The techno-economic stakes associated to the integration of renewables into electric systems
Les enjeux technico-économiques associés à l'intégration des énergies renouvelables aux réseaux électriques
Résumé
France has set itself the ambitious triple objective of increasing the share of renewable energies in electricity production while reducing the share of nuclear power to 50% by 2035 and reducing its carbon emissions. The precise assessment of the flexibility and back-up requirements of the future electricity system is crucial to guarantee its security. Using the framework of robust optimization, two original and complementary methodologies are presented to estimate the worst-case possible trajectories of the future residual demand. The first one relies on principal component analysis and the polynomial approximation method to determine the extreme order statistics of the residual demand variations, conditional to its level. The second uses Bayesian inference and graph theory to determine the worst-case trajectory which is guaranteed to be a global extremum, among all possible paths. These two methods are applied to a mixed integer linear programming model of the power system in Auvergne-Rhône-Alpes. By modelling the decision to extend the life duration of nuclear power plants as an endogenous variable and by performing a set of sensitivity analyses, we show that the closure of nuclear power plants in the short term is never optimal, both economically and technically, making the security of the power system rely on investments in polluting gas-fired plants. Finally, we analyze the impact of renewables on the remuneration of electricity producers. We study a set of original spot market reforms (average cost bidding for renewables, scarcity pricing) and off-market support mechanisms (Contract for Difference, insurance system) as well as their limits.
La France s’est fixé le triple objectif ambitieux d’augmenter la part des énergies renouvelables dans la production électrique tout en réduisant la part du nucléaire à 50 % d’ici 2035 et en diminuant ses émissions de carbone. L’évaluation précise des besoins en flexibilité et en moyens de back-up du futur système électrique est capitale pour garantir sa sécurité. Dans le cadre de l’optimisation robuste, deux méthodologies originales et complémentaires sont présentées pour estimer les pires trajectoires possibles de la future demande résiduelle. La première s’appuie sur l’analyse en composantes principales et la méthode de l’approximation polynomiale pour déterminer les statistiques d’ordre extrêmes des variations de la demande résiduelle conditionnellement à son niveau. La seconde utilise les outils de l’inférence bayésienne et de la théorie des graphes afin de déterminer la trajectoire garantie comme extrêmum global parmi l’ensemble des trajectoires possibles. Ces deux méthodes sont appliquées à un modèle linéaire mixte en nombre entiers du système électrique en Auvergne-Rhône-Alpes. Modélisant la décision de prolonger les centrales nucléaires comme une variable endogène et en réalisant un ensemble d’analyses de sensibilité, nous montrons que la fermeture de centrales à court terme n’est jamais optimale, tant économiquement que techniquement, faisant reposer la sécurité du système électrique sur des investissements dans des centrales à gaz. Enfin, nous analysons l’impact des renouvelables sur la rémunération des producteurs d’électricité. Nous étudions un ensemble de réformes originales du marché spot (enchères au coût moyen pour les ENR, scarcity pricing) et de mécanismes de soutien hors marché (Contract for Difference, système assurantiel) ainsi que leurs limites.
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