Cette étude vise à apporter des éléments quantitatifs permettant une prise de décision informée quant à l’évolution de la capacité d’interconnexion entre la France et la Grande-Bretagne. Les bénéfices associés à une nouvelle interconnexion sont estimés dans ce rapport par le surplus économique collectif engendré par la mise en service de cette nouvelle interconnexion. Les gains pouvant être attendus en termes de sécurité d’approvisionnement sont aussi évalués. Ces évaluations sont réalisées sur les horizons 2030, 2040 et 2050. A ces horizons, l’évolution des mix, de la demande et des infrastructures ne peut être connue avec certitude. Plusieurs scénarios et variantes sont donc étudiées (notamment de déploiement des énergies renouvelables, d’évolution des capacités nucléaires, de niveau d’interconnexion, etc.) afin d’identifier les opportunités et les risques associés à un accroissement de la capacité d’interconnexion électrique entre la France et la Grande-Bretagne.

Le développement rapide des installations solaires et éoliennes en Lettonie et dans les pays voisins au cours des dernières années a fait émerger le défi de l'intégration efficace des énergies renouvelables (EnR) au sein du réseau électrique. Pour relever ce défi, le GRT letton AST a mandaté Artelys afin de réaliser une étude visant à évaluer la capacité du réseau à intégrer les EnR et à déterminer les avantages des technologies d'amélioration du réseau (GETs) pouvant faciliter cette intégration. Des simulations ont été effectuées à l'aide de l'outil open-source PowSyBl Metrix, dédié à la simulation de réseaux électriques. Les résultats de l'étude soulignent que les GETs pourraient augmenter la capacité d'intégration des EnR au réseau jusqu'à 40 %, sans nécessiter de grands projets d'expansion du système. L'étude conclut par une série de recommandations relatives à l'intégration des technologies innovantes au sein du réseau letton.

Artelys a été mandaté par SolarPower Europe pour mener une étude sur l'interdépendance entre le développement de solutions de flexibilité dans le système électrique européen et l’opportunité d’un déploiement accéléré du solaire aux horizons 2030 et 2040. Artelys Crystal Super Grid a été utilisé pour co-optimiser le dispatch horaire du système électrique et les investissements dans des capacités solaires PV supplémentaires, pour des scénarios 2030 et 2040 qui représentent différents niveaux de déploiement des solutions de flexibilité (batteries stationnaires, interconnexions transfrontalières) et de services de flexibilité liés à l’électrification (véhicules électriques, pompes à chaleur, production d'hydrogène par électrolyse). L'étude montre que les scénarios avec des niveaux ambitieux de flexibilité et d'électrification permettent un déploiement avancé du photovoltaïque, avec des capacités dépassant 1,2 TWDC en 2030 et 2,4 TWDC en 2040, le solaire fournissant respectivement 32% et 39% de la demande d'électricité de l'UE. Ce développement accéléré des solutions de flexibilité garantit également une forte amélioration des performances économiques du solaire, avec des taux d’écrêtement plus faibles et des prix de capture plus élevés, ainsi que d’importantes réductions des coûts du système et des émissions polluantes permises par un niveau d’électrification avancé.

Artelys a été mandaté par Gas Infrastructure Europe pour évaluer les besoins d’infrastructures de stockage souterrain d'hydrogène pour un système énergétique européen optimal aux horizons 2030 et 2050, ainsi que les bénéfices d’un développement ambitieux du stockage souterrain dès 2030. Dans cette étude, Artelys Crystal Super Grid a été utilisé pour co-optimiser le dispatch horaire du système énergétique et les décisions d'investissement dans les infrastructures hydrogène (stockage, pipelines transfrontaliers, électrolyseurs) et les solutions de flexibilité (interconnexions, batteries, moyens de pointe). En particulier, ce travail s'appuie sur la modélisation du couplage des système électrique et hydrogène selon des hypothèses qui sous-tendent les objectifs de REPowerEU en 2030 et de la neutralité carbone en 2050. Les résultats de modélisation mettent en évidence la nécessité d'une capacité de stockage de 45 TWh LHV dès 2030 (en volume utile), ce qui représente un écart de 36 TWh LHV de plus que l’ensemble des projets actuellement envisagés. Des simulations complémentaires ont montré que rattraper ce retard pourrait conduire à des réductions de coûts d’investissement et d’exploitation à hauteur de 2,5 milliards d'euros par an.

Dans le contexte du développement du renouvelable dans le mix électrique et de l’électrification rapide des usages, opérer le réseau devient de plus en plus complexe. En tant qu’expert en IA et optimisation dans le domaine de l’énergie, Artelys accompagne les grands acteurs énergétiques qui ont lancé des initiatives pour concevoir des moyens innovants d'exploitation du réseau électrique basés sur l'optimisation et l’Intelligence Artificielle. Parmi eux, RTE anime le concours L2RPN (Learning to Run a Power Network) pour encourager le développement de solutions basées sur l'apprentissage par renforcement. Le concours a favorisé le développement du framework open-source grid2op, auquel Artelys contribue depuis des années. Dans l'édition 2023 co-organisée par la région Ile de France, Artelys a participé avec succès en tant que challenger et sa solution a été classée première au leaderboard ! Notre solution est basée sur un cadre de coopération multi-agents où des agents spécialisés basés sur différentes technologies (apprentissage par renforcement, optimisation et système expert) peuvent tirer parti des différentes options (actions topologiques et mécanismes de flexibilité) au moment où elles sont les mieux adaptées. Ce succès ouvre une voie prometteuse aux prochaines étapes qui permettront de mettre en toute sécurité ces assistants IA entre les mains des opérateurs.

L’Agence France Trésor a fait appel à Artelys pour étudier l’impact environnemental des énergies renouvelables subventionnées. Le périmètre des analyses comprend à la fois la France métropolitaine (et donc les impacts sur le système électrique européen) et les zones non-interconnectées, aussi bien pour la période historique que dans une vision prospective. Les principaux impacts (en particulier les émissions de gaz à effet de serre, mais aussi les émissions de polluants atmosphériques, l'utilisation de matières premières et l’occupation des sols) ont été quantifiés à partir de travaux de modélisations réalisés à l’aide de l’outil Artelys Crystal Super Grid. Cette analyse quantitative est complétée par des éléments qualitatifs issus d’une revue de littérature couvrant l’ensemble des autres impacts environnementaux des renouvelables (biodiversité, pollution de l'eau et des sols, adaptation au changement climatique, etc.). L’étude montre qu’en 2021 près de 28 MtCO2eq d’émissions ont été évitées grâce aux renouvelables subventionnés, en analyse de cycle de vie. Les modélisations montrent que les EnR électriques métropolitaines ont presque exclusivement remplacé des productions thermiques ces dernières années, en grande majorité dans les pays voisins (entre 75% et 86%).

Cette étude, réalisée par Artelys pour le compte d'EDF, vise à analyser les besoins en infrastructures de production, stockage et transport interrégional d'hydrogène en France en 2050. Les analyses ont été menées à l’aide d’une modélisation à la maille régionale du système énergétique français avec le logiciel Artelys Crystal Super Grid, réalisant de manière conjointe l’optimisation économique des investissements et la simulation au pas de temps horaire du système couplé électricité-hydrogène. Quatre scénarios intégrant des hypothèses contrastées sur les volumes de demande d’hydrogène, le mix électrique, et l’impact de volumes d’hydrogène transitant par la France depuis l’Espagne ont été modélisés.  L’étude indique que le développement du stockage d’hydrogène présente des bénéfices économiques en permettant une opération flexible des électrolyseurs. Les scénarios supposant un transit d’hydrogène de l’Espagne vers l’Allemagne (voire la Belgique suivant les hypothèses) font apparaître une structure du système hydrogène autour d’une « dorsale » de transit (résultant de contraintes de transit exogène) se développant le long de l’axe Sud-Est/Nord-Est, avec des capacités de stockage géologiques significatives se développant le long de cette dorsale, dans les régions PACA et Auvergne-Rhône-Alpes. Cependant, seuls les scénarios présentant les plus fortes demandes d’hydrogène  font apparaître des développements significatifs d’un réseau hydrogène interrégional au-delà de cette dorsale de transit.

Artelys et ses partenaires Fraunhofer ISI ont été sélectionnés par la GIZ pour réaliser une étude sur les options clés pour la décarbonisation de l'utilisation de l'énergie en Asie du Sud-Est. Ce rapport évalue l'utilisation actuelle des combustibles fossiles dans la région et ses perspectives d'évolution, avec un accent particulier sur le gaz fossile et les éléments d'infrastructure connexes. L'étude présente ensuite une évaluation des options de décarbonisation de l'utilisation de l'énergie dans le système électrique, l'industrie, le transport et les secteurs résidentiels en Asie du Sud-Est, en soulignant les défis spécifiques à la région.

L'hydrogène suscite un vif intérêt en tant que moyen de décarboner des secteurs économiques fortement émetteurs de gaz à effet de serre. Dans ce contexte, la Commission européenne a annoncé l'objectif d'une capacité d'électrolyse de 40 GW d'ici 2030, produisant jusqu'à 5 Mt d'hydrogène renouvelable, dans sa communication intitulée "A hydrogen strategy for climate-neutral Europe" (2020). Suite à l'invasion russe en Ukraine, le plan REPowerEU (2022) de la Commission européenne envisage une adoption anticipée de l'hydrogène, notamment dans les secteurs des transports et de l'industrie, afin de parvenir à une suppression progressive des imports de gaz naturel en provenance de Russie d'ici 2027, tout en augmentant l'objectif de production d'hydrogène à 10 Mt, auxquels s'ajouteraient 10 Mt d'imports d'hydrogène, dont 4 Mt sous forme de produits dérivés. La présente étude vise à évaluer les besoins en infrastructures hydrogène au niveau européen à l’horizon 2030, en adoptant le scénario REPowerEU comme cadre principal des hypothèses de modélisation. Le modèle METIS a été exploité pour évaluer les besoins en infrastructures hydrogène, en se basant sur une représentation multi-énergie des systèmes d'électricité, de gaz et d'hydrogène avec une résolution temporelle horaire sur une année entière (2030). Les capacités de stockage, de production et de transmission transfrontalière de l'hydrogène sont optimisées grâce aux algorithmes avancés inclus dans la plateforme Artelys Crystal Super Grid.

Afin de soutenir la Commission européenne, et notamment son plan d'action pour le fonctionnement efficace des réseaux électriques, cette étude propose des méthodologies pour les analyses coûts-avantages et les options de partage des coûts transfrontaliers pour les projets d'infrastructure électrique en mer. Les investissements importants qui sont prévus pour les infrastructures de production et de réseau en mer auront des retombées positives pour l'Europe. Une répartition équitable des coûts et des bénéfices entre les États membres peut être un élément clé de la mise en œuvre de ces projets. Qui doit financer les infrastructures de production d'électricité en mer ? En quoi cela dépend-il de la manière dont les bénéfices sont partagés ? Cette étude vise à apporter des éléments de réponse.

La Ville de Paris a des objectifs ambitieux d'approvisionnement d'électricité en énergies renouvelables (EnR), et achète déjà l’équivalent de sa consommation annuelle municipale en électricité d’origine renouvelable. Cependant, les mécanismes actuels de certification (garanties d'origine) ne prennent pas en compte la variabilité de la production renouvelable, et n'assurent donc pas que chaque kilowatt consommé a été produit par une source renouvelable en temps réel. Des initiatives de certification d’approvisionnement en énergie renouvelable à toute heure de l'année (approche 24/7 EnR) commencent toutefois à se développer. Dans ce contexte, Artelys a réalisé une étude pour le C40 et la Ville de Paris, en collaboration avec EY, pour identifier l’applicabilité de l’approche 24/7 EnR à la mobilité électrique dans la Ville de Paris, avec une attention spéciale au rôle de la flexibilité de la recharge qui pourrait permettre de s’adapter à la variabilité de la génération renouvelable.

Artelys a été mandatée par le Pentalateral Energy Forum afin de définir les principes de base d’une vision commune d’un système électrique décarboné au sein de la région PENTA. Les résultats de ce projet serviront de point de départ au processus d'élaboration de ladite vision par les membres du Forum au cours de l’année 2023. Le Pentalateral Energy Forum est une structure de coopération régionale ayant pour but de faciliter l'intégration du marché de l'électricité et d’assurer la sécurité de l'approvisionnement en Autriche, Belgique, France, Allemagne, au Luxembourg, aux Pays-Bas et en Suisse. Dans le cadre de ce projet, Artelys a analysé et comparé un grand nombre d'études, de scénarios et de rapports techniques nationaux et internationaux. De cette analyse découle l'identification d’évolutions probables communes aux différentes trajectoires de transition, et la mise en lumière des incertitudes qui subsistent. Ceci a permis de formuler une série de recommandations pour la décarbonation du secteur de l'électricité dans la région PENTA. Ces travaux soulignent que l'électricité jouera un rôle central dans la décarbonation de tous les secteurs économiques et devrait donc être elle-même décarbonée le plus rapidement possible, idéalement à l’horizon 2035. Les pays du Pentalateral Energy Forum sont particulièrement bien placés pour initier ou accélérer les changements nécessaires. La coopération régionale entre les pays permettrait en effet une décarbonation à moindres coûts, mais qui nécessiterait d’investir dans des infrastructures spécifiques.

Le Pentalateral Energy Forum a choisi Trinomics et Artelys pour étudier l'évolution des besoins et solutions de flexibilité dans la région PENTA, et identifier les barrières régulatoires et de marché relatives à leur développement. L'étude a montré que les besoins de flexibilité dans la région pourraient être multipliés par 5 d'ici à 2050 - du fait de l'intégration de renouvelables et l'électrification des usages - avec des impacts plus prononcés sur les échelles journalières et hebdomadaires. Pour répondre à ces besoins des portfolios de solutions de flexibilité constitués par des solutions de stockage et de demande flexible sont des facteurs clés. Les interconnexions et l'intégration des marchés revêtent également une grande importance en permettant la réduction du besoin de flexibilité et l'échange d'activation entre pays.

Pour cette étude, Artelys a été mandaté par GRDF pour analyser les implications technico-économiques de quatre mix d’équipements de chauffage dans le secteur du bâtiment en France à horizon 2050. Dans cette optique, les systèmes d’approvisionnement énergétique associés à quatre scénarios d'évolution du parc d'équipements de chauffage et eau chaude sanitaire en France dans les secteurs résidentiel et tertiaire ont été modélisés à l'aide du logiciel Artelys Crystal Super Grid. Ces scénarios, tous compatibles avec les objectifs nationaux de neutralité carbone, se distinguent notamment par leur taux d'électrification des équipements de chauffage et leur niveau de consommation nationale de biogaz, dans la limite des gisements disponibles. Pour chaque scénario, l'opération horaire des systèmes de production, stockage et transport d’énergie a été simulée. L'étude souligne qu'une électrification plus forte du chauffage du bâtiment entraine une baisse de consommation d'énergie finale du fait des rendements élevés des pompes à chaleur. Cependant, un bilan économique global, révèle que les économies induites sur le système d'approvisionnement énergétique ne compensent pas le surcoût des équipements tels que les pompes à chaleur électriques. Ainsi, les scénarios qui présentent un maintien partiel des usages directs du gaz dans le chauffage du bâtiment apparaissent comme économiquement pertinents.

Cette étude vise à examiner des choix d’investissements et de la gestion opérationnelle du système énergétique européen en 2050 et ce, en mettant l’accent sur la comparaison d’options de décarbonation pour la fourniture de chaleur industrielle à différents niveaux de température. Cette analyse repose sur une version améliorée de l’outil de modélisation du système énergétique européen, METIS, qui permet d’optimiser conjointement les investissements en matière de production d’électricité, d’hydrogène et de chaleur. Les principales constations de l’étude sont que l’adoption d’une modélisation multi-sectorielle et multi-énergétique couplée à une granularité horaire sur l’année rend possible une meilleure détection des synergies entre lesdits secteurs tout en reflétant efficacement les dynamiques horaires du système. Ceci peut mener à des bénéfices importants en terme d’investissements évités et grâce à une réalisation plus efficace des objectifs de décarbonation.

Cette étude porte un regard plus approfondi sur le système énergétique de l’UE à horizon 2050 en se basant sur un scénario de transition développé dans une précédente étude, METIS 2 - S6, qui se concentrait sur le système électrique européen et ses interconnexions avec les réseaux d’hydrogène et de chaleur. Alors que l’étude S6 visait à un dimensionnement optimal du système européen en termes de coûts, la présente étude va plus loin en tirant des conclusions plus globales. Elle met en lumière les options dites « sans regrets » pour la décarbonation du système énergétique de l'UE en 2050, les risques potentiels en matière de verrouillage technologique ainsi que les facteurs d’incertitude dans la planification du système énergétique - tels que la sensibilité du système au changement climatique et aux prix de l’énergie. L’analyse est complétée par une évaluation des bénéfices venant d’une représentation plus détaillée des infrastructures d’hydrogène au sein du système et fournit des recommandations pour une approche holistique de planification du système énergétique et de ses infrastructures.

L’objectif principal de l’étude était de mieux comprendre le rôle futur des centrales hydrauliques dans un système énergétique décarboné. Pour ce faire, il a été jugé opportun d’examiner la stratégie de répartition des actifs hydroélectriques flexibles au sein du modèle de système énergétique de l’UE METIS . Au lieu de s’appuyer sur des courbes guide basées sur des données historiques, le but était d’intégrer une vision prospective, qui refléterait toute la flexibilité proposée par les centrales hydroélectriques et permettrait de modéliser une utilisation plus réaliste de ces unités. Cela implique l’intégration de données statistiques plus fiables sur la production annuelle d’énergie hydraulique et les puissances installées. De plus, il s’est avéré utile de représenter la nature stochastique des apports hydroélectriques pour les actifs au fil de l’eau et les réservoirs. Tout ceci a été réalisé en équipant METIS de profils d'apport en eau variables (données de séries chronologiques) pour 28 années météorologiques historiques, en accord avec la modélisation d’autres sources d’énergies renouvelables (solaire photovoltaïque et éolienne). En poursuivant ces améliorations, il est devenu possible de mettre à jour les courbes de guide des actifs des réservoirs hydroélectriques, en utilisant la programmation stochastique double dynamique (SDDP). Une explication détaillée de l’approche choisie est présentée dans le rapport et complétée par une série de résultats illustratifs, y compris une sensibilité à l’impact du changement climatique.

L’objectif principal de cette étude est d’identifier et de caractériser les solutions de flexibilité, et d’évaluer leur rôle potentiel pour atténuer les congestions au sein des réseaux de transport et de distribution. Plus précisément, cette étude vise à : (i) fournir une vue d’ensemble des différents moyens de flexibilité disponibles, y compris une description de leur potentiel pour les États membres de l’UE, leurs caractéristiques technico-économiques et les domaines de déploiement possibles, et (ii) d’apporter une évaluation des scénarios de déploiement des actifs de flexibilité pour éviter les congestions dans les réseaux de distribution et de transport, afin d’améliorer l’utilisation de l’infrastructure de réseau existant et de faciliter l’intégration rentable efficace des énergies renouvelables.

Artelys a été sélectionné par le GIE pour entreprendre une analyse approfondie des valeurs apportées par le stockage souterrain de l'hydrogène, et pour illustrer comment ces valeurs peuvent émerger dans une sélection de cas d'usage territoriaux. Pour procéder à l'identification des valeurs apportées par le stockage de l'hydrogène, Artelys a notamment pris en compte les besoins de flexibilité propres à l'hydrogène électrolytique, et des considérations liées au caractère naissant de l'économie de l'hydrogène. Artelys s'est appuyé sur la plateforme de modélisation multi-énergie Artelys Crystal Super Grid afin d’évaluer le niveau de bénéfices apportés par le stockage d'hydrogène dans quatre cas d'usage territoriaux, dont la réduction du coût moyen de la production d'hydrogène, les investissements évités, la réduction des émissions de GES, la réduction du curtailment ENR, etc. Les résultats de cette étude peuvent informer une série de recommandations pour soutenir l'émergence du stockage souterrain de l'hydrogène et un écosystème d'hydrogène durable.

Dans cette étude lancée par le club stockage de l’ATEE et 16 entreprises du monde du stockage et co-financée par l’ADEME, Artelys, avec l'aide du CEA-Liten, a étudié l’intérêt des technologies de stockage électriques (batteries, station de pompage-turbinage, etc.), thermiques (chaleur et froid) et du power-to-gas (blending H2, methanation, power-to-hydrogen-to-power), en France en 2030 et 2050. L’analyse s’intéresse aux coûts et bénéfices liés à l’installation de technologies de stockage d’énergie ou de power-to-gaz dans 15 cas d’études jugés intéressants a priori, à la marge de scénarios de référence d’évolution du système énergétique. L’étude pointe en particulier l’intérêt des stockages de chaleur et de froid dans les systèmes (réseaux et industries) électrifiés, du pilotage de la charge des véhicules électriques et des STEPs dans l’ensemble des scénarios 2030 et 2050, même si ce résultat est bien sûr conditionné par l’évolution du système (électrification de la chaleur et du transport) et le développement possible d’autres flexibilités concurrentes.

Energy Community a sélectionné Trinomics et Artelys pour étudier les moyens de flexibilité visant à faciliter l'intégration des énergies renouvelables et à soutenir la décarbonation des pays membres de sa communauté à l'horizon 2040. L'analyse quantitative a été réalisée par Artelys à l'aide du logiciel Artelys Crystal Super Grid. Les besoins futurs en matière de flexibilité sont analysés et des portefeuilles optimaux (minimisant les coûts) sont déterminés en tenant compte d'un large éventail de scénarios en termes de déploiement de sources renouvelables, de sortie du charbon et de différents niveaux de capacité d'interconnexion. Toutes les parties prenantes (à l'exception de la Géorgie) ont été modélisées conjointement au sein du marché européen de l’électricité. L'étude souligne qu'aucun investissement supplémentaire en termes de flexibilité ne serait nécessaire d'ici à 2030, même dans le scénario le plus ambitieux de déploiement ENR. Elle souligne également que l’augmentation des capacités d’interconnexion réduit la nécessité d'investir dans des solutions de flexibilité en 2040 et fait baisser les coûts du système électrique et les émissions de CO2.

La SNBC fixe des objectifs ambitieux de décarbonation du bâtiment et propose notamment une forte électrification du chauffage pour y parvenir. Les pompes à chaleur (PAC) purement électriques se développent ainsi largement dans les logements et sont préférées aux PAC hybrides. Pourtant, la PAC hybride (PAC air/eau accompagnée d’une chaudière à condensation gaz en appoint) présente des avantages qui semblent insuffisamment valorisés. Dans ce cadre, GRDF a chargé Artelys de réaliser une étude permettant de cerner des mesures d’incitation au développement des PAC hybrides. Pour cela, l’étude estime la valeur apportée au système énergétique par les PAC hybrides comparée aux PAC avec un appoint électrique puis compare cette valeur système à la valeur perçue par le consommateur. L’étude a ainsi permis de mettre en lumière un déséquilibre notable entre les bénéfices apportés au système énergétique par les PAC hybrides et les signaux tarifaires actuels à destination des consommateurs. En effet, le système de tarification actuel ne permet pas de valoriser la capacité d’effacement de la PAC hybride, lorsque le réseau électrique est très contraint, en période de grand froid notamment. Une première réflexion a ensuite été menée pour traduire les bénéfices des PAC hybrides dans des mesures incitatives afin d’obtenir une meilleure adéquation des incitations pour le consommateur aux coûts induits sur le système énergétique français.

La Fondation européenne pour le climat a choisi Artelys pour étudier le besoin de nouvelles infrastructures gazières dans la perspective d'une suppression progressive des importations de gaz russe d'ici 2025. Le conflit russo-ukrainien a poussé l'Union européenne à réduire ses importations de gaz russe le plus rapidement possible. Il oblige l'UE à réfléchir à la meilleure façon d'allouer les investissements afin de réduire la dépendance de l'UE de manière structurelle. Dans ce contexte, Artelys a comparé deux scénarios : une première stratégie donne la priorité aux investissements dans les capacités d'importation de GNL, une seconde combine des mesures d'efficacité énergétique, le déploiement des énergies renouvelables et de solutions de flexibilité. L'analyse des deux scénarios a été réalisée à l'aide de la plateforme Artelys Crystal Super Grid. Cette étude identifie que la mise en œuvre des mesures proposées dans le paquet Fit-for-55 permettrait à l'UE de sortir en grande partie du gaz russe d'ici 2025. Elle montre également que des investissements européens supplémentaires dans les énergies propres constituent la meilleure voie à suivre pour garantir une sécurité d'approvisionnement totale en cas d'abandon progressif du gaz russe. Du point de vue du coût total du système, un scénario de solution d'énergie propre est moins cher qu'un scénario de solution basée sur le gaz. Il permet également de réduire les émissions de CO2 à long terme.

L’ADEME a confié à Artelys la modélisation des systèmes électriques associés aux quatre scénarios de neutralité carbone de son projet « Transition(s) 2050 » dont le volet électrique a été publié en février 2022. Au travers d’un projet de plus d’un an, Artelys a mis en place un modèle permettant une représentation fine des capacités de production, de la consommation (incluant la flexibilité), de ses dynamiques d’évolution et du réseau de transport interne, à la maille régionale, afin d’établir et d’évaluer des trajectoires possibles d’évolution du système électrique. Cette modélisation représente un état du système électrique européen tous les 5 ans de 2020 à 2060 et intègre une granularité horaire. Les simulations réalisées, dont la robustesse est assurée par un jeu de 9 années météo, permettent d’établir certains messages clés dont les suivants : Le développement des capacités d'énergies renouvelables (EnR) conduit à une répartition plus homogène des actifs de production sur le territoire français qu’à l’actuel. Pour ne pas engendrer de surcoûts en termes de réseau interne et de moyens de flexibilité (stockage…), cette répartition doit être pensée conjointement à la structure du réseau. Déployer les EnR en suivant les meilleurs LCoE régionaux ne correspond pas à la situation optimale pour le système. Au-delà du renforcement des interconnexions et des échanges avec les voisins (dans les deux sens), le développement de la flexibilité de la demande est essentiel pour assurer le bon fonctionnement des systèmes modélisés. Le pilotage intelligent de la recharge des véhicules électriques et l’opération dynamique des électrolyseurs sont notamment déterminants dans l’intégration des productions renouvelables. Les hypothèses de modélisation sont rassemblées dans le cahier d'hypothèses au rapport. Les résultats des analyses de sensibilité aux capacités d’échange européennes sont disponibles ici.

La Mer du Nord est appelée à jouer un rôle central dans la décarbonisation de l'économie européenne, avec d'importants potentiels d’éolien en mer, des industries fortement consommatrices d’énergie proches du littoral, et un maillage important d’infrastructures gazières qui pourraient être reconverties pour favoriser le développement de l'hydrogène vert. Dans ce contexte, la Commission européenne a sélectionné Artelys, DNV et Trinomics pour analyser les visions pour la Mer du Nord. L'objectif principal de cette étude était de fournir une vue d'ensemble des analyses concernant les plans nationaux et régionaux récents, leurs hypothèses, et les plans de développements des énergies renouvelables et réseaux offshore dans les pays de la Coopération Énergétique de la Mer du Nord (NSEC). L'étude a visé à identifier les points communs et les divergences entre ces visions prospectives en incluant l’analyse des hypothèses sous-jacentes, tout en fournissant également une discussion qualitative sur les différences qui existent entre les méthodologies d'élaboration de ces scénarios. Enfin, l'étude fournit des recommandations sur les aspects qu'il serait important de prendre en compte dans les prochains exercices d'élaboration de scénarios qui visent à mettre en lumière les évolutions potentielles de la région de la Mer du Nord. Ces aspects comprennent par exemple l'évaluation des potentiels d'énergie renouvelables, la planification de l'espace maritime, les considérations multi-énergies et l'évaluation des risques.

