master plan production et intégration des énergies renouvelables ...

| 1

.

MASTER PLAN PRODUCTION ET INTÉGRATION DES ÉNERGIES RENOUVELABLES

Mme MELLOUKI - ONEE Christian VILADRICH - EDF

Annual Meeting MEDELEC - 15 Avril 2014

| 2

MASTER PLAN PRODUCTION ET INTÉGRATION DES ÉNERGIES RENOUVELABLES INTERMITTENTES

1. LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE MAROCAIN -- Organisation du secteur électrique -- Orientations stratégiques, -- Le parc de production actuel et le plan d’équipement 2017 -- Les objectifs de développement des énergies renouvelables

2. MASTER PLAN PRODUCTION ET ÉNERGIES INTERMITTENTES -- Objectifs du schéma directeur production Maroc -- Le challenge de l’intégration des énergies renouvelables variables -- Les études d’intégration des énergies renouvelables : méthodologies. -- Méthodologie et logiciels mis en œuvre pour le schéma directeur Maroc -- Une donnée essentielle : les chroniques de productions éolienne et solaire

Master Plan production et intégration des énergies renouvelables

| 3


1. LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE MAROCAIN -- Le parc de production actuel -- Les grands défis -- Stratégie du secteur électrique -- Programmes éoliens et solaires marocains

2. MASTER PLAN PRODUCTION ET ÉNERGIES INTERMITTENTES -- Objectifs du schéma directeur production Maroc -- Le challenge de l’intégration des énergies renouvelables variables -- Les deux familles de méthodologies -- Méthodologie et logiciels mis en œuvre -- Une donnée essentielle : les chroniques de production éolienne et PV


| 4

ORGANISATION DU SECTEUR DE L’ELECTRICITE

ONEE-BE Acheteur unique

ENERGIE APPELÉE TOTALE 32 TWh

ONEE-BE (58%)

Distribution MT/BT (43%)

11 846 GWh

Clients Directs THT/HT (15%)

4 212 GWh

Régies et Gestionnaires délégués (42%)

Clients MT et BT 11 739 GWh

Production ONEE-BE

- Capacité: 4 926 MW - Production: 13 252 GWh

(42%)

Production IPP

- Capacité: 1 750 MW - Production: 12 738 GWh

(40%)

Interconnexions Import: 5 551GWh

(18%)

Tiers nationaux

111 GWh (<1%)

Presenter

Presentation Notes

Disposant du statut d’acheteur unique d’électricité, l’Office National de l’Électricité (ONE) demeure l’épine dorsale du système électrique et doit veiller à satisfaire en permanence et dans les meilleures conditions, les besoins du pays en énergie électrique. « L’appel à d’autres producteurs doit venir renforcer ce système ». L’ouverture du secteur d’électricité à la production privé en 1997 a permis l’émergence au Maroc d’acteurs opérant dans la production d’électricité qui approvisionnent l’ONE en électricité dans le cadre de contrats d’achat à long terme contribuant actuellement à la satisfaction de la demande à hauteur de 45%. Par ailleurs, le développement des interconnexions électrique, à partir de 1988 avec l’Algérie et, à partir de 1997 avec l’Espagne, à permis au Maroc d’optimiser son coût de production à travers des échanges commerciaux avec les réseaux voisins et notamment suite à l’adhésion, en 1999, de l’ONE au marché Espagnol d’électricité. Fort de cette tradition en matière de concessions, le Maroc s’est doté depuis février 2006, d’une loi relative à la gestion déléguée. Elle garantit aux opérateurs privés nationaux et étrangers la clarté et la transparence des procédures et l’égalité d’accès et de traitement. Ainsi, la distribution de l'énergie électrique est assurée : soit directement par l'ONE, notamment en zone rurale et dans plusieurs centres urbains, soit par des Régies Municipales ou Intercommunales, placées sous la tutelle du Ministère de l'Intérieur pour les grands centres urbains. soit en gestion déléguée pour la distribution de l'énergie électrique dans les villes de Casablanca, Rabat, Tanger et Tétouan où cette activité est assurée par des operateurs privés.

| 5

ORIENTATIONS STRATEGIQUES POUR L’ACTIVITE ELECTRICITE DE L’ONEE

5 Master Plan production et intégration des énergies renouvelables

| 6

UN PARC DE PRODUCTION DIVERSIFIE

Hydraulique 8,8%

Gaz naturel 18,4%

Importations 17,5%

Fioul 14,3%

Charbon 38,0%

Tiers nationaux

0,4%

Eolien 2,6%

Energie appelée en 2013 : 32 015 GWh

Puissance installée en 2013 : 6 892 MW

En MW En % Hydraulique classique 1 306 19% STEP 464 7% Total Hydraulique 1 770 26% Centrales thermiques Vapeur 1 065 15% Turbines à Gaz (TAG) 1 230 18% Groupes Diesel (GD) 201 3% Centrale Thermique de Jorf Lasfar 1 320 19% Centrale à Cycle Combiné de Tahaddart 384 6%

Centrale à Cycle Combiné Ain Béni Mathar 452 7%

Total Thermique 4 652 67% Parc Eolien ONEE 200 3% Parcs Eoliens Privés (Loi 13-09) 200 3% Parc Eolien CED 50 1% Centrale à Cycle Combiné Ain Béni Mathar (Partie solaire) 20 0%

Total Eolien & Solaire 470 7%

Puissance installée totale 6 892 100%

| 7

LE MAROC: CARREFOUR ELECTRIQUE ENTRE L’AFRIQUE ET L’EUROPE

Ligne 400 kV en exploitation

Ligne 400 kV en projet

Ligne 225 kV en exploitation

Ligne 225 kV en projet

Mise en service en 1988 Renforcement en 400 kV en 2008 Capacité d’échange: 1500 MW

Interconnexion Maroc-Algérie

•Mise en service en 1997 •Renforcement en 2006 •Capacité d’échange : 1400 MW •Capacité commerciale: 750 MW •3ème interconnexion en cours d’étude

Interconnexion Maroc-Espagne

Dakhla

Nouadhibou

Nouakchott

Interconnexion Maroc-Mauritanie en perspective

Objectifs : • Renforcer la sécurité

d’approvisionnement de la région en électricité fiable et à des coûts compétitifs ;

• Intégrer les systèmes électriques de l’Afrique de l’Ouest au réseau européen à travers l’Interconnexion Maroc-Espagne ;

• Valoriser les ressources en énergies renouvelables de la région ;

• Favoriser la création d’un marché régional d’électricité.


| 8

PLAN D’ÉQUIPEMENT EN MOYENS DE PRODUCTION

Capacité additionnelle de 4 518,5 MW, 2 340 MW en charbon avec les unités de Jorf

Lasfar, de Jerada et de Safi 1&2, 88,5 MW en fioul avec les groupes diesel de

Tiznit et de Dakhla; 1 420 MW de puissance éolienne (dont 420

MW à réaliser dans le cadre de la loi 13-09), 500 MW en énergie solaire au niveau du site

d’Ouarzazate 170 MW en hydraulique (complexe

hydroélectrique à M’dez et El Menzel) Projet PV de Tafilalet (100 MW)


| 9

Mix énergitique avec 42% en ER en 2020

Programme éolien integré de 2000 MW

Ces programmes ont pour but de: Répondre à une demande croissante

Généraliser l’accès à l’électricité

Promouvoir le potentiel marocain en ER Proteger l’envoronement et encourager l’éfficacité

énergitique Integration régionale

Programme solaire integré de 2000 MW

Capacité hydrau-électrique de 2000 MW

PROJETS RENOUVELABLES INTEGRES MAROCAINS Composantes clés de la stratégie des énergies renouvelables

| 10

• 2000 MW • 14% de la capacité installée en 2020

• ≈ 6600 GWh

• 3.5 milliards US$

• 1,5 millions TEP

• 5,6 millions de tonnes par an

Capacité installée Productible annuel Investissement Economie annuelle en fioul

Réduction des émissions en CO2

PROJET EOLIEN INTEGRE MAROCAIN 2000 MW Un projet innovant et stucturant

Le potentiel éolien de plus de 6000 MW

la vitesse de vent estimée entre 7 et 11 m/s;


| 11

2000 MW de capacité éolienne en 2020 Objectif

Capacité Installée à fin 2013 480 MW

Capacité en cours de développement

670 MW

Programme Intégré d’Energie Eolienne 850 MW

Abdelkhalek Tores: 50 MW (IPP/ONE)

Amougdoul: 60 MW (ONE)

Tanger: 140 MW (ONE)

Lafarge: 30 MW (Auto production)

Tarfaya: 300 MW (IPP/ONE)

Akhefenir: 100 MW (LER)

Haouma: 50 MW (LER)

Jbel Khalladi: 120 MW (LER)

Taza: 150 MW

Tanger II: 100 MW

Koudia El Baida II: 300 MW

Tiskrad: 300 MW

Boujdour: 100 MW

PROGRAMME INTEGRE D’ENERGIE EOLIENNE CONSISTANCE ET OBJECTIFS

Entre 2013 et 2020

Déc

linai

son

de l’

obje

ctif

de 2

000

MW

éol

ien

Midelt: 150 MW

Akhefenir: 100 MW (LER)

Laâyoune: 50 MW (LER)

Jbel Lahdid: 200 MW


Presenter

Presentation Notes

ONE is a public company in charge of generation, transmission and distribution of electricity; The amount of investment in 2009 was about 7 billions of DH witch is

| 12

PROGRAMME MAROCAIN DE L’ÉNERGIE ÉOLIENNE


Presenter

Presentation Notes

Ce projet d'envergure internationale vise la mise en place en 2020 d'une capacité de production électrique solaire de 2.000 mégawatts sur cinq sites situés à Ouarzazate, Ain Bni Mathar, Foum Al Oued, Boujdour et Sebkhat Tah, sur une superficie totale de 10.000 ha. �Il aura des retombées positives dans la mesure où il contribuera à la réduction de la dépendance énergétique du Maroc, de 6%, en permettant ainsi d'économiser annuellement 500 millions de dollars. Il contribuera également à la préservation de l'environnement, par la limitation des émissions des gaz à effet de serre, et à la lutte contre les changements climatiques évitant l'émission de 3,7 millions de tonnes de CO2

| 13

PROJET SOLAIRE MAROCAIN

Puissance installée: 2 000 MW

Capacité de Production annuelle: ≈ 4500 GWh

Coût estimé : 70 milliards de MAD

(9 Milliards de Dollars)

Les 5 premiers sites identifiés totalisent une superficie

de 10 000 hectares

Dates de mise en service:

Première centrale en 2015.

Totalité du projet à fin 2019.

Ouarzazate constitue la 1ère centrale de 500 MW à mettre en service en 2015-2016


| 14

•Transfert de technologie avancée en éolien et solaire •Promotion de plateforme industrielle et émergence d’une industrie high tech

•Opportunités d’accès à de nouveaux marchés à l’export

•Economie de fioul, émissions de CO2 évitées, …

•Création d’emplois directs et indirects •Ouvertures à des régions sélectionnées •Promotion du tourisme

•Création de cursus et cours dédies aux technologies éoliens et solaires dans les écoles d’ingénieur et dans les universités.

•Formation de techniciens qualifies en éoliens dans les institues de formation spécialisées

•Etablissement de partenariat entre l’industrie, les écoles d’ingénieurs – Université et les instituts de R&D,

Impacts Economiques Positifs Protection de l’environnement Développement régional Formation spécialisée

R&D

PROJETS EOLIENS ET SOLAIRES MAROCAINS Un projet innovant et stucturant basé sur un modèle PPP


| 15


1. LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE MAROCAIN -- Le parc de production actuel -- Les grands défis -- Stratégie du secteur électrique -- Programmes éoliens et solaires marocains

2. MASTER PLAN PRODUCTION ET ÉNERGIES INTERMITTENTES -- Objectifs du schéma directeur production Maroc -- Le challenge de l’intégration des énergies renouvelables variables -- Les deux familles de méthodologies -- Méthodologie et logiciels mis en œuvre -- Une donnée essentielle : les chroniques de productions éolienne et solaire


| 16

OBJECTIFS DU SCHÉMA DIRECTEUR MAROC

Déterminer la séquence optimale des investissements en moyens de production à mettre en service sur la période 2014-2025

Vérifier la bonne intégration des énergies renouvelables : 2000 MW d’hydraulique en 2020 2000 MW d’éoliens en 2020 2000 MW de solaire en 2020

Les énergies renouvelables représenteront en 2020 : 46% en puissance installée (dont 30% pour le solaire et l’éolien) 31 % en énergie (dont 28% pour le solaire et l’éolien)

La méthodologie mise en œuvre pour déterminer le schéma directeur production répond à ces enjeux.


| 17

LES DIFFICULTÉS D’INTÉGRATION DES ENR …

Développement important de la part des ENR dans le monde : Réduction des émissions CO2 et poussières, lutte contre effet de serre, protection de

l’environnement, ressources fossiles limitées, diversification des sources d’énergies.

Mais … les énergies solaires et éoliennes sont « variables » : Variabilité à différents horizons de temps (mn, jour, saison) => le système doit avoir les

ressources de flexibilité nécessaires pour compenser cette variabilité. Puissance non garantie : pas toujours disponible quand besoin (ex : pas de solaire

photo-voltaïque à la pointe du soir) => besoin de moyens de « backup ». Energie fatale non dispatchable => comment gérer situations où il y a trop d’énergie ?

Episodes de prix négatifs en Allemagne, Espagne, France …

Ce sujet est étudié actuellement par un très grand nombre d’acteurs du secteur électrique et de laboratoires de recherche dans le monde.


| 18

LES QUESTIONS QUI SE POSENT …

Ratio max d’énergies renouvelables dans un système électrique ? 20% - 30% - 40 % ? Dépend de la taille du pays, foisonnement production ENR , interconnections, etc

Comment exploiter un système avec un part importante d’ENR ? Emergence de nouveaux outils : dispatching ENR avec fonctions de mesure, de

prévision et de contrôle (écrêtement de la production, réglage en MW et MVAR). Remettre à jour le processus de planification et d’exploitation. Remettre à jour les règles d’exploitation (calcul des marges hebdo ou journalière).

Quels leviers pour intégrer (davantage) d’ENR dans un système ? Stockage, interconnections, flexibilité du parc thermique, Demand Response, autres ? Il n’y a pas une seule solution, mais une combinaison de leviers possibles.


| 19

LA BOÎTE A OUTILS …

Dispatchable power plants Energy storage

Hybrid power plants

(W/PSPP, W/S/TPP, W/H2/TPP)

NaS

Interconnections

VRE geographical

spread

Improved VRE forecasting

Managing congestion

Ancillary services

Coordination of regional markets

(I) Physical flexibility

resources

(II) Grid

Intelligence

(III) Market model &

organisation

Grid strength

DSM

Storage asset : pay for performance

Feeding tariffs : curtailment & penalties

Infra-day market

Operation rules (reserves)

PSPP

Grid code

Electric Vehicle

Demand Response


| 20

ETUDES D’INTÉGRATION DES ÉNERGIES RENOUVELABLES :DEUX TYPES D’APPROCHE Approche globale simplifiée :

Méthode : analyse statistique variabilité ENR + gradient des ressources de flexibilité

Avantage : rapidité Inconvénient : beaucoup de simplifications. Au bilan, il n’y a aucune garantie sur la faisabilité

technique du résultat.

Ressources de flexibilités disponibles (1h, 6h, 36 h)

Caractérisation de la variabilité des ENR et de la

demande

Besoin de flexibilité supplémentaire ?

Choix optimal parmi les options de

flexibilité


| 21

ETUDES D’INTÉGRATION DES ÉNERGIES RENOUVELABLES :DEUX TYPES D’APPROCHE Approche par simulation détaillée du parc de production (bottom – up) :

• Pas de temps horaire (ou plus court) • Prise en compte contraintes dynamiques : durées minimales de démarrage, de marche, d’arrêt,

gradient up/ down, nombre d’arrêts/démarrages max (par jour, semaine, an).

Avantage : les contraintes dynamiques sont explicites. Finesse de l’analyse. Résultats auditables. Inconvénient : mise en œuvre (volume données, modélisation, temps calcul)

Elaboration des chroniques production ENR

(horaire ou plus court)

Modélisation du système électrique

Analyse résultats


Simulation détaillée (horaire ou plus court)

| 22

SCHÉMA DIRECTEUR PRODUCTION AVEC ENR : ARTICULATION PLANIFICATION / CONDUITE

Modèle de planification : 2014 - 2025 Vision détaillée de la variabilité des énergies

renouvelables de l’horaire à l’inter-annuel Pas de temps horaire, 24 chroniques production ENR Centrales thermiques : coûts démarrage et Pmin Pas de contraintes dynamiques Décisions d’investissement 2014-2025

Modèle de dispatching : Vérification de la faisabilité opérationnelle Horizon annuel et pas de temps horaire. Contraintes dynamiques : gradients, nombre arrêts /

démarrages max, durées minimales de marche, démarrage, arrêts, réserve tournante.

Analyse : écrêtement production ENR, nombre d’arrêts/démarrages, etc.

Si non réalisable ajout nouveaux moyens flexibilité.

Modèle de planification

Modèle de dispatching

Réalisable

Si non réalisable : ajout moyen flexibilité


| 23

UTILISATION DES MODÈLES OPTGEN, SDDP, NCP DE PSR-INC (BRÉSIL)

Modèle de planification : 2014 - 2025 Vision détaillée variabilité des énergies renouvelables

de l’horaire à l’inter-annuel Pas de temps horaire, 24 chroniques production ENR Centrales thermiques : coûts démarrage et Pmin Pas de contraintes dynamiques Décisions d’investissement 2014-2025

Modèle de dispatching : Vérification de la faisabilité opérationnelle Horizon annuel et pas de temps horaire. Contraintes dynamiques : gradients, nombre arrêts /

démarrages max, durées minimales de marche, démarrage, arrêts, réserve tournante.

Analyse : écrêtement production ENR, nombre d’arrêts/démarrages, etc.

Si non réalisable ajout nouveaux moyens flexibilité.

OPTGEN / SDDP

NCP

Réalisable

Si non réalisable : ajout moyen flexibilité


| 24

L’ÉLABORATION DES CHRONIQUES DE PRODUCTION ÉOLIENNES ET SOLAIRES Production éolienne : 24 années de production à pas horaire

Transvalor : vitesses de vent à 50 m de hauteur obtenues par modèle climatique avec ré-analyse de données météo.

Maillage de 50 km (en longitude) x 74 km (en latitude) Recalage sur mesure de 22 mats de mesure de vent ONEE (1 à 2 ans) Calcul pour 11 sites

Production solaire : 8 années de production à pas horaire

Helioclim : ensoleillement global (DNI) estimé à partir de photos satellitaires, avec correction Mc

Clear (prise en compte d’aérosols marins ou poussières)

Elaboration des chroniques de production

• Avec le logiciel PVSYST (optimisation de l’inclinaison)

• Prise en compte de la température (horaire moyenne) car effet sur le rendement (- 0,5% / °C)


0%20%40%60%

Facteur de charge éolien pour la zone Sud Dakhla1

Dakhla2

Boujdour

Laayoune

Tiskrad 1

Tah1

Tarfaya1

Tarfaya2

0%20%40%60%

Facteur de charge éolien pour la zone Nord

Nouinouich

tanger 1

tanger 2

0%20%40%60%

Facteur de charge éolien pour la zone Moyen Atlas

Midelt2

Taza 1

Taza 2

0

200

400

600

800

1000

W/m

2

Evaluation du DNI du mois de juillet

données Hélioclim V3.4données transmises par ONEHélioclim corrigé clearsky

| 25

Merci de votre attention

master plan production et intégration des énergies renouvelables ...

Documents

Transcript of master plan production et intégration des énergies renouvelables ...