 82% 1998 2029
Mornaguia 2 Turbine à gaz 300 Gaz naturel 94% 2021 2049
TG120 13 Turbine à gaz 120 Gaz naturel 89% 1998-20133 unités en 2030
3 unités en 2035
GN30 5 Turbine à gaz 30 Gaz naturel 85% 1975-1984 2021
GN20 6 Turbine à gaz 20 Gaz naturel 85% 1977-1984 2021
GO30 2 Turbine à gaz 30 Gas oil 85% 1984 2021
GO20 2 Turbine à gaz 20 Gas oil 85% 1978 2021
Page 26 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Hypothèses associées aux sources d’énergie renouvelable
1 4751 494
1 5281 991
1 4642 732
1 4482 370
1 3451 919
1 3492 861
1 3762 957
1 3612 188
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
0 4 8 12 16 20Pro
du
ctio
n h
ora
ire
en
MW
h
Onshore wind Solar PV
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
0 4 8 12 16 20Pro
du
ctio
n h
ora
ire
en
MW
h
Onshore wind Solar PV
Les données météorologiques pour différentes
localisations en Tunisie (données satellite, NCEP 2011)
ont été utilisées pour inclure dans le modèle les
ressources solaires et éoliennes.
Un profil unique moyen de ressource est appliqué par
technologie et pour chaque zone.
Les ressources éoliennes les plus importantes se situent
dans la partie nord du pays, en particulier dans les
régions Nord, Nord-Est et Sfax.
Les ressources solaires les plus importantes se situent
quant à elles dans la partie Sud du pays.
Page 27 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Projections de la demande électrique tunisienne
Les projections de la demande électrique et de la demande de pointe ont été communiquées par la STEG
Une analyse de sensibilité de +/- 10% est appliquée sur la croissance de la demande afin d’effectuer les
tests de sensibilité à ce paramètre
18,0
21,8
25,7
29,8
20,0
24,2
28,5
33,1
22,0
26,6
31,4
36,4
0
5
10
15
20
25
30
35
40
2020 2025 2030 2035
Dem
an
de
an
nu
elle
en
éle
ctr
icité
(T
Wh
)
3200
3800
4500
5200
4300
5100
6082
7000
5300
6400
7500
8700
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
2015 2020 2025 2030 2035 2040
Dem
an
de d
e p
oin
te (
MW
)
Bas
Moyen
Elevé
Page 28 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Hypothèses de coûts de combustible du modèle
Le coût du gaz intégré au modèle est basé sur les prix du gaz actuels communiqués par la
STEG (179 $/Tep en 2015), sur lesquels un pourcentage d’augmentation annuel basé sur les
prévisions du World Energy Outlook de l’AIE a été appliqué
3 scénarios différents pour l’évolution du prix du gaz sont appliqués dans le modèle
290
251
300
360378
398
179
227
278
329348
368
179 182
222
263279
294
179
136
167
198209
221
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
2015 2020 2025 2030 2035 2040
IEA New Policies scenario
Prix du gaz élevé
Prix de référence
Prix du gaz faible
Prix d
u g
az
na
ture
l ($
/Te
p)
Page 29 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Hypothèses relatives au coût du CSP et aux réserves de production
CAPEX 2020 dans le
scenario de référence
(USD/kW)
WACC (4%)Variation de coût par rapport au
scenario de référence (%)Scénario du modèle correspondant
2 940 4% -33% Coût du CSP très bas
3 880 4% -12% Coût du CSP bas
4 400 4% 0% Coût de référence
5 520 4% 26% Coût du CSP élevé
6 750 4% 54% Coût du CSP très élevé
Le coût moyen du CSP initial est pris à 3800$/kW avec un WACC de 4%
L’analyse de sensibilité sur le coût du CSP a été effectuée dans le modèle en faisant varier les coûts d’investissement
dans la technologie entre 2 940 USD/kW et 6 750 USD/kW en 2020
Cela conduit à une variation du coût total du CSP entre -33% et +54% :
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
2020 2025 2030 2035
CA
PE
X d
u C
SP
(U
SD
/kW
)
Coût très faible
Coût faible
Coût de référence
Coût élevé
Coût très élevé
Le premier scenario (coût total du
CSP de 7,30 US cts/kWh) est
équivalent au prix observé sur
l’appel d’offre récent à Dubaï.
Ces sensibilités ont été reflétées
dans l’évolution des coûts de la
technologie CSP entre 2020 et 2035
Page 30 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
La baisse du coût du CSP intégrée dans le modèle est cohérente avec les
données de marché disponibles
* Dates correspond to the date of commissioning of the project.
Page 31 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Scenarios identifiés pour la modélisation du système électrique (1/2)
Nom du
scénario
Question principale à laquelle doit
répondre le scénario
Objectifs de
production
renouvelable
Interconnexio
n avec l’Italie
STEP en
2027 ?Coût du CSP
Croissance
de la
demande
Croissance
du prix des
HC
Référence
Comment sont atteints les objectifs
ENR, en considérant un coût du
CSP moyen ?
25% en 2025,
30% en 2030,
35% en 2035
Non Non Moyen Moyenne Moyenne
No RE Obj
Quelle est la trajectoire d’expansion
à moindre coût sans fixer d’objectif
ENR ?
Pas d’objectif- Non Non Moyen Moyenne Moyenne
RE obj basQuel serait l’impact sur le mix
électrique d’objectifs ENR réduits ?
15% en 2025,
25% en 2030,
30% en 2035
Non Non Moyen Moyenne Moyenne
RE obj haut
Quel serait l’impact sur le mix
électrique d’objectifs ENR plus
élevés ?
25% en 2025,
35% en 2030,
45% en 2035
Non Non Moyen Moyenne Moyenne
Interco
Quel est l’impact sur le mix
électrique de la mise en place d’une
interconnexion vers l’Italie ?
25% en 2025,
30% en 2030,
35% en 2035
Oui Non Moyen Moyenne Moyenne
Option STEP
Comment la mise en place d’une
STEP de 400 MW en 2027 impacte-
t-elle l’évolution du mix électrique ?
25% en 2025,
30% en 2030,
35% en 2035
NonOui (400 MW
en 2027)Moyen Moyenne Moyenne
Page 32 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
Modèle, hypothèses et scenarios identifiés
Scenarios identifiés pour la modélisation du système électrique (2/2)
Nom du
scénario
Question principale à laquelle
doit répondre le scénario
Part minimale des
ENR
Export
ENR vers
l’Italie
STEP
prédéfinieCoût du CSP
Croissance de la
demande
Croissance du
prix des HC
Coût du CSP
très bas
Comment se développe le
CSP si son coût est très
faible ?
25% en 2025,
30% en 2030,
35% en 2035
Non Non Très faible Moyenne Moyenne
Coût du CSP
bas
Comment se développe le
CSP si son coût est faible ?
25% en 2025,
30% en 2030,
35% en 2035
Non Non Faible Moyenne Moyenne
Coût du CSP
élevé
Comment se développe le
CSP si son coût est élevé ?
25% en 2025,
30% en 2030,
35% en 2035
Non Non Élevé Moyenne Moyenne
Coût du CSP
très élevé
Comment se développe le
CSP si son coût est très
élevé ?
25% en 2025,
30% en 2030,
35% en 2035
Non Non Très élevé Moyenne Moyenne
Demande
haute
Quel est l’impact d’une faible
croissance de la demande sur
le mix électrique ?
25% en 2025,
30% en 2030,
35% en 2035
Non Non Moyen Elevée Moyenne
Demande
basse
Quel est l’impact d’une
croissance élevée de la
demande sur le mix
électrique ?
25% en 2025,
30% en 2030,
35% en 2035
Non Non Moyen Faible Moyenne
Prix HC haut
Quel est l’impact d’une faible
croissance des prix des
combustibles sur le mix
électrique ?
25% en 2025,
30% en 2030,
35% en 2035
Non Non Moyen Moyenne Elevée
Prix HC bas
Quel est l’impact d’une
croissance élevée des prix des
combustibles sur le mix
électrique ?
25% en 2025,
30% en 2030,
35% en 2035
Non Non Moyen Moyenne Faible
Annexe 2 : résultats des analyses de sensibilité
Page 34 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
3Principaux résultats
Principales conclusions des analyses de sensibilité
Capacité CSP
installée de
870 MW
Installation de solaire
PV et éolien
terrestre
(~3400 MW)
Scénario de référence Solaire CSP plus (+) développé
► Faible coût du CSP► Forte augmentation de la
demande► Objectifs renouvelables élevés
Solaire CSP moins développé
► Objectifs renouvelables bas► Interconnexion dédiées à l’import
avec l’Italie► Coût du CSP élevé► Faible augmentation de la
demande
Impact limité sur le développement du solaire
CSP
► Prix élevé ou faible du gaz naturel
► Mise en service d’une STEP de 400 MW en 2027
Scénario Impact sur le CSP
Page 35 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
3Principaux résultats
Influence des projections des coûts du CSP et de la demande
► Les coûts de la technologie ont un impact fort sur la compétitivité du CSP et sur les capacités installées pour cette technologie à horizon 2025 : l’augmentation du coût du CSP réduit les capacités attendues en 2025 de 265 MW (scénario de référence) à 0 MW.
► Les projections de croissance de la demande en électricité sont également critiques : le modèle montre une capacité en CSP variant entre 182 et 366 MW en fonction de la variation de la demande par rapport au scénario de référence
ConclusionsCapacités installées à horizon 2025
265 987 443 366 182 289 250
1491 304 981 1856 16991920
1230 1442 1508
1222
242 1161
1553 16291439
9121202 1246
2631
2631
2631
2795 2777
3807
2631
2631 2631
2160
2160
2160
2160 2160
2160
2160
2160 2160
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
Ca
pa
cité
in
sta
llée (
MW
)
STEP
Turbine à vapeur
Moteur
Hydroélectricité
Turbine à gaz
Cycle combiné
Eolien terrestre
Solaire PV
Solaire CSP
Page 36 CSP MENA KIP – AT Tunisie – Juillet 2018
3Principaux résultats
Le coût de la technologie est déterminant pour favoriser le déploiement du CSP
► Pour un coût du CSP très bas, les capacités installées pourraient atteindre 1300 MW en 2035. Dans un scénario de coût du CSP très élevé, cette technologie est peu compétitive et n’est quasiment pas installée : elle atteindrait alors 48 MW en 2035.
► Dans les hypothèses retenues pour la réalisation de la modélisation, l’impact de la variation des prix des combustibles fossiles a un impact limité sur le déploiement du CSP.
► Le niveau de demande est un paramètre ayant un impact important sur le niveau de développement des capacités de CSP. Dans l’hypothèse d’une demande élevée, les capacités de CSP atteignent une capacité totale de 360 MW en 2025 et 1130 MW en 2035.
ConclusionsCapacités installées à horizon 2035
873 1295 885 454 481127
507 867 883
1734 886 15531856 2249
2044
14871774 1713
1659
914
1573 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 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 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 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 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