Dans cette étude commanditée par l’ADEME, Artelys a cherché à quantifier les bénéfices économiques et environnementaux apportés par le développement des énergies renouvelables et de récupération sur le territoire français. L’étude s’inscrit dans le débat actuel sur les coûts et bénéfices liés au développement des EnR&R et a pour objectif de compléter les indicateurs socioéconomiques produits par l’ADEME pour l’étude « Marché et emplois ». L’approche suivie par l’étude est de comparer le mix énergétique réalisé (2000-2020) et prévu par la PPE (2020-2028) à un scénario contrefactuel dit « sans nouvelles EnR » avec une part moindre d’EnR&R. Les bénéfices apportés par le développement des EnR&R sont quantifiés en évaluant les consommations d’énergies primaires et finales, les économies liées aux importations évitées de combustible et aux exportations d’électricité générées, et les émissions de GES évitées sur le territoire et à l’étranger. Le périmètre de l’étude inclut les énergies renouvelables et de récupération pour la production électrique, pour la production de chaleur, le biogaz et les biocarburants, sur une période historique (2000-2020) et une période future (2020-2028).

Dans le but de prolonger les travaux de construction de la trajectoire énergétique de la SNBC, GRDF a choisi de confier à Artelys une étude visant à approfondir l’impact de la SNBC sur les réseaux électriques de transport et de distribution. Si d’un côté l’évolution de la courbe de charge d’ici 2050 se traduira du point de vue des réseaux par de nouveaux investissements pour le transport et la distribution, il faut également prendre en considération le développement des capacités de production renouvelables pour avoir une vision holistique des évolutions auxquelles devront répondre les réseaux électriques. L’étude a permis de mettre en lumière l’évolution importante de la courbe de charge nette d’électricité, notamment sur les réseaux de distribution. Les opportunités que peuvent apporter le développement de systèmes hybrides pour limiter les efforts et l’impact sur les réseaux électriques se doivent d’être considérées, particulièrement dans un contexte où les incertitudes sur les efforts à fournir pour atteindre les objectifs de réduction des émissions sont très importantes.

Dans le cadre de la révision de la Directive Européenne sur les marchés du gaz (2009/73/EC), la Commission Européenne a sélectionné Artelys pour l’assister dans la réalisation de leur analyse d’impact des mesures permettant la création d’un cadre régulatoire pour l’hydrogène. En collaboration avec Guidehouse, qui a effectué l’analyse qualitative de ces mesures, ce rapport présente la méthodologie et les résultats de l’analyse coûts-bénéfices de la création d’une infrastructure pan-Européenne de transport d’hydrogène. L’analyse a été réalisée avec METIS, un modèle multi-énergie de l’Europe couvrant le gaz, l’électricité et l’hydrogène (basé sur la plateforme Artelys Crystal Super Grid Artelys Crystal Super Grid). Elle s’appuie sur des scénarios représentant différentes conditions cadres qui impactent l’implantation d’un réseau Européen d’hydrogène. Ces scénarios sont comparés sur la base de critères de coûts, de besoins en infrastructure de production, transport et stockage, et de critères environnementaux. Des analyses de sensibilité explorent des hypothèses additionnelles portant, par exemple, sur le mode de production d’hydrogène via des électrolyseurs ou sur les coûts de l’infrastructure de transport.

Ce rapport présente le travail réalisé par Artelys, Trinomics, Fraunhofer IEE et le JRC pour le compte de la Commission Européenne dans le cadre de l’analyse d’impact de propositions envisagées pour la révision de la Directive Européenne sur les marchés du Gaz (2009/73/EC) pendant l’année 2021. Sont présentés dans ce rapport les problèmes perçus par la Commission Européenne dans la directive actuelle et les manquements qui pourraient survenir face à l’évolution rapide du système énergétique. L’étude examine différentes mesures proposées par la CE afin de traiter ces inefficacités, notamment en se basant sur l’outil de modélisation du système énergétique Européen METIS. L’analyse des mesures est divisée en cinq grandes thématiques, à savoir « Intégration des gaz renouvelables et bas carbone dans le marché », « Réformes du système tarifaire des entrée/sortie des interconnexions de gaz Européenne », “Environnement régulatoire pour la qualité du gaz (intégrant l’injection d’une portion d’hydrogène dans un réseau de gaz)” “ Environnement régulatoire pour les terminaux LNG ” et “Planification des réseaux au vu de l’intégration des systèmes énergétiques”. Le rapport décrit en détails les principaux impacts économiques, environnementaux et sociaux.

La Commission européenne a sélectionné Artelys et ses partenaires Trinomics (chef de file du consortium), LBST et E3M pour lui fournir un soutien portant sur la conception et l'évaluation d'options politiques visant à accroître le déploiement de sources d'énergie renouvelables. Le travail mené par Artelys a été riche en enseignements, portant sur des sujets tels que l'éolien offshore, les contrats d'achat d'électricité et la coopération régionale. La quantification des impacts des mesures politiques a été alimentée par le modèle METIS, un outil s'appuyant sur la plateforme Artelys Crystal Super Grid, développé par Artelys pour le compte de la Commission européenne.

L’objectif de l’étude réalisée par Artelys pour le compte de European Climate Foundation est d'analyser les besoins en infrastructures énergétiques dans différents scénarios atteignant la neutralité carbone à l'horizon 2050. Les principales conclusions sont que des besoins importants en infrastructures transfrontalières électriques apparaissent dans tous les scénarios considérés, alors que le besoin en infrastructures transfrontalières dédiées à l’hydrogène dépend fortement de la répartition géographique des sources d'énergie renouvelables en Europe. Enfin, l’étude montre que la sécurité d’approvisionnement en Europe peut être maintenue sans investir dans de nouveaux projets de transport de méthane.

La Commission Européenne a sélectionné Artelys et Trinomics pour analyser la méthodologie utilisée par ENTSOG pour évaluer les impacts des projets d'infrastructure gaz en termes d’impacts environnementaux, et pour fournir des recommandations d’amélioration de cette méthodologie. Dans la méthodologie actuelle d'analyse coûts-bénéfices, l'ENTSOG évalue les impacts environnementaux des projets d'infrastructure gazière afin de fournir des éléments permettant la sélection de projets d'intérêt commun (PCI). Artelys a d'abord identifié les forces et les faiblesses de l'approche actuelle utilisée par ENTSOG. En particulier, Artelys a identifié que si l'objectif de l'approche actuelle est relativement clair, la façon dont les impacts sur la consommation de gaz sont calculés est trop simpliste et ne saisit pas toutes les interactions entre vecteurs (électricité et gaz) ou les effets transfrontaliers des projets, principalement en raison des limites des capacités de modélisation actuelles de ENTSOG. De nouvelles approches ont été proposées par Artelys et discutées avec la Commission Européenne et l'ENTSOG. Des tests ont été réalisés pour déterminer comment les nouveaux indicateurs pourraient être mis en œuvre lors du prochain cycle du TYNDP, qui conduira à l'établissement de la 5ème liste de PCI. La méthodologie que nous avons proposée vise également à capter les impacts environnementaux liés aux fuites de méthane et aux émissions autres que celles de CO2 (incluant des émissions de GES et de particules).

COGEN Europe, l'association européenne pour la promotion de la cogénération, a sélectionné Artelys pour étudier le rôle de la cogénération dans le système énergétique dans le contexte d’une économie décarbonné à horizon 2050. Les technologies de cogénération pourraient en effet s'avérer être un élément clef du portefeuille de solutions permettant l’atteinte des objectifs climatiques ambitieux de la Commission Européenne. L’analyse réalisée par Artelys a été structurée en deux parties : une première analyse où des solutions de cogénération ont été comparées à des solutions alternatives sur sept cas d'utilisation concrets, et une seconde analyse axée sur l’évaluation des bénéfices au niveau du système où le déploiement de technologies de cogénération est optimisé dans un scénario atteignant la neutralité carbone à horizon 2050. L'analyse montre que la cogénération a de multiples bénéfices, que ce soit au niveau de l'utilisateur final et au niveau du système, et pourrait être déployée de manière économique dans nombre de secteurs.

SGN et SPEN, deux des principaux distributeurs de gaz et d'électricité en Écosse, ont chargé Artelys et E4Tech d'étudier le potentiel du power-to-hydrogen dans la région d'East Neuk en Écosse. Artelys a entrepris une évaluation de la disponibilité et de la qualité des surplus d'électricité décarbonée dans la région d'East Neuk et en Grande-Bretagne, en utilisant un modèle du marché de l'électricité européen dans l’outil Artelys Crystal Super Grid. La région d'East Neuk a été décrite en détail afin de prendre en compte les contraintes sur les échanges d'électricité avec le reste de la Grande-Bretagne. L'évaluation est basée sur sept scénarios de développement de l'électrolyse connectée au réseau ou avec EnR dédié, et ce pour différentes utilisations finales de l'hydrogène. Les applications hydrogène envisagées incluent l'injection d'hydrogène dans le réseau de gaz, la mobilité de l'hydrogène et l’adaptation du réseau gazier en un réseau hydrogène. Dans ce dernier cas, le gaz naturel est remplacé par l'hydrogène dans toutes les applications (chauffage, industries, etc.). Finalement, des recommandations sur les initiatives régulatoires et de politique énergétique dans les secteur de l'électricité et du gaz ont été émises sur la base de nos résultats.

Cette étude, réalisée avec nos partenaires Enerdata et Trinomics, poursuit trois objectifs : la présentation du déploiement actuel et caractérisation des technologies de stockage en Europe, l’identification des besoins de flexibilités aux horizons 2030 et 2050 et optimisation du déploiement de solutions de flexibilité, et finalement l’examen des conditions régulatoires à mettre en œuvre afin de permettre l’émergence des technologies de stockage pertinentes. La contribution principale d’Artelys a été la modélisation de certains scénarios de la Stratégie de Long-Terme de la Commission Européenne, et l’optimisation de la place des solutions de flexibilité (interconnexions, batteries, pompage-turbinage, électrolyseurs, etc.) dans ces scénarios, et ce pour différents niveau de flexibilité de la demande. Nous avons ensuite procédé à l’analyse de la contribution de chacune des technologies dans la fourniture de flexibilité sur différentes échelles de temps, de la journée à l’inter-saisonnier. Nous avons ainsi trouvé que de nombreuses technologies sont en compétition pour fournir de la flexibilité sur le court et moyen terme (véhicules électriques, batteries, pompage-turbinage, etc.), et que les électrolyseurs ont un rôle clef à jouer dans la fourniture de services de flexibilité inter-saisonniers et dans la décarbonisation de l’industrie, de la mobilité et du bâtiment.

Dans le cadre du plan de transition énergétique de la Polynésie, l’île de Tahiti s’est fixée comme objectif d’avoir 75% d’énergies renouvelables dans son mix électrique à horizon 2030, en comptant sur son hydroélectricité et son potentiel solaire, tout en améliorant la sécurité d’approvisionnement. Artelys a conduit pour le Service des Energies de Tahiti une étude visant à scénariser le système électrique de l’île en 2030 et à analyser l’impact sur le réseau du développement de centrales solaires photovoltaïques avec stockage. Le projet se distingue par une modélisation fine du système électrique : pas de temps infra-horaire et contraintes spécifiques aux systèmes isolés.

L’objectif de cette étude réalisée pour European Climate Foundation est de fournir une mise à jour de l’analyse des besoins en infrastructures gazières supplémentaires en Europe du point de vue de la sécurité d’approvisionnement. Les principales conclusions sont que l’infrastructure gazière européenne est en mesure de résister à un certain nombre de perturbations et en conséquence un ensemble limité d’investissements est jugé économiquement pertinent. La mise en œuvre de tous les projets proposés dans la 4e liste de PCI aboutirait dès lors à une infrastructure gazière surdimensionnée.

L’objectif de l’étude réalisée pour ENTSOG et ENTSO-E est de proposer des recommandations portant sur l’impact des interactions entre gaz et électricité sur l’examen de projets d’infrastructure. Après une analyse détaillée des interactions entre systèmes électriques et gaziers, et une discussion sur le rôle des scénarios, trois principales sources d’interaction ont été identifiées et analysées : production d’électricité reposant sur le gaz, power-to-gas (électrolyse, méthanation), ou le déploiement technologies de consommation hybrides (e.g. pompe à chaleur hybride). Les recommandations élaborées par Artelys incluent des tests et critères relatifs à ces trois sources d’interaction.

Dans cette étude, Artelys a évalué la valeur capacitaire du stockage de gaz à l’échelle européenne du point de vue du système électrique pour le compte de GIE, l’association européenne des opérateurs d’infrastructure gaz. La modélisation porte sur les systèmes joints gaziers et électriques d’Europe, les données provienant du scénario TYNDP2018 ST2030 produit par l’ENTSO-E et l’ENTSOG. L’objectif de l’analyse est d’évaluer les contributions des stockages de gaz à la sécurité d’approvisionnement du système électrique. Pour ce faire, la modélisation a porté sur des stockages de gaz réduits de 10 à 30% de leur capacité prévisionnelle (en volume disponible, injection et soutirage). La valeur capacitaire a été mesurée en évaluant les investissements qui devraient être consentis pour éviter la défaillance. Ces investissements représentent de l’ordre de 20 GW de centrale flexible (biomasse par exemple) pour une réduction de 30% des stockages de gaz. Enfin, l’étude a montré le rôle stabilisateur sur la variabilité des prix de l’électricité des stockages de gaz.

A l’heure actuelle, plusieurs projets d’interconnexion entre la France et la Grande-Bretagne se proposent de faire émerger les synergies et complémentarités entre les systèmes électriques britanniques et d’Europe continentale. Cette étude, commanditée par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) apporte des éléments quantitatifs quant à la valeur d’une nouvelle interconnexion d’un point du vue de l’intérêt général. Plusieurs scénarios ont été établis, dans le but de couvrir un ensemble d’évolutions possibles du système énergétique européen cohérentes et contrastées. Par ailleurs, de nombreuses analyses de sensibilité ont été effectuées pour évaluer l’impact des principales hypothèses : déploiement des énergies renouvelables, évolution des capacités nucléaires, niveaux d’interconnexion, etc. Considérée sur l’ensemble de sa durée de vie, une nouvelle interconnexion entre la France et le Royaume-Uni n’apparait pertinente dans aucun des scénarios. Les analyses menées révèlent que deux conditions sont nécessaires à la rentabilité d’1GW de capacité supplémentaire : de forts surplus de production ENR et/ou nucléaire dans un des deux pays, et des coûts de production élevés pour les centrales à gaz et charbon.

Ce document est le rapport complémentaire de l’étude « Trajectoires d’évolution du mix électrique 2020-2060 ». Il apporte des compléments d’analyse sur 3 enjeux majeurs liés au développement d’une part importante de renouvelable dans le mix électrique français. Ces nouveaux éléments permettent d’expliciter et d’étayer la synthèse parue en décembre 2018, qui a présenté de premiers résultats généraux axés sur la place des différents moyens de production à long-terme, l’évolution des prix de marché et des coûts complets et enfin les potentiels d’export et de décarbonation.

Pour satisfaire les objectifs de l’Accord de Paris, la production d’électricité renouvelable et neutre en carbone est amenée à jouer un rôle central. Cette étude propose une optimisation conjointe de diverses solutions de flexibilité pour permettre l’opérabilité d’un système électrique 100% décarboné en 2050, respectant des objectifs de production de combustibles de synthèses à partir d’électricité. Compte tenu de la contrainte de maintien d’équilibre offre-demande à différentes échelles de temps, les résultats mettent en évidence et quantifient la complémentarité entre productions flexibles, échanges transfrontaliers, stockage de court termes (batteries stationnaires, véhicule électrique, stockage thermique résidentiel…) et de stockage de moyen/long termes (stockage hydraulique, stockage sous forme de gaz de synthèse). Les synergies possibles entre gaz et électricité ont aussi été partiellement prises en compte, notamment via l’hybridation d’une part de la consommation : les chauffages d’appoint au gaz permettant de limiter la consommation des pompes à chaleur électriques en cas de tension sur le système électrique.

Dans des systèmes électriques à fort taux de pénétration EnR, une part importante de la production électrique est soumise aux aléas météorologiques. Cette incertitude de production EnR se traduit en un risque croissant de volatilité des prix qui rend plus incertain les revenus des différents acteurs : producteurs EnR ou non, opérateurs de stockage, consommateurs etc. Cette étude analyse l’évolution de la structure des prix dans un contexte de systèmes décarbonés. Elle quantifie les risques de rentabilité liés aux aléas météorologiques ainsi qu’à une modification imprévue de la structure du parc électrique et suggère des stratégies de couverture.
L’analyse montre que le prix est plus souvent déterminé par des consommateurs flexibles (comme l’électrolyse). En termes de risques, le solaire est particulièrement vulnérable à l’effet de cannibalisation, puisque sa production provoque une baisse de revenus disproportionnée liée à sa concentration en milieu de journée. Le profil de production de l’éolien étant mieux réparti, et les stockages étant essentiellement sensibles aux opportunités d’arbitrage, cet effet est moins accentué. En tant que consommateurs flexibles, les électrolyseurs tirent parti des périodes de faibles prix et représentent ainsi une possibilité de couverture pour les producteurs.

Le chauffage représente actuellement 70% de la consommation énergétique des secteurs résidentiel et tertiaire en Europe. Dans un contexte de pénétration croissante des énergies renouvelables dans la production d’électricité, une électrification du chauffage représente un des potentiels leviers importants pour décarboner ces secteurs. L’étude révèle que les pompes à chaleur représentent un moyen efficace de réduire les émissions CO₂ émises par le secteur du chauffage en Europe. Cependant, dans le scénario REF16-2030, la rentabilité d’un point de vue système de ces dernières est plus qu’incertaine. En effet, les gains en termes de consommation d’énergie ne suffisent pas à couvrir leur coût d’achat élevé et les investissements nécessaires dans des moyens de production supplémentaires pour satisfaire la demande en électricité lors des jours les plus froids. La modélisation réalisée avec METIS met en évidence que la flexibilité offerte par des pompes à chaleur couplées avec un stockage thermique permet de réduire les coûts de production d’électricité, et d’intégrer plus d’énergies renouvelables. Enfin, équiper les pompes à chaleur d’un chauffage gaz d’appoint émerge comme étant une solution permettant de limiter les pics de demande d’électricité durant les jours les plus froids. Cet appoint gaz permet de réduire les investissements nécessaires en moyens de production d’électricité de pointe, avec pour seul compromis une baisse légèrement moins importante des émissions de CO₂.

L’étude « Trajectoires d'évolution du mix électrique 2020-2060 », réalisée par Artelys, analyse sept trajectoires contrastées d’évolution du mix électrique français interconnecté avec ses voisins européens. Les mix électriques obtenus sont issus d'une optimisation économique sur trajectoire réalisée avec Artelys Crystal Super Grid, qui optimise conjointement l’évolution des investissements entre 2020 et 2060 et le coût de gestion du parc électrique européen à une maille fine (horaire pour 7 années possibles de données météo), de façon à évaluer de façon détaillée le coût associé à l’intermittence des énergies éoliennes et solaires.

Afin de faciliter la décarbonation des Transports, du Bâtiment et de l’Industrie, la production de gaz et hydrocarbures de synthèse à partir d’électricité décarbonée est une des voies à envisager. Cette étude évalue la pertinence économique et la compétitivité des technologies power-to-gas et power-to-liquids en comparaison à d’autres solutions de type biométhane, biocarburants ou H₂ produit par reformage du méthane à la vapeur + CCS. L’analyse révèle que le caractère compétitif de ces technologies power-to-X - intensives en capital - dépend essentiellement des profils de prix de l’électricité : l’occurrence de prix très bas suffisamment souvent dans l’année (au moins 3 000 heures) étant nécessaires pour permettre la mise en place de modèles économiques pertinents.

Par leur potentiel d’intégration des énergies renouvelables (biomasse, solaire, géothermie, surplus EnR-e) et de récupération (chaleur fatale, cogénération), les réseaux de chaleur, qui assuraient 9% de la demande de chaleur européenne en 2012, sont considérés comme un levier majeur de réduction de la consommation d’énergie et des émissions associées.
Afin de mieux comprendre et évaluer le futur rôle des réseaux de chaleur dans le mix énergétique européen et leurs interactions avec les autres vecteurs énergétiques (électricité, gaz), le modèle METIS a été enrichi d’un module de dimensionnement et de simulation des réseaux de chaleur, à pas de temps horaire. Dans le cadre de l’étude METIS S9, des archétypes de réseaux de chaleur sont construits à partir d’une revue de littérature des réseaux existants et projets en cours. Ensuite, à partir d’un scénario à l’horizon 2030, des mix d’archétypes sont construits pour chaque pays européen, de façon à pouvoir évaluer l’impact de politiques énergétiques européennes en termes de consommation d’énergie, émissions de GES et coûts de production. Enfin, l’impact d’une hausse de la part des pompes à chaleur dans les réseaux à l’horizon 2030 est étudié, pour illustrer ces nouvelles fonctionnalités de METIS.

Dans cette étude réalisée en partenariat avec le CEA-Liten et ENEA Consulting, Artelys a analysé les coûts et bénéfices de potentiels investissements dans des technologies de stockage d’électricité et de power-to-gas sur la base de 11 cas d’étude. Différentes configurations ont été considérées pour le power-to-gas (électrolyse pour l’industrie, pour la mobilité hydrogène, pour l’injection dans le réseau de gaz, etc.) et le stockage (stockage centralisé, stockages pour l’alimentation sans interruption, stockages liés à l’autoconsommation, stockage en zones faiblement interconnectées ou en forte croissance, recharge des véhicules électriques, etc.). Différents services ont été évalués et analysés (arbitrage, services système, sécurité d’approvisionnement). Les valeurs de ces potentiels investissement ont été estimées à la marge de 4 scénarios d’évolution du mix électrique français et européen à l’horizon 2035 reposant sur les scénarios du bilan prévisionnel 2017 de RTE, et ont été comparées aux projections de coûts de ces différentes technologies. Pour les cas qui se sont révélés être intéressants pour la collectivité, une estimation de la profondeur de marché a été réalisée.

Dans les années à venir, le nombre de véhicules électriques continuera à croître rapidement et pourrait atteindre de l’ordre de 35 millions de véhicules en 2030 selon les projections de la Commission Européenne. L’étude METIS S13 a pour objectif de quantifier l’impact d’un nombre croissant de véhicules électriques sur le système électrique européen. Différentes stratégies de recharge des véhicules électriques sont évaluées, notamment en termes d’intégration de renouvelables et d’émissions de CO₂. L’étude, réalisée par nos partenaires de RWTH Aachen University, s’est appuyée sur des simulations utilisant le modèle METIS. Artelys a accompagné la préparation de l’étude, notamment en étendant les capacités du modèle pour permettre la simulation de l’interaction entre de larges flottes de véhicules électriques et le secteur électrique.

Cette étude évalue l’impact de différents niveaux de pénétration d’énergies renouvelables sur le mix électrique européen à l’horizon 2030, et les conséquences sur les besoins de flexibilité du système électrique. Cette analyse se base sur la modélisation du système électrique européen avec le modèle METIS, combinée avec une évaluation de la demande résiduelle pour certains pays européens représentatifs des principaux enjeux en termes d’intégration des énergies renouvelables. L’étude révèle que les productions variables éolienne et solaire sont à l’origine d’une plus grande volatilité des prix d’électricité. L’augmentation de la production renouvelable résulte également en un surplus de production pendant certaines heures de l’année, mais l’écrêtement reste limité grâce à une utilisation renforcée des interconnexions et des moyens de stockage. Cette étude quantifie les besoins de flexibilité à différentes échelles de temps, et identifie leurs origines. Il est important de remarquer que les besoins de flexibilité sont fortement dépendants des spécificités de chaque pays, et requièrent par conséquent des portefeuilles de solutions de flexibilité adaptées à chacun d’eux.

Cette étude, réalisée pour l'Agora Energiewende et l'IDDRI, évalue l’impact conjoint des stratégies sur le parc nucléaire en France et sur le parc charbon en Allemagne dans un contexte de développement des énergies renouvelables à l’horizon 2030. Les parcs électriques étudiés s’appuient sur les scénarios référents en France et en Allemagne, avec différentes variantes sur les capacités nucléaire et charbon, ainsi que sur le prix du CO₂. L’utilisation d’Artelys Crystal Super Grid a permis d’analyser en détail l’impact sur les prix de marché de l’électricité, sur les revenus par filière et sur les transferts financiers des deux côtés du Rhin.
Les résultats montrent qu’au-delà de 50 GW de nucléaire, la rentabilité des investissements nécessaires au prolongement de la durée de vie des réacteurs est incertaine et dépend fortement de la capacité de la France à développer ses interconnexions, ainsi que du prix du CO₂. En Allemagne, une sortie accélérée du charbon est nécessaire afin d’atteindre les objectifs climatiques. Elle pourrait être compensée par un rehaussement des objectifs renouvelables à 60% de la demande en électricité, permettant ainsi de maintenir une balance des échanges d’électricité proche de l’équilibre. Enfin, l’étude illustre l’impact des stratégies énergétiques nationales au-delà des frontières et souligne la nécessité d’évaluer leur compatibilité afin de concrétiser l’Union de l’Energie en Europe.

L’Office Fédéral de l’Energie (OFEN, Suisse) a commandité cette étude à Artelys afin de comparer l’efficacité de différents mécanismes de soutien aux énergies renouvelables afin que la Suisse puisse atteindre ses objectifs de déploiement tout en gardant sous contrôle les risques pour les investisseurs. Afin de quantifier les revenus et risques d’un producteur EnR, Artelys a réalisé des simulations avec l’outil Artelys Crystal Super Grid de deux scénarios contrastés de l’évolution du système électrique européen, et ce pour 50 scénarios climatiques. Après l’évaluation de la rentabilité (ou de son absence) de chacune des technologies, en prenant en compte les potentiels effets de cannibalisation, nous avons comparé l’efficacité de différents mécanismes de soutien (tarif d’achat, prime à l’injection, prime avec prix plancher et plafond, certificats d’énergie renouvelable) et quantifié leurs impacts en termes de risques (du point de vue de l’investisseur). Le rapport d’étude conclut que les principaux risques résident dans l’incertitude relative à l’évolution du secteur électrique européen plutôt que dans la variabilité des conditions climatiques. Finalement, comme la Suisse n’a qu’un impact modéré sur les prix européens de l’électricité, les risques liés à la cannibalisation sont faibles à l’échelle nationale.

Commandée par la European Climate Foundation, cette étude vise à évaluer la contribution que pourraient avoir les énergies renouvelables dans le mix électrique européen en 2030 en tenant compte des significatives baisses de coûts des EnR. L’étude s’attache également à déterminer quelles mesures de politique énergétique devraient être mises en place afin de faciliter une telle pénétration d’énergies renouvelables. L’optimisation des investissements, réalisée à l’aide de Artelys Crystal Super Grid, montre qu’en alliant une politique ambitieuse de gestion de la demande et une baisse des capacités de production de base (notamment au charbon), il est économiquement rentable d’augmenter la pénétration des énergies renouvelables sans impacter le coût total du système. En effet, la sortie du charbon et la baisse de la capacité nucléaire dans certains pays créent une place que les énergies renouvelables peuvent occuper en cas de déploiement de technologies de gestion active de la demande, en particulier pour les nouveaux types d’usages (véhicules électriques ou les pompes à chaleur). La gestion de la demande permet par exemple d’intégrer efficacement la production solaire et contribue à la sécurité d’approvisionnement (baisse de la pointe de demande et fourniture de services système).

L’objet de cette étude est d’évaluer les opportunités offertes par une production d’électricité à fort taux renouvelable pour décarboner les systèmes gaz et chaleur.
Elle repose sur une optimisation du mix électrique (production, stockage, réseau) et de sa capacité à produire du gaz de synthèse (par électrolyse et méthanation) et de la chaleur (par des pompes à chaleur et résistances) à injecter sur les réseaux. Simultanément à cette optimisation, la gestion de l’équilibre offre-demande électrique est simulée au pas de temps horaire sur un an, à une maille géographique correspondant aux anciennes régions administratives françaises. Les calculs ont été réalisés à l’aide de Artelys Crystal Super Grid, dont les fonctions de calcul avancées (modélisation multi-énergie, optimisation des investissements, déport de calcul sur infrastructure de haute performance) ont permis une représentation du système électrique et de ses synergies avec les vecteurs gaz et chaleur à un niveau de détail sans précédent.
L’étude illustre qu'à l'horizon 2050 et dans l'hypothèse d'un parc électrique 100% EnR, l'intérêt économique de la décarbonation des secteurs gaz et chaleur par les EnR électriques dépend principalement du prix du CO₂ : si à un niveau de 100 €/t CO₂ les débouchés rentables sont la chaleur et l'hydrogène, à des prix du CO₂ supérieurs (à partir de 300 €/t CO₂) il devient intéressant de produire du méthane de synthèse à partir d'électricité renouvelable pour remplacer du gaz fossile carboné.

L’étude Mainstreaming RES a été commandée par la Commission Européenne afin de mettre à disposition des Etats Membres un cadre méthodologique leur permettant d’évaluer l’évolution de leurs besoins de flexibilité, d’identifier les solutions de flexibilité localement disponibles et de composer un portefeuille à partir de ces technologies afin d’assurer une intégration des énergies renouvelables à moindre coût. Le rapport inclut une application de la méthodologie à l’échelle européenne, pour laquelle nous avons optimisé les capacités des différentes solutions de flexibilité en exploitant les modèles METIS et Artelys Crystal Super Grid. En particulier, le rapport souligne le rôle des technologies de stockage, de gestion active de la demande et des interconnexions. A l’échelle européenne, des bénéfices annuels d’environ 2.8 milliards d’euros peuvent être dégagés en investissant dans un portefeuille diversifié de solutions de flexibilité plutôt que de ne compter que sur des capacités thermiques.

Le projet ISEUT a permis l’élaboration d’une suite d’outils dédiée à la planification territoriale, reflétant la méthodologie de construction conjointe des documents de planification urbaine (SCoT, PLU(i), PLH) et des politiques énergie-climat (PCAET). La méthodologie, centrée sur la notion de forme urbaine, se décompose en trois étapes. La première étape consiste à caractériser les profils types des formes urbaines, pour laquelle l’utilisation de la compacité à l’ilot a été expérimentée. Au cours de la deuxième étape sont élaborés des plans d’action sectorisés à l’échelle du bâtiment, de l’ilot – via un outil de sélection d’actions d’efficacité énergétique - et de l’ensemble urbain – via un outil d’évaluation des opportunités de réseaux. L’ultime étape est consacrée au suivi et à l’évaluation, proposant une approche mixte entre mesure et modélisation. La méthodologie a été expérimentée sur le territoire du SCOT du pays de Lorient en s’appuyant sur le logiciel Artelys Crystal City.

L’ATEE, en collaboration avec l’ADEME et 10 industriels du secteur de l’énergie, a souhaité évaluer le potentiel du stockage de chaleur et du power-to-heat à l’horizon 2030 dans le cadre de l’étude « PEPS3 » réalisée en 2016. L’étude, conduite par Artelys, Enea Consulting et le BRGM, aborde les cas d’études les plus pertinents (réseaux de chaleur urbain, récupération de chaleur fatale, eau chaude sanitaire domestique, cogénération, etc)., en retenant les technologies de stockage et de power-to-heat les plus adaptées à chaque contexte. L’intérêt de ces technologies est évalué dans une analyse pour la collectivité puis dans une analyse financière prenant en compte le contexte économique existant (taxes, mécanisme de soutien) et les modes de valorisation adaptés à chaque cas d’étude. L’analyse repose sur les dernières innovations technologiques du logiciel Artelys Crystal Super Grid, en particulier en termes d’optimisation de mix multi-énergie (chaleur, électricité).

Cette étude analyse les risques des producteurs d’électricité liés aux variations de revenus engendrées par les conditions climatiques. L’étude se place à l’horizon 2030 dans le cadre d’un scénario Européen caractérisé par un mix énergétique ayant une part renouvelable importante. Etant donné la variabilité de la production d’énergie renouvelable, une flexibilité accrue est nécessaire afin d’assurer un niveau de production adapté durant les périodes de pointe. La présence de telles flexibilités dans le mix énergétique, nécessaires à la sécurité d’approvisionnement, dépend de l’habilité de ces technologies à capter des revenus de marchés et à couvrir leurs frais fixes. L’étude met en évidence que les moyens de flexibilité de pointe ont des revenus annuels hautement incertains, et passe en revue certains des mécanismes existants pouvant contenir ces risques. Finalement, l’étude souligne que la coopération régionale permet d’assurer la sécurité d’approvisionnement à moindre coût.

Cette étude, commandée par la Commission Européenne, participe à l’évaluation de l’impact d’un certain nombre de mesures de politique énergétique envisagées dans le paquet dit «EU Clean Energy for all Europeans». Les experts d'Artelys ont utilisé les modèles de marché de METIS pour effectuer une analyse de mesures telles que la généralisation du couplage des marchés intraday, le dimensionnement régional des réserves d’ajustement, la suppression du priority dispatch, etc. La représentation explicite des marchés européens de court terme (day-ahead, intraday, ajustement) dans METIS permet notamment d’illustrer comment les acteurs du marché peuvent affiner leurs positions sur le marché intraday pour différentes options de design de marché, et comment l'introduction des mesures de politique énergétique impacte l'efficacité des marchés de court terme.

L’objectif de cette étude est d’évaluer le gain relatif au service de stockage que rendraient les batteries des véhicules électriques, et ce en particulier dans le cadre d’un mix fortement renouvelable. Pour cela, les modèles et données pointus de l’étude ADEME sur un mix électrique 100% EnR ont été exploités, et les hypothèses inhérentes au transport ont été affinées par Renault. Une optimisation des capacités de production et de stockage électrique à l’horizon 2050 sur les régions françaises a ainsi été effectuée, en optimisant simultanément l’équilibre offre-demande électrique en chaque heure d’une année, et en simulant la dynamique des stockages, notamment celui des batteries des véhicules. L’objectif de cette démarche était ainsi d’identifier les impacts de ce service sur un système électrique français 100% EnR, et de chiffrer le potentiel de création de valeur absolue associée.

Cette analyse coût-bénéfice a été commandée par la Commission Européenne pour consolider les travaux sur la Guideline on Electricity Balancing (GLEB, Directive sur l’ajustement des systèmes électriques) et sur le Market Design Initiative (MDI, Initiative sur le design de marché). L'étude examine plusieurs modèles d'échange d'énergie d’ajustement entre zones (ajustement effectué localement, compensation des déséquilibres à l'échelle européenne, concurrence au niveau européen entre les fournisseurs de services d’ajustement) et de dimensionnement des réserves (national, régional et européen). La première partie de l'étude (GLEB) évalue la proportion d'activations qui peut être évitée grâce à la compensation des déséquilibres lorsqu’elle est réalisée au niveau de l'UE, sous réserve de la disponibilité de capacités d'interconnexion, et comment différents modèles d’activation d’énergie d’ajustement peuvent résulter en une utilisation plus efficace du portefeuille de réserves. La deuxième partie de l'étude (MDI) évalue comment une collaboration régionale ou à l'échelle de l'UE peut réduire les besoins en réserves et examine le compromis entre une fourniture locale de réserves de réserves et la réservation de capacités d'interconnexion, nécessaire pour garantir que les TSOs puissent accéder aux fournisseurs d’énergie d’ajustement à l'étranger.

Le système électrique européen de 2030 sera caractérisé par une part conséquente de production EnR, notamment éolienne et solaire. Cette étude a pour but de définir le rôle des solutions de flexibilité et d’en quantifier le besoin dans ce contexte. En effet, la nature variable des moyens de production tributaires des conditions météorologiques est à l’origine de fluctuations qui doivent être compensées pour assurer l’équilibre offre-demande à tout instant. Ainsi, les interconnexions, le pilotage de la demande, le stockage d’énergie et les producteurs flexibles ont un rôle important à jouer pour garantir cet équilibre à moindre coût. Après avoir précisément défini le rôle de la flexibilité, ce rapport étudie sa valeur – et en particulier celle du stockage d’énergie et des producteurs flexible - pour des cas distincts, correspondant à des structures de mix et taux de production EnR différents.

Commandée par la Fondation européenne pour le climat, cette étude vise à évaluer les besoins en infrastructures gazières en Europe pour garantir la sécurité d’approvisionnement tout au long de la transition énergétique. L’analyse, conduite par Artelys, estime également l’intérêt de la coordination entre systèmes gaziers et électriques. L'impact du développement des interconnexions, des options de flexibilité et des synergies entre les secteurs de l'électricité, du gaz et de la chaleur sur la sécurité d'approvisionnement en électricité et en gaz a été évalué avec Artelys Crystal Super Grid. L'étude montre que la gestion coordonnée des systèmes électriques et gaziers et l'anticipation des améliorations à venir en termes d'efficacité énergétique réduisent considérablement les besoins d'investissement en infrastructures gazières pour assurer la sécurité de l'approvisionnement.

Cette étude évalue l’impact d’une liste d’interconnexions (issues de la liste de projets du TYNDP 2014 de l’ENTSO-E). A cet effet, plusieurs critères – identiques à ceux exploités par l’ENTSO-E pour réaliser des analyses coût-bénéfice de projets d’intérêt commun (PCI) – économiques, environnementaux et de sécurité d’approvisionnement ont été estimés. Les bénéfices suscités par les PCIs ont été mesurés en comparant la simulation d’une gestion optimisée de la production au pas de temps horaire (sur 10 années climatiques), d’une part sur le réseau de transport électrique actuel et d’autre part sur le réseau augmenté des PCIs considérés. Les analyses ont été réalisées sur deux projections de l’horizon 2030, présentant des taux d’EnR différents, basées sur deux visions de l’ENTSO-E correspondant à des niveaux de demande et hypothèses de mix de production électriques distincts.

L'objectif de cette étude est d’évaluer l’impact de Projets d’Intérêt Commun sur la sécurité d’approvisionnement en gaz en Europe. Une approche incrémentale est utilisée pour modéliser et simuler le système gazier à l’horizon 2030 sous différentes hypothèses d’infrastructures. L’impact des projets sur la sécurité d’approvisionnement en gaz est estimé en analysant leur influence sur deux indicateurs : la défaillance, qui mesure la demande non satisfaite dans des cas de températures moyennes et froides, et la dépendance à une source d’approvisionnement, qui mesure la part de demande non satisfaite dans le cas où une source d’approvisionnement est indisponible, par exemple les imports russes.

Le premier objectif recherché lors du design d’un système électrique est d’assurer son adéquation, c’est-à-dire sa capacité à satisfaire la demande à tout instant, à l’exception de situations très exceptionnelles. Dans le contexte d’une part croissante de production d’électricité variable, l’évaluation de l’adéquation du système requiert l’utilisation de méthodologies innovantes ; la question du périmètre géographique à considérer pour une telle évaluation doit également être adressée. Cette étude analyse les nouvelles techniques numériques développées, en particulier par les GRT, pour simuler précisément le fonctionnement du système électrique sur plusieurs scénarios climatiques. Ce rapport met également en évidence les bénéfices d’une approche régionale ou Européenne pour évaluer l’adéquation du système ; il en ressortira en effet, par comparaison à une approche nationale, un niveau plus faible d’investissement requis pour satisfaire les critères de sécurité d’approvisionnement.

La Fondation Européenne pour le Climat a commissionné Artelys et Element Energy pour étudier les synergies entre les véhicules électriques et le système électrique en France. L’analyse réalisée combine une revue de littérature sur les technologies de véhicules électriques et une analyse quantitative de l’impact d’un déploiement important de véhicules électriques dans le mix électrique Français en 2030 sur le scénario Nouveau Mix 2014 de RTE. L’étude, qui s’intéresse également aux services système et aux impacts sur le réseau, montre que la flexibilité inhérente aux véhicules électriques, combinée avec celle du système électrique Français actuel permettrait d’intégrer un nombre important de véhicule tant que leur charge est pilotée.

Cette étude vise à évaluer dans quelle mesure la production d’électricité française pourrait être à 100% d’origine renouvelable d’ici à 2050, tout en garantissant une bonne qualité de fourniture d’électricité. A cet effet, Artelys a réalisé des calculs qui optimisent conjointement les capacités de production (agencement des diverses filières renouvelables dans les différentes régions du territoire français) et celles des lignes du réseau de transport inter-régional, ainsi que la simulation de la gestion optimisée du système électrique au pas de temps horaire sur plusieurs scénarios d'aléas climatiques. Les contraintes relatives à la complexité de la gestion heure par heure d’un système électrique (caractère intermittent et limites d’implantation géographique des énergies renouvelables, capacité du réseau de transport, gestion dynamique des stockages d’énergie, pilotage de la demande électrique) ont été prises en compte.

Commandée par l’UFE et BDEW, deux associations d’acteurs majeurs de l’électricité en France et en Allemagne, cette étude vise à évaluer l’influence de la mise en place d’un mécanisme de rémunération de capacités sur la sécurité d’approvisionnement en France et en Allemagne. L’étude s’intéresse notamment à l’impact des conditions climatiques sur les revenus des producteurs et évalue les risques qui en découlent pour les investisseurs. L’impact du risque sur la structure du mix énergétique a également été analysé à travers cette étude. L’analyse conduite par Artelys repose sur un modèle du système électrique Franco-Allemand permettant de générer des prix de marchés dans différentes conditions de marché (présence ou absence de marché de capacité en France et/ou en Allemagne, présence ou absence de prix maximum sur le marché « energy-only ») pour différents scénarios climatiques. Cela permet ainsi d’estimer la rétroaction des revenus des acteurs sur le niveau d’investissement. Les avantages d'une approche coordonnée (franco-allemande) de la sécurité d'approvisionnement ont également été identifiés et quantifiés.

Dans le cadre de la mise en place des tarifs du TURPE, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) a souhaité mener une étude exploratoire sur la mise en place de tarifs d’injections géographiquement différenciés. L'étude vise à analyser l’intérêt et la faisabilité de tels tarifs dans le cas français, ainsi que leurs modalités d'application. A partir d'historiques de consommation et de production des 21 anciennes régions administratives de France métropolitaine et d'un modèle d'optimisation des flux, Artelys a calculé la structure et quantifié les disparités territoriales des coûts (en €/MWh) sur un réseau adapté de transport d'électricité. Cette analyse a permis de démontrer l'existence d'écarts de coûts non négligeables liés directement à la répartition de la production et de la demande. Une analyse de sensibilité sur des scénarios générés, correspondant à des aléas climatiques différents, a permis de confirmer la stabilité des différentiels de coût calculés.

Le projet CitInES a abouti au développement et à l’expérimentation d’un outil d’aide à la décision multi-échelle et multi-énergie dédié à l’optimisation énergétique des territoires et des installations industrielles. Cet outil permet de définir et de suivre la mise en place de stratégies de long terme durables, fiables, et économiquement responsables. Les expérimentations ont été menées dans les villes italiennes de Cesena et Bologne, ainsi que dans la raffinerie turque de Tupras. Des modèles et algorithmes innovants ont été conçus pour guider les utilisateurs dans l’optimisation de leurs systèmes énergétiques ; l’outil s’appuie ainsi sur des simulations détaillées des systèmes locaux de production, stockage, transport, distribution et consommation, en prenant en compte la maitrise et le pilotage de la demande, ainsi que les fonctionnalités de coordination des smart grids. L’ensemble des vecteurs énergétiques (électricité, gaz, chaleur urbaine,…), des usages (chauffage, eau chaude sanitaire, climatisation,…) et des secteurs (résidentiel, tertiaire, industrie, transports) sont pris en compte pour établir une vision d’ensemble des systèmes énergétiques urbain et industriel.

Financée par le ministère de l’industrie, l’ADEME et l’ATEE, l'étude PEPS vise à comparer en détail et de manière transparente les coûts, bénéfices et opportunités liés aux technologies de stockage d'énergie en France. A cet effet, différents contextes énergétiques ont été étudiés (niveau national, zones rurales avec contraintes de réseau, îles, stockage thermique avec chauffage urbain ou cogénération, etc. ). Dans chacun de ces contextes, Artelys a modélisé l'équilibre offre-demande du système électrique avec Artelys Crystal Super Grid, au pas de temps horaire sur une année, pour évaluer la valeur des services fournis par les différentes technologies de stockage (arbitrage, capacité, services systèmes, etc.) en fonction de leurs caractéristiques techniques (efficacité, durée de décharge, capacité à fournir des services système, etc.). Les technologies de stockage ont également été comparées à d'autres solutions de flexibilité (pilotage de la demande, production flexible, renforcement du réseau, etc.). Des recommandations stratégiques pour le développement des technologies ont été formulées à partir de ces analyses, et ces résultats ont été présentés au Ministère de l'Industrie.