Membres de Droits 2009 de l ARER. Membre associé 2009

Le stockage hydraulique gravitaire et la production hydroélectrique sur les

pentes réunionnaises – Etude du stockage de l’énergie photovoltaïque

25 Septembre 2009

FIL : XXXX

Rédacteur : Cédric FERLAT Vérificateur : Audrey ROUSSEAU Date : 25 Septembre 2009 Diffusion : ARER

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«Promouvoir la maîtrise de l’énergies et l’utilisation rationnelle des énergies renouvelables, et préserver les ressources naturelles locale dans une perspective de développement durable et d’adaptation aux changements climatiques »

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ARER - Agence Régionale Energie Réunion - Association loi 1901 à but non lucratif –Organisme de formation agréé Siège social : 40 avenue de Soweto * BP 226 * 97456 St-Pierre Cedex

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La Chambre de Métiers et de l’Artisanat, le Conservatoire Botanique des Mascarins, la Mairie des Avirons, la Mairie de Cilaos, la Mairie de Mamoudzou, la Mairie de Petite-Île, la Mairie de Saint-Denis, la Mairie de Sainte-Marie, la SAPHIR, Sciences Réunion, la SIDR.

Partenaire associé

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T ABLE DES MATIERES

Table des matières ... 2

Résume ... 3

Abstract ... 4

Remerciements ... 5

Introduction ... 6

I - Le contexte énergétique réunionnais ... 7

I - 1 Cadre général ... 7

I - 2 L’Agence Régionale de l’Energie Réunion ... 8

I - 3 La production de l’électricité à La Réunion ... 9

I - 4 Problématique de l’intégration massive des EnR intermittentes dans la stabilité d’un réseau électrique .... 10

II - Description des stratégies et technologies de stockage ... 12

II - 1 Stratégie de stockage ... 12

II-1.1 Stockage « système » ... 12

II-1.2 Lissage des intermittences selon conditions AO CRE ... 12

II - 2 Technologies de stockage ... 14

II-2.1 Présentation générale des technologies ... 14

II-2.2 Stockage hydraulique : ... 15

II-2.3 Contexte du stockage hydraulique gravitaire à l’échelle internationale et nationale ... 20

II-2.4 Principe du couplage d’une production photovoltaïque avec du stockage hydraulique gravitaire ... 22

III - Description de l’outil de dimensionnement ... 23

III - 1 Hypothèses ... 23

III - 2 Paramètres, données d’entrée, données de sortie ... 23

III - 3 Architecture de l’outil ... 24

III - 4 Démarche d’utilisation de l’outil ... 25

III-4.1 Identification du fichier texte de données de rayonnement minute ... 25

III-4.2 Analyse des puissances PV minute pour répondre aux conditions d’AO CRE : tableur « Analyse_PV_minute_AO-CRE » ... 26

III-4.3 Analyse des puissances PV minute pour répondre à une stratégie de stockage système : tableur « Analyse_PV_minute_System » ... 27

III-4.4 Dimensionnement d’une installation de stockage hydraulique associée à la production PV : tableur « Dimensionnement_PV_stock_hydro » ... 28

III - 5 Pistes d’amélioration de l’outil ... 30

IV - Etudes de Cas ... 32

IV - 1 Bras-Panon ... 32

IV-1.1 Paramètres et données d’entrée ... 32

IV-1.2 Résultats AO CRE : scénarii 1 et 2 ... 34

IV-1.3 Résultats stockage système : scénarii 3 et 4 ... 36

IV-1.1 Scénarii 5 et 6 ... 39

IV - 2 Dos d’Âne ... 41

IV-2.1 Paramètres et données d’entrée ... 41

IV-2.2 Résultats AO CRE : scénarii 1 et 2 ... 43

IV-2.3 Résultats stockage système : scénario 3 ... 45

IV-2.1 Scénario 4 ... 46

Conclusions et perspectives ... 49

Liste tableaux ... 50

Liste figures ... 50

Annexes ... 52

La politique d’autonomie énergétique menée par les institutions administratives réunionnaises oriente le développement des moyens de production locaux vers les énergies renouvelables, respectueuses de l’environnement et adaptées au territoire réunionnais.

La plupart de ces énergies renouvelables sont intermittentes à La Réunion et sont perturbantes pour l’équilibre du réseau électrique. Une des solutions pour faciliter leur intégration massive sur le réseau serait le stockage de l’énergie.

L’étude présentée ici se propose d’analyser la production de l’énergie photovoltaïque à La Réunion couplée à la technologie de stockage hydraulique gravitaire pour lisser les intermittences du PV (conditions de l’Appel d’Offres de la Commission de Régulation de l’Energie) et équilibrer le ratio production/consommation sur le réseau (conditions du stockage système).

Le stockage hydraulique gravitaire est une technologie fiable et éprouvée qui utilise l’énergie potentielle de l’eau comme moyen de stockage.

L’élaboration d’un outil de dimensionnement d’une installation PV couplée au stockage hydraulique permet d’évaluer sa rentabilité et ses caractéristiques techniques.

Une analyse de la production photovoltaïque pour deux sites d’intérêt (Dos d’Äne et La Caroline) et les simulations de dimensionnement à partir de différents scénarii de stockage démontrent la difficulté d’avoir un projet de stockage PV rentable et qui puisse se substituer aux moyens de production électrique actuels. Les résultats des études de faisabilité témoignent de l’investissement trop élevé à consentir pour mettre en place ce type d’installation.

Cependant, d’un point de vue technique ces installations contribuent à la stabilité du réseau électrique et d’un point de vue environnemental, elles n’émettent pas de CO² dans l’atmosphère en phase d’exploitation, ce qui présente un intérêt non négligeable dans l’avenir. A ce titre, des aides financières spécifiques pourraient être débloquées afin de lancer la filière « stockage ».

Pour se faire une idée des efforts financiers à consentir, une augmentation du rachat de l’électricité PV de 26c€/kWh permettrait d’avoir un projet PV d’1MWc couplé au stockage hydraulique aussi rentable qu’un projet de centrale PV simple de même puissance bénéficiant d’un rachat de 0,4376€/kWh. Le gestionnaire de réseau devrait consentir à acheter le PV stocké à 70c€/kWh pour bénéficier d’une stabilité de production.

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A BSTRACT

The dynamic policy for energy independence, led by administrative institutions of Reunion Island, focuses the development of local production units on renewable energies, environmentally friendly which are suitable to the island.

Most of these renewable energies are intermittent energy sources in Reunion Island and are disruptive to the balance of electrical network. One way to facilitate their massive integration on network would be energy storage.

This study analyses production of photovoltaic energy in Reunion Island associated with the technology of pumped hydro storage to balance intermittence (following conditions describe in the Appel d’Offres de la Commission de Régulation de l’Energie) and maintain the constant balance between production and consumption (following conditions of system storage).

Pumped hydro storage is a mature and reliable technology that uses the potential energy of water as a way of storage

Developing a design tool for a PV system associated with pumped hydro storage can assess its profitability and its technical data.

An analysis of PV production for two sites of interest (Dos d’Äne and La Caroline) and simulations of design from various storage scenarios demonstrate difficulty of having a profitable project of PV and storage that can replaces actual electricity production. Results show that investments are too high to agree to implement this type of technology.

However, from a technical point of view, these storage solutions contribute to electrical network stability and from an environmental point of view, there can contribute to reduce CO² emissions during operating phase, which is interesting in the future. That’s why, specific financial aids could be released to develop the chain of "storage".

To get an idea of the financial supports to consent, a purchase increase of PV electricity to 26c€/kWh would provide a 1MWc PV project coupled to water storage as cost-effective as a simple PV project with same power, receiving purchase of 0.4376 €/kWh. The network manager should consent to purchase stored PV at 70c€/kWh to permit production stability.

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R EMERCIEMENTS

Je souhaite avant tout remercier l’ensemble du personnel de l’Agence Régionale de l’Energie Réunion (ARER) pour m’avoir accueilli au sein de leur structure tout au long de ce stage.

Je remercie tout particulièrement ma tutrice, Audrey Rousseau, chargée de mission Biomasse, H² et territoires et villes solaires, pour la confiance qu’elle m’a accordée et l’attention dont elle a fait preuve à mon égard.

Je remercie également :

Christophe RAT, Directeur de l’ARER pour m’avoir permis de travailler au sein de son association ;

Le personnel de l’agence Ouest pour sa gentillesse et son aide précieuse. En particulier Franck Al Shakarchi et Laurent Gautret pour m’avoir aiguillé avec leurs conseils techniques avisés ;

Les stagiaires de toutes les agences pour leur agréable compagnie.

Je voudrais aussi remercier l’ensemble des personnes extérieures à l’ARER, avec qui j’ai pu être en contact dans le cadre de ce stage, pour leur disponibilité et leur collaboration.

Enfin, je remercie les enseignants de Polytech’Savoie pour m’avoir transmis le goût des énergies renouvelables lors de la formation D.U. bâtiment et énergies renouvelables.

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I NTRODUCTION

Le rapport pluriannuel de Juin 2007 d’EDF¹ fait état d’une augmentation plus ou moins constante de la consommation d’électricité sur l’île de La Réunion, d’ici 2020. D’après les estimations, celle-ci passerait de 2500 GWh en 2008 à 3800 GWh en 2020.

Dans un contexte énergétique international complexe et tendu, l’augmentation annoncée de la demande en électricité, combinée avec la volonté marquée d’autonomie énergétique d’ici 2030 à La Réunion, incitent les producteurs d’électricité à trouver des moyens de production locaux.

Les énergies renouvelables (ENR) semblent être une solution alternative à ces problèmes au niveau mondial et particulièrement à la Réunion, qui possède un patrimoine naturel équilibré et diversifié de ressources d'énergies locales et renouvelables (hydraulique, PV, éolien, biomasse…). Bien que très intéressantes d’un point de vue environnemental, le caractère intermittent de ces ENR n’en demeure pas moins perturbant pour l’équilibre du réseau électrique. Ce dernier sera menacé dès lors que la part des énergies intermittentes, dites aussi « fatales », atteindra 30% du parc de production totale.

Pour atteindre l’autonomie énergétique et pour faire reculer cette limite des 30% d’énergie « fatale » sur le réseau, de nouvelles techniques doivent être mises en place pour augmenter l’intégration des ENR sur le réseau électrique réunionnais. Une de ces solutions pourrait être le stockage de l’énergie. Ces systèmes de stockage doivent pouvoir délivrer l’électricité « stockée » au moment voulu, selon les besoins, et répondre en quelques minutes à des demandes ponctuelles du réseau.

L’étude réalisée se propose d’analyser le stockage de l’énergie photovoltaïque à La Réunion grâce à la technologie de stockage hydraulique gravitaire, technologie fiable et mature. Elle s’intéresse notamment à l’intégration de telles installations dans des systèmes permettant à la fois de gérer la ressource en eau et d’optimiser l’utilisation du foncier dans les Hauts réunionnais.

Ce stage met l’accent sur l’élaboration d’un outil qui permet de déterminer la rentabilité d’un projet associant une production d’énergie photovoltaïque avec un stockage par pompage/turbinage, pour répondre aux problèmes d’intermittences des énergies renouvelables et aux conditions de l’appel d’offres de la Commission de Régulation de l’Energie. L’identification de sites d’intérêts pouvant accueillir ce type d’installation dans les Hauts de la Réunion, et l’application de l’outil à ces projets, a permis de déboucher sur des propositions de scénarii de stockage d’énergie photovoltaïque par pompage-turbinage.

1 EDF-SEI, Ile de La Réunion – Bilan prévisionnel pluriannuel - Investissements en production, Juin 2007, http://www.edf.com/fichiers/fckeditor/File/SEI/BPP_Reunion_2007.pdf

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I - L E CONTEXTE ENERGETIQUE REUNIONNAIS

I - 1 Cadre général

Du fait de son jeune âge et de son origine volcanique, l’île de La Réunion est dépourvue de ressources combustibles fossiles. L’approvisionnement énergétique de l’île se fait donc par importation de ressources fossiles et par la valorisation du potentiel énergétique local (les énergies renouvelables).

En 2008, l’approvisionnement énergétique en combustibles fossiles (produits pétroliers, charbon et gaz butane) a été de 1,135 millions de tonne équivalent pétrole, soit environ 250 ktep de plus qu’en 2000.

Fig. 1 : Evolution de l’approvisionnement en

combustibles fossiles²

Les produits pétroliers, essentiellement destinés aux transports et à la production d’électricité, représentent la part la plus importante dans l’approvisionnement énergétique fossile soit 63,5% en 2008 (OER 2008). La part du charbon, utilisée essentiellement dans les centrales thermiques pour la production d’électricité, est de 34%. En huit ans, l’importation des ressources combustibles fossiles a augmenté de 28%. Ces hausses alourdissent la facture énergétique de l’île et fragilisent son indépendance énergétique.

De plus, les émissions de CO² dans le secteur énergétique (gaz qui représente la quasi-totalité des émissions de gaz à effet de serre dans le secteur énergétique réunionnais) ne cessent d’augmenter et ont atteint 3,8 millions de tonnes en 2008, principalement dues au secteur du transport et de la production électrique.

Fig.2 : Emission de CO² dans le

secteur énergétique réunionnais en

2008³

2 OER, Bilan énergétique 2008 de l’Ile de La Réunion, Edition 2009, http://www.arer.org/pj/articles/393_OER-Bilan- energetique-2008-grand-public.pdf

3 OER, Bilan énergétique 2008 de l’Ile de La Réunion, Edition 2009, http://www.arer.org/pj/articles/393_OER-Bilan- energetique-2008-grand-public.pdf

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Consciente des grands enjeux énergétiques de ce siècle et tributaire de cette position insulaire coûteuse lorsqu’il s’agit d’importation de matières premières énergétiques, l’île de la Réunion s’est donc fixée, depuis une dizaine d'années déjà, par décision politique, un objectif d’autosuffisance électrique à l’horizon 2025. Des projets pilotes ont vu le jour, pouvant être reproduits sur d’autres îles :

- Le PRERURE :

L’objectif du Plan Régional d’exploration et d’exploitation des Energies Renouvelables et de l’Utilisation Rationnelle de l’Energie (PRERURE) est l’autonomie énergétique pour La Réunion en matière de production d’électricité d’ici 2025. Pour atteindre ce but ambitieux, une véritable dynamique s’est créée dans le domaine des énergies renouvelables, que ce soit au niveau de la recherche ou du développement des différentes technologies.

- Le programme STARTER :

Dans la lignée du PRERURE, le Conseil Régional de La Réunion vient d’adopter, en 2009, un programme de mise en œuvre du mix de l’autosuffisance énergétique d’ici 2030, nommé STARTER (STratégie d’Autosuffisance énergétique pour la Relance et la Transition de l’Economie Réunionnaise). Pour bâtir et illustrer concrètement la faisabilité de ce plan régional STARTER, l’ARER a développé un outil de modélisation du mix énergétique sur une prospective de 20 ans, prenant en compte des aspects techniques et économiques. Cet outil intitulé PETREL (Plan Economique de Transition et de Relance par les Energies 100% Locales à La Réunion) permet de modéliser les choix programmatiques de STARTER⁴.

- Le programme GERRI

Début juillet 2008, la visite du ministre de l’écologie, de l’énergie, du développement durable et de l’aménagement du territoire, Jean-Louis Borloo, et la signature du premier accord territorial d’application outre-mer du Grenelle de l’Environnement ont marqué le lancement officiel du programme GERRI (Grenelle de l’Environnement à la Réunion – Réussir l’Innovation) dont l’objectif est le développement durable intégral en 2020 et l’autonomie énergétique de La Réunion en 2025⁵.

Le programme GERRI vise à concrétiser l’objectif « Réunion 2030 » issu du grenelle de l’environnement.

Dans ce cadre, La Réunion se caractérise par une mobilisation de l’ensemble des acteurs pour accéder à cette autonomie énergétique. Parmi ces acteurs, l’ARER s’investit en mobilisant ses compétences et son personnel pour atteindre cet objectif ambitieux.

I - 2 L’Agence Régionale de l’Energie Réunion

La Loi d’Orientation pour l’Outre-mer (LOOM), du 13 décembre 2000, accorde la compétence en matière de Maîtrise De l’Energie (MDE) et des Energies Renouvelables (EnR) au Conseil Régional, qui élabore et met en œuvre un Plan Régional d’exploration et d’exploitation des Energies Renouvelables et de l’Utilisation Rationnelle de l’Energie (PRERURE). L’objectif de ce plan est d’atteindre l’autonomie énergétique pour la Réunion en matière de production d’électricité d’ici 2025. Pour y parvenir et relayer la politique de la Région sur le terrain, l’Agence Régionale de l’Energie Réunion (ARER) a été créée en Décembre 2000, à l’initiative du Conseil Régional.

L’ARER est une association de loi 1901 à but non lucratif, présidée par Paul VERGES, président du Conseil Régional de la Réunion. L’objet social de l’ARER est de promouvoir la maîtrise de l’énergie et l’utilisation rationnelle des énergies renouvelables et de préserver les ressources énergétiques dans une perspective de développement durable. Elle est financée par des membres de droit (qui contribuent au financement de l’association ou d’actions engagées par celle-ci dans le cadre d’une convention d’objectifs pluriannuels) et des membres associés (qui apportent leur soutien à l’objet social de l’association à travers le paiement d’une cotisation).

4 ARER, PETREL – Ile de La Réunion, Version V1 Juillet 2009, http://www.arer.org/pj/articles/409_390-PETREL- 2020-2030-9juillet-v1.pdf

5 http://www.reunion.pref.gouv.fr/etat/presse/index.php

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Les objectifs de l’ARER sont de promouvoir et développer la maîtrise de l’énergie et l’utilisation des énergies renouvelables disponibles sur le territoire (énergies de la mer, énergie éolienne, énergie solaire, géothermie, micro hydraulique, énergie issue de la biomasse).

Les missions de l’ARER sont articulées autour de quatre axes :

- L’information, l’éducation et la formation sur l’utilisation rationnelle des énergies renouvelables pour l’aménagement, la construction et les transports.

- Le conseil à maître d’ouvrage pour accompagner les porteurs de projet dans le montage technique, juridique, financier et opérationnel.

- Le développement des filières technologiques à La Réunion liées aux énergies renouvelables et à la maîtrise de l’énergie.

- La gestion d’un observatoire des technologies durables et des métiers de l’énergie à La Réunion et d’une plate-forme recherche et développement.

Pour mener à bien ses missions, l’ARER a mis en place :

- Un réseau de sites démonstratifs représentatifs des technologies existantes à La Réunion.

- Un réseau d’Espace info Energies (EIE) à la disposition du grand public pour se renseigner sur les économies d’énergie et les énergies renouvelables.

- Une équipe technique et une méthodologie à la disposition des maîtres d’ouvrage pour les accompagner dans la mise en œuvre de leur projet.

- Une banque d’outils pédagogiques (expositions, affiches, …).

- Une base de données en constante valorisation : une ressource documentaire dans chaque agence et l’observatoire des technologies durables et des métiers de l’énergie.

- Une plate-forme d’information, d’éducation et de formation à l’utilisation rationnelle de l’énergie et aux technologies d’énergies renouvelables.

- Un service de conseil gratuit par téléphone et Internet.

- Un programme d’actions et de coopération internationale, inter îles « Island news », pour la mise en place de stratégies énergétiques durables.

Ce stage s’inscrit dans le cadre de la plate-forme recherche et développement de l’ARER qui assure l’encadrement méthodologique et l’apport en termes de métiers et d’expériences sur les problématiques de stockage de l’énergie électrique.

I - 3 La production de l’électricité à La Réunion

La production électrique globale de l’Ile se chiffrait en 2008 à 218.9 ktep (2 546 GWh), avec une répartition des ressources à hauteur de :

- 64% de la production thermique (combustion de fuel lourd, gazole et charbon) ; - 36% d’énergies renouvelables.

En 2008, la capacité de production électrique pour chacune des ressources exploitées sur l’Ile était :

- Charbon et bagasse : 210MW (Centrale thermique de Bois Rouge et Centrale Thermique du Gol) ; - Fioul : 228MW (Centrales du Port Ouest et Est) ;

- Hydraulique : 121MW (Takamaka I et II, Rivière de l’Est, Bras des Lianes, Langevin, Bras de la Plaine) ; - Autre EnR (éolien, PV, biogaz) : 28,3 MW.

Parmi ces moyens de production, il faut distinguer les moyens de production de base (centrales thermiques, à fioul), et les moyens de production de pointe (hydraulique, TAC et EnR). Un exemple de courbe de charge indique à quelle heure chaque moyen de production est utilisé. La mise en route ou l’arrêt de moyen de production est géré par les gestionnaires de réseau.

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Fig.3 : Décomposition de la production électrique pour une journée d’été austral en

2006⁶

Les gestionnaires de réseau ont comme mission d’assurer en permanence l’équilibre de la production avec la consommation. Afin de contrebalancer la nature intermittente de certaines EnR, ils sont obligés de faire appel au potentiel hydraulique. Grâce à leur grande souplesse d’utilisation (rapidité de réaction et de variation de puissance), les centrales hydroélectriques sont utilisés pour « compléter » et corriger la production d’origine intermittente.

Dans un proche futur, le potentiel hydroélectrique réunionnais ne sera plus suffisant pour permettre l’intégration de toutes les EnR intermittentes prévues pour atteindre l’autonomie énergétique visée par le « scénario STARTER de production et d’approvisionnement 2030 »⁷.

I - 4 Problématique de l’intégration massive des EnR intermittentes dans la stabilité d’un réseau électrique

Le développement des énergies renouvelables intermittentes est devenu incontournable à La Réunion pour atteindre les objectifs fixés par le PRERURE et les scénarii de PETREL.

À l’instar de notre mode de vie, notre consommation électrique varie au cours d’une journée, d’une semaine et même d’une année. Du côté de la production, les énergies renouvelables peuvent avoir aussi une activité fluctuante dont le délai de prévisibilité dépend de la source (ensoleillement, vitesse du vent…).

L’utilisation massive de ces énergies renouvelables comme moyen de production d’électricité pose donc deux problèmes majeurs lors de leur intégration sur le réseau :

- leur intermittences pour certaines : c’est le cas notamment du photovoltaïque ; - leur production ne correspond pas forcément à l’appel de charge du réseau.

6 EDF-SEI, Ile de La Réunion – Bilan prévisionnel pluriannuel - Investissements en production, Juin 2007, http://www.edf.com/fichiers/fckeditor/File/SEI/BPP_Reunion_2007.pdf

7 ARER, PETREL – Ile de La Réunion, Version 1, Juillet 2009, http://www.arer.org/pj/articles/409_390-PETREL- 2020-2030-9juillet-v1.pdf

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Fig.4 : Superposition d'une courbe de charge d'un système

isolé ainsi que sa production PV

L’article 22 de l’arrêté du 23 avril 2008 introduit la valeur de 30% de la puissance active totale comme une limite d’énergie intermittente instantanée injectable sur un réseau électrique non-interconnecté, comme celui de La Réunion. Au-delà, le gestionnaire peut découpler les installations intermittentes. Cette limite des 30% est la principale contrainte à lever pour favoriser le développement massif de ces EnR dites « fatales ». EDF annonce d’ores et déjà une limite approchant les 150 MW pour l’intégration des énergies intermittentes sur le réseau réunionnais. Cette limite devrait être atteinte d’ici 2011 à 2013⁸.

Il est donc nécessaire, à La Réunion, de développer en 3 à 4 ans maximum des moyens opérationnels pour favoriser l’intégration de ces EnR au réseau et dépasser ce seuil de 30%. Pour ce faire, plusieurs techniques existent :

- Le foisonnement en multipliant les types d’énergies intermittentes pour moyenner les irrégularités de ce type de production, efficace à l’échelle d’un pays car les variations météorologiques y sont importantes mais qui s’avère insuffisant à l’échelle de La Réunion ;

- La prévision pour améliorer la correspondance entre prévisions météorologiques et gestion du réseau ; - Le stockage

Le stockage représente la clé de la pénétration des énergies renouvelables sur le réseau électrique. Il fournit non seulement une solution technique au gestionnaire du réseau pour assurer en temps réel l’équilibre production consommation mais il permet également d’utiliser au mieux les ressources renouvelables en évitant un délestage en cas de surproduction. Associé à une production locale d’origine renouvelable, un stockage décentralisé présenterait également l’avantage d’améliorer la robustesse du réseau électrique en permettant un fonctionnement en îlotage de la zone alimentée par cette ressource.

Ainsi, le stockage est une des composantes principales de la problématique de l’intégration à grande échelle des EnR intermittentes sur un réseau insulaire. D’autres composantes sont à associer, notamment la prédiction et le monitoring. Il faut donc pouvoir traiter globalement les problématiques d’intégration et étudier toutes les solutions associées. La partie suivante se propose de définir les technologies de stockage hydraulique gravