Une forte pénétration d’ENR variables est possible pour les états membres hors UE de l’Energy Community et ce sans investissements supplémentaires en moyens de flexibilité, mais grâce à une plus grande intégration des marchés
Dans cette étude, les besoins futurs en matière de flexibilités sont évalués et des portefeuilles de flexibilités optimaux (du point de vue des coûts totaux du système) sont déterminés à l’horizon 2030 et 2040. Un large éventail de scénarios est considéré, suivant différents niveaux de déploiement des ENR variables, de sortie du charbon et de capacités d’interconnexions transfrontalières. La construction des scénarios a nécessité une vaste collecte de données et une coordination avec les pays membres de l’Energy Community.
Modélisation d’un portefeuille de flexibilités en optimisant les coûts
Afin de déterminer la quantité optimale de flexibilités en termes de coûts, le système énergétique européen a été modélisé (comprenant l’Ukraine et la Moldavie) via Artelys Crystal Super Grid. L’exercice de modélisation a consisté en une optimisation conjointe de la capacité et du fonctionnement opérationnel des flexibilités sur les différents scénarios, via une résolution horaire et une granularité nationale.
Huit états membres de l’Energy Community (Albanie, Bosnie-Herzégovine, Kosovo, Moldavie, Monténégro, Macédoine du Nord, Serbie, Ukraine) ont été modélisés conjointement avec les États membres de l’Union Européenne, tandis que la Géorgie a été modélisée indépendamment comme une île électrique avec une interconnexion partielle avec les pays voisins.
Deux niveaux d’interconnexions transfrontalières ont été considérés dans cette étude, reflétant deux scénarios d’intégration du marché. L’un restreint l’utilisation des capacités nettes de transfert aux valeurs observées dans le passé, tandis que l’autre rend disponible au moins 70% des capacités de transmission nominales à des fins d’échange.
Les solutions de flexibilité optimales en 2030 et 2040
L’une des principales conclusions de l’étude est qu’il n’est pas nécessaire d’investir dans des capacités de flexibilités supplémentaires d’ici 2030. Les capacités existantes qui assurent la flexibilité du système peuvent répondre aux besoins croissants liés au déploiement plus important des ENR, même dans un scénario ambitieux atteignant jusqu’à 30 GW de capacités installées.
Les investissements nécessaires dans de nouvelles solutions de flexibilités sont faibles, même en 2040, malgré l’élimination progressive du charbon envisagée dans presque tous les pays considérés dans cette étude. Les capacités d’interconnexions sont le principal fournisseur de flexibilité, permettant de mutualiser les ressources de flexibilité entre les parties prenantes et avec les États membres de l’Union Européenne.
De plus grandes capacités d’interconnexions permettent de réduire les investissements dans des solutions de flexibilité et les émissions de CO2. Cette coopération régionale facilite l’intégration des ENR à moindre coût et réduit les congestions au sein de l’Energy Community et avec les pays voisins interconnectés.
La vision du directeur du secrétariat de la Communauté de l’énergie
Sur la base de cette analyse, le directeur du Secrétariat de l’Energy Community, Artur Lorkowski, est arrivé à la conclusion suivante : « La transition énergétique est un processus irréversible et l’étude publiée aujourd’hui montre que rien ne doit s’opposer à un développement des énergies renouvelables. Dans le contexte de la crise énergétique, nous devons rechercher des solutions rentables pour libérer un plus grand potentiel d’énergies renouvelables. La poursuite de l’intégration du marché de l’électricité est la voie à suivre. »
Le rapport est disponible en ligne ici !
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