𝑐( 𝑣 𝑐) 𝑘−1 𝑒𝑥𝑝 [− (𝑣 𝑐) 𝑘 ]
où : v= la vitesse du vent (en m/s)
k= le facteur de forme Weibull (sans unités) c= le facteur d’échelle de Weibull (en m/s)
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Finalement, la direction du vent, soit sa provenance, est présentée sous la forme d’une rosette à la figure 3.3. Elle correspond à la fréquence obtenue pour chaque plage de 5 degrés de la provenance du vent. Les données annuelles utilisées ont un pas d’analyse de 10 minutes. Le diagramme présente une direction principale du vent orientée au NO. Trois autres orientations principales sont observées au SO, au N-NE et au SE. La direction E est la moins fréquente, étant plus de 6 fois moins fréquente que l’orientation principale.
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La température est également un facteur influençant les performances de l’éolienne. Comme il a été décrit dans le chapitre précédent, une plus grande densité atmosphérique augmente l’énergie cinétique du vent, générant une puissance supérieure pour une même vitesse de vent. Néanmoins, la puissance produite par l’éolienne ne dépasse jamais sa puissance nominale de 3 070 MW, peu importe la température. Également un facteur d’importance, un dispositif de contrôle limite la puissance maximale de l’éolienne lorsque les températures sont inférieures à -30°C. Cette disposition vise à assurer l’intégrité et la longévité des composantes mécaniques de l’éolienne. La puissance est limitée selon une règle linéaire diminuant la puissance maximale d’une valeur initiale de 100% à -30°C vers une valeur finale de 50% à -40°C. En dessous de cette température, l’éolienne est mise en état de veille et cesse de produire de l’électricité. Les moyennes et minimums mensuels des mesures de températures enregistrées pour la première année de référence sont présentés dans le tableau 3.2.
Tableau 3.2 : Températures mensuelles moyennes et minimales Températures mensuelles moyennes mesurées au niveau du rotor (en °C)
Moyenne annuelle de -10,9 °C
Oct Nov Déc Jan Fév Mar Avr Mai Jun Jul Aoû Sep -4,2 -14,3 -20,9 -31,1 -31,5 -23,6 -11,6 -4,5 3,7 9,9 7,5 1,3 Min -16,6 Min -27,0 Min -35,0 Min -39,0 Min -41,0 Min -36,0 Min -28,0 Min -15,3 Min -6,0 Min -2,0 Min -2,0 Min -8,0
Les températures enregistrées au site de l’éolienne de Raglan montrent la rigueur du climat du Grand Nord canadien avec des moyennes mensuelles inférieures à -30°C durant 2 mois consécutifs en janvier et février. Il est également à noter que la température minimale de fonctionnement de l’éolienne de -40°C a été dépassée au mois de février à 2 reprises.
32 3.4 Performances mesurées de l’éolienne
L’éolienne fût mise en service au début du mois de septembre 2014. Depuis ses premiers kWh, une surveillance en continu est appliquée à distance assurant un suivi et un contrôle des performances. Pour chaque mois, un rapport complet des performances est produit, détaillant avec précision chacun des paramètres mesurés. Les principaux éléments de performances sont illustrés ici par cinq figures afin de présenter les performances obtenues lors de la première année d’utilisation de l’éolienne. Le mois d’octobre a été sélectionné pour débuter l’année de référence puisque les données du mois de septembre étaient incomplètes et nécessitaient quelques ajustements au niveau de la prise de mesures.
Tout d’abord, le suivi de la production mensuelle d’électricité est un facteur essentiel de la performance de l’éolienne. Ce sont ces kWh produits et intégrés par le réseau qui permettent les économies de carburant et la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Cette énergie éolienne ajoutée au réseau de la mine Raglan est présentée de façon mensuelle par la figure 3.4. Sur la figure, le diagramme comprend 2 colonnes pour chaque mois. Les premières colonnes, d’un bleu plus pâle, dites d’énergie potentielle, correspondent à l’énergie totale présente au niveau du rotor de l’éolienne qui aurait pu être convertie en électricité pour le réseau. Elle est obtenue depuis la conversion de la vitesse du vent en puissance potentielle en utilisant la courbe de puissance de l’éolienne. Les deuxièmes colonnes, d’un bleu plus foncé, dites d’énergie intégrée, représentent l’énergie qui a réellement été intégrée au réseau de la mine. Lorsque le réseau de la mine intègre de l’énergie éolienne, les génératrices sont en mesure de réduire leurs consommations de carburant puisqu’une partie de la charge est assurée par la puissance éolienne. Seule cette énergie intégrée permet des économies réelles de carburant. Pour cette analyse, un pas de mesure du temps de 10 minutes ou inférieur est utilisé.
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Figure 3.4 : Énergie produite par l'éolienne pour chaque mois
Ainsi, tel qu’observé sur la figure 3.4, le mois de mai 2015 fut celui où la plus grande quantité de kWh éoliens fut intégrée, avec un résultat de 1,20 GWh. Viennent ensuite les mois d’avril et de juillet où 0,83 GWh furent intégrés. Le mois de février fût de loin le plus difficile avec une valeur de 0,26 GWh. En ce qui concerne l’énergie potentielle, les mois possédant les plus grands potentiels sont précisément les mois dont la vitesse mensuelle moyenne est la plus élevée. Tel que mentionné préalablement, ces mois sont les mois de décembre, mai et octobre. Cette énergie potentielle tient également compte du nombre de jours que les mois comportent et de la distribution de la fréquence de la vitesse des vents puisque la courbe de puissance de l’éolienne est non-linéaire. La différence entre l’énergie potentielle et l’énergie intégrée est attribuée en premier lieu aux limitations de puissance imposées à l’éolienne. Viennent ensuite les arrêts demandés pour la maintenance de l’appareil ainsi que les pertes d’efficacité ou arrêts causés par le givre ou le temps froid. Une valeur maximale de 1,33 GWh potentielle caractérise le mois de décembre, alors qu’une quantité de 0,67 GWh est intégrée dans le réseau. Ce rapport entre l’énergie intégrée et l’énergie potentielle permet de calculer un pourcentage d’intégration, également présenté sur la figure 3.4 par le trait orange.
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Pour les cinq premiers mois de l’année, une nette proportion de l’énergie potentielle n’était pas intégrée par le réseau. Les pourcentages d’intégration de 67%, 72%, 50%, 84% et 44% enregistrés pour les mois d’octobre à février témoignent d’une période de rodage et d’intégration graduelle de la puissance éolienne par le réseau de la mine. Ces faibles taux d’intégration, principalement attribués aux limitations de puissance, ont quelques sources : la culture de sécurité de l’entreprise minière qui ne tolère aucune prise de risque, entre autre, au niveau de la stabilité du réseau autonome, une formation graduelle des opérateurs de la centrale énergétique sur la stratégie d’utilisation de l’éolienne ainsi que la démonstration graduelle de la fiabilité de l’éolienne. Dans le cas du mois de février, durant lequel la température a très rarement été supérieure à -30°C, une part importante des pertes est reliée au temps froid et au dispositif de limitation de puissance. À deux reprises, les 3 et 4 février, l’éolienne a été en arrêt complet causé par des températures inférieures à -40°C. Par la suite, les mois de mars à août enregistrent des taux d’intégration considérablement plus élevés, soit respectivement de 100%, 100%, 100%, 99%, 96% et 91%. Cette performance démontre la possibilité technique de réduire les limitations de puissance imposées à l’éolienne pour le site minier de Raglan.
La figure 3.5 présente également l’énergie intégrée au réseau ainsi que le potentiel d’énergie éolienne, dans ce cas, sous la forme de courbe cumulative. Elles sont illustrées par les mêmes couleurs que pour la figure précédente. Une troisième courbe représentant l’objectif de production d’énergie est ajoutée à la figure. Cet objectif correspond aux analyses et travaux de modélisation effectués préalablement à la mise en marche du projet éolien par la compagnie minière. Encore une fois, l’énergie potentielle ne tenant pas compte des pertes par limitation de puissance, maintenance, givre et température froide, il est normal que l’objectif de production soit inférieur à l’énergie éolienne potentielle présente au niveau du rotor. L’objectif visé de 9,4 GWh est inférieur de 10% à l’énergie potentielle calculé à 10,4 GWh. Pour sa part, l’énergie intégrée au réseau à la fin de la première année de référence est de 8,3 GWh.
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Figure 3.5 : Énergie éolienne mensuelle cumulative
L’analyse de la figure 3.5 permet de constater que l’énergie intégrée fut, durant toute l’année, inférieure à l’objectif de production visé. Au terme du mois de septembre 2015, 8,3 GWh d’énergie éolienne ont été intégrés, soit un pourcentage inférieur de 12% à l’objectif de production de 9,4 GWh. Cet écart est principalement attribué aux faibles taux d’intégrations de l’énergie potentielle pour les cinq premiers mois de l’année de référence. Tel que mentionné préalablement, une consigne limitant la puissance acceptée de l’éolienne dans le réseau était régulièrement mise en place par les opérateurs de la centrale d’énergie pour les cinq premiers mois de l’année. Pour les mois suivants, soit de mars à août, les taux d’intégration ont été nettement supérieurs, atteignant une intégration complète pour 3 mois consécutifs, tel que présenté par la figure 3.4. Cette deuxième portion de l’année est également présentée sous la forme d’une courbe cumulative à la figure 3.6.
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Figure 3.6 : Bilan cumulatif depuis le mois de mars 2015
Cette deuxième moitié de l’année, incluant les mois de mars à septembre 2015, présentent des résultats beaucoup plus conformes à l’objectif de production. Pour les mois de mars, avril et juillet, la quantité d’énergie intégrée est égale à l’objectif de production. Le mois de mai présente une performance supérieure à son objectif, permettant de compenser pour les mois de juin et d’août qui ont montré des performances inférieures à leurs objectifs respectifs. Le mois de septembre 2015 est un cas particulier puisqu’un arrêt de la production a eu lieu. Cet événement a fortement diminué la charge électrique du réseau, entraînant une plus faible intégration de l’énergie éolienne. Il en a résulté une intégration de 0,49 GWh, selon un taux d’intégration de 66%. Au niveau du bilan cumulatif, cette faible performance du mois de septembre s’est traduite par une énergie intégrée cumulative légèrement inférieure à l’objectif visé pour les sept derniers mois de l’année.
37 3.5 Analyse des sources de dysfonctionnement
La disponibilité, soit le pourcentage du temps où l’éolienne est disponible à produire de l’électricité, est un paramètre important de performance de l’éolienne. Les principales causes diminuant la disponibilité de l’éolienne sont l’absence de vent, les arrêts pour maintenance, les arrêts pour dégivrage, les arrêts causés par une température inférieure à -40 °C, ainsi que les arrêts causés par un vent dont la vitesse est supérieure à 25 m/s (90 km/h). Pour la première année de référence de l’éolienne de Raglan, une disponibilité moyenne annuelle de 95% a été atteinte. Cette disponibilité est présentée de façon mensuelle par l’histogramme de la figure 3.7. Le mois de septembre atteint la plus haute disponibilité avec 99,3%.
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Une des causes de non-disponibilité de l’éolienne est le dégivrage. Pour les mois de décembre à septembre inclusivement, un nombre total de 193 épisodes de dégivrage ont été enregistrés. Lors de ces épisodes, de l’air chaud est soufflé à l’intérieur des pales afin de faire fonde le givre. Durant ce temps, la puissance de l’éolienne peut se voir être limitée, mais ne l’est pas dans la grande majorité des événements. Elle se retrouve limitée ou arrêtée lorsque le givre atteint une épaisseur considérable. Aucune donnée n’était disponible pour les mois d’octobre et novembre. Ainsi, l’année de référence comportera seulement 10 mois. Le nombre d’épisodes de dégivrage mensuel est présenté à la figure 3.8. C’est le mois de mai qui contient le plus grand nombre d’événements de dégivrage, avec un total de 39. Durant ce mois, la température moyenne de -4,5°C, oscille régulièrement près du point de congélation et favorise la formation de givre. Vient ensuite le mois de janvier avec 38 épisodes. Il est intéressant de constater que le mois le plus froid de l’année, février, comporte seulement 12 épisodes de givre.
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Les mêmes données sur les épisodes de dégivrage sont reprises à la figure 3.9 afin de les présenter en fonction de la température. Deux plages de température ressortent comme étant les plus fréquentes à vivre des épisodes de givre. La première plage correspond aux températures proches du point de congélation, soit de 5°C à -5°C. Cette plage comporte un total de 41 événements, principalement retrouvés au mois de mai. Il aurait été très intéressant d’obtenir les performances du mois d’octobre durant lequel la température est similaire au mois de mai. Il est probable que le nombre d’événements de cette plage aurait été doublé. Ensuite, la deuxième plage correspond aux températures de -25°C à -35°C où 64 événements sont comptabilisés. La plage la plus froide est peu représentée, avec 11 épisodes. Par contre, il est moins fréquent que la température atteigne cette plage.
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L’analyse des sources de dysfonctionnement montre que pour la première année d’utilisation de l’éolienne, le principal élément ayant diminué l’énergie intégrée dans le réseau est la limitation de puissance imposée par les opérateurs de la centrale énergétique. Les arrêts pour maintenance, ainsi que les limitations de puissance ou arrêts causés par le givre et les grands froids comptent pour une proportion moindre. Ces données sont illustrées par la figure 3.10, laquelle présente les bilans mensuels de l’énergie intégrée, de l’énergie perdue par limitation de puissance, pour maintenance et causée par le givre ou les grands froids. Ces derniers ont seulement causé des pertes durant les mois de janvier et février.
Figure 3.10 : Bilan mensuel des sources de dysfonctionnement
Les mêmes données sont reprises, sous la forme d’un bilan annuel, par la figure 3.11 et le tableau 3.3.
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Figure 3.11 : Bilan annuel de l'éolienne
Tableau 3.3 : Sommaire des résultats de la première année d'opération de l'éolienne Énergie éolienne potentielle Énergie éolienne intégrée Énergie perdue par limitation de puissance Énergie perdue pour maintenance Énergie perdue à cause du givre et du froid 10,42 GWh 8,33 GWh 1,34 GWh 0,54 GWh 0,21 GWh
Ainsi, pour sa première année d’utilisation, définie du 1er octobre 2014 au 30
septembre 2015, un total de 8,3 GWh ou 8,3 millions de kWh d’électricité ont été intégrés dans le réseau de la mine. Des pertes normales de 0,54 GWh ont été enregistrées pour la maintenance et de 0,21 GWh ont été causées par le givre et le froid. Néanmoins, les pertes par limitations de puissance ont nettement diminué au cours de 7 derniers mois de l’année de référence, démontrant la faisabilité technique d’atteindre l’objectif d’intégrer une production éolienne de 9,4 GWh dans le réseau de la mine.
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3.6 Calcul de la performance économique de l’éolienne.
Basé sur les performances enregistrées lors de la première année d’utilisation de l’éolienne de la mine Raglan, le logiciel de calcul RETSreen 4 est utilisé pour chiffrer la performance économique de cette éolienne. L’objectif est de déterminer le coût de production unitaire du kWh, d’établir le taux de rendement interne du projet ainsi que de préciser les éléments comportant les plus grands impacts financiers sur le projet.
Tout d’abord, le coût de production unitaire du kWh est calculé en fonction de l’énergie totale délivrée par l’éolienne ainsi que ses coûts de capitaux et d’opération. En dépit des nombreux avantages que possède le logiciel RETScreen 4, il n’est pas possible pour le logiciel de calculer l’énergie délivrée par l’éolienne en fonction des paramètres détaillés tels que la vitesse du vent, les températures mensuelles et le type d’éolienne utilisée. En effet, pour une vitesse de vent annuelle moyenne supérieure à 8,3 m/s, le logiciel ne suggère pas de taux d’absorption pour l’énergie éolienne puisque ‟dans ces conditions, le taux d’absorption de l’énergie éolienne variera grandement en fonction de la configuration du système et des stratégies de contrôle adoptées” (RNCan, 2004). Pour contourner cet obstacle, une stratégie différente d’utilisation du logiciel est utilisée. L’énergie totale produite par l’éolienne est ajustée en lui attribuant le facteur d’utilisation permettant à l’éolienne de produire les 9,4 GWh annuels démontrés faisables suite à la première année de l’éolienne de Raglan. Cette stratégie utilise la méthode 1 de calcul du logiciel. Le facteur d’utilisation approprié, permettant à l’éolienne d’atteindre son objectif de production, est de 36%.
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L’éolienne utilisée pour les calculs est une Enercon 82 de 3 020 kW. Elle correspond à une version similaire, mais antérieure au modèle installé sur le site minier, possédant une puissance nominale inférieure de 50 kW. Un coût de capital de 14 M CAD, soit 4 600 CAD/MW, est attribuée pour l’achat des composantes, le transport, la construction des infrastructures, l’assemblage et la mise en fonction de l’éolienne. Ce prix par MW a été calculé par une pondération de différents éléments qui sont énumérés par la suite. Tout d’abord, Weiss et Maissan (2007) utilisent un prix de 6000 $/MW pour les projets éoliens situés dans des petites communautés autonomes du Grand Nord canadien et un prix de 5000 $/MW pour les communautés de taille supérieure. Ensuite, à titre comparatif, le projet éolien de la Seigneurie de Beaupré, situé près des centres urbains du sud du Québec et comportant 272 MW de puissance éolienne fournie par les modèles Enercon 82 E3 similaire à l’éolienne de Raglan, se chiffrait à 2 750 $/MW. (Genois Gagnon, 2014) Ainsi, le prix attribué à l’éolienne de Raglan de 4 600 $/MW tient compte de l’augmentation des coûts dû à l’éloignement du site et de la logistique de construction plus grande en milieu isolé par rapport à un projet similaire situé au sud. Cependant, la présence d’infrastructures minières et la puissance nominale importante de l’éolienne permettent certaines économies par rapport à l’évaluation des coûts de Weiss et Maissan (2007). Les frais annuels d’entretien sont chiffrés à 500 000 CAD, soit 5% de l’investissement initial. Cette valeur est légèrement augmentée par rapport à la valeur moyenne pour divers projets éoliens selon Patel (2012). Il suggère d’utiliser annuellement 3% de la valeur de l’investissement initial. Dans le cas de la mine Raglan, le fait d’être sur un site minier permet d’avoir accès à du personnel qualifié et à des infrastructures de construction à proximité, ce qui réduit la dimension d’éloignement pour les besoins de maintenance.
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Puisque le Québec fait actuellement partie d’un marché du carbone, conjoint à la Californie, un crédit du carbone est attribué au projet. En effet, l’énergie produite par l’éolienne remplace la combustion de carburant diésel et cela permet des gains financiers additionnels. Ainsi, chaque tonne de CO2 évitée permet un crédit pour réduction des gaz
à effet de serre de 12,82 CAD, selon le prix déterminé aux dernières enchères. Le combustible remplacé, soit le diésel, émet une quantité de 0,681 tonne de CO2 par MWh
d’électricité produite, selon un taux d’efficacité des générateurs de 37%.
Les paramètres financiers utilisés pour l’analyse sont synthétisés dans le tableau 3.4. Outres ceux mentionnés préalablement, un ratio d’endettement de 80% a été utilisé pour financer le coût de l’éolienne. Des taux de 2% ont été attribués à l’indexation des combustibles, à l’inflation, à l’actualisation et à l’indexation du crédit pour réduction des gaz à effet de serre. Les profits générés par l’éolienne sont imposés selon un taux de 30%. Finalement, l’analyse porte sur la durée de vie du projet, soit les 20 ans de vie utile de l’éolienne.
Tableau 3.4 : Principaux paramètres financiers de l’analyse économique Paramètre financier Montant (en $)
Coût de l’éolienne 14 millions de $
Coût du kW installé 4 600 $
Frais annuels d’entretien et de maintenance 500 000$ Prix de la tonne de carbone 12,82$
Ratio d’endettement 80%
Taux d’indexation et d’inflation 2% Taux d’imposition sur le revenu 30% Durée de vie du projet 20 ans
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Tout d’abord, le premier résultat obtenu par cette analyse économique basée sur les performances de l’éolienne de Raglan, permettent d’attribuer un coût de production du kWh à 0,198 $/kWh. Ce prix est plus élevé que les kWh éoliens produit dans le sud du Québec et reliés au réseau intégré, auquel un prix de 0,12 $/kWh est offert par Hydro-