Approche intégrée pour l'analyse prospective de la décarbonisation profonde du système électrique européen à l'horizon 2050 face à la variabilité climatique

Electricity undeniably holds a predominant place in modern societies. It is one of the engines of economic growth and countless end uses depend on the flow of electrons. Faced with the challenges of climate change, various medium- and long-term objectives serve to guide political action towards the decarbonization of the predominantly fossil fuel-based electricity production mix. The evolution of the European mix in particular is marked by the integration of a growing share of intermittent renewable resources. The strong climatic dependence of this mode of production, destined to grow in the future, nevertheless raises questions about the operation of the power system. How will the strong interdependence between interconnected systems evolve in the face of the variable geographical distribution of intermittent generation? What are the flexibility/cooperation needs associated with this evolution? To what extent could climate uncertainty impact long-term objectives? Through prospective modeling of energy systems, it is possible to identify, over a finite time horizon and under various constraints, an optimal architecture of commodity flows and technologies (current and future) leading to the satisfaction of final demand at minimum total cost. In the context of interconnected systems and including renewable generation, this long-term exploration is made more complex due to climate variability and various forms of induced uncertainties. This thesis is part of the Clim2Power project gathering 12 research teams across Europe and aiming at translating climate projection data into operational data for the different actors of the power sector. We are developing a new bottom-up optimization model of the European electricity system (eTIMES-EU). It provides a detailed description of its infrastructure and its intra-day operation, which is used to discuss its long-term evolution. Through it, we propose an original approach to address the impact of climate variability on electricity demand, solar, wind and hydro resources in contrasting scenarios for the European electricity mix until 2050. These scenarios, formulated around different levels of commitment to decarbonisation, integrate assumptions on future demand levels, technology availability, use of interconnections and national policies regarding coal and nuclear resources. In addition, we propose a numerical approach that addresses multi-regional problem solving. It allows, thanks to Lagrangian relaxation, to deal with equivalent sub-problems that are easier to solve and provides a heuristic in the resolution of the global problem.L’électricité tient indéniablement une place prépondérante dans les sociétés modernes. Elle constitue un des moteurs de la croissance économique et innombrables sont aujourd’hui les usages finaux dépendant des flux d’électrons. Face aux défis du changement climatique, différents objectifs à moyen ou long terme servent à guider l’action politique vers la décarbonisation du mix de production électrique majoritairement fossile. L’évolution du mix européen en particulier est marquée par l’intégration d’une part croissante de moyens renouvelables intermittents. La forte dépendance climatique de ce mode de production, vouée à croître dans le futur, soulève néanmoins des questions sur l’opération du système électrique. Comment la forte interdépendance entre les systèmes interconnectés évoluera-t-elle face à la distribution géographique variable de la production intermittente ? Quels sont les besoins de flexibilité/de coopération associés à cette évolution ? Dans quelle mesure l’incertitude climatique pourrait-elle affecter les objectifs de long terme ? A travers la modélisation prospective des systèmes énergétiques, il est possible d’identifier sur un horizon temporel fini et sous diverses contraintes, une architecture optimale des flux de commodités et des technologies (actuelles et futures) conduisant à une satisfaction de la demande finale à un coût total minimal. Dans le cadre de systèmes interconnectés incluant de la production renouvelable, cette exploration à long terme est rendue plus complexe du fait de la variabilité climatique et des différentes formes d’incertitudes induites. Cette thèse s’inscrit dans le cadre du projet Clim2Power regroupant 12 équipes de recherche à travers toute l’Europe et visant à traduire des données de projections climatiques en données opérationnelles pour les différents acteurs du secteur électrique. Nous y développons un nouveau modèle d’optimisation bottom-up de type MARKAL TIMES du système électrique européen (eTIMES-EU). Il réalise une description détaillée de son infrastructure et de son fonctionnement infra-journalier servant à discuter son évolution à long terme. A travers celui-ci, nous proposons une approche originale pour traiter de l’incidence de la variabilité climatique sur la demande électrique, les ressources solaires, éoliennes et hydrauliques dans des scénarios contrastés portant sur le mix électrique européen à l'horizon 2050. Ces scénarios, formulés autour de différents niveaux d’engagement dans la décarbonisation, intègrent des hypothèses sur les niveaux de demande futurs, la disponibilité des technologies, l’utilisation des interconnexions et les politiques nationales face aux moyens charbon et nucléaire. Nous proposons de plus une approche numérique qui traite de la résolution des problèmes multi-régions. Elle permet, grâce à la relaxation lagrangienne, de traiter des sous problèmes équivalents plus faciles à résoudre et fournissant une heuristique dans la résolution du problème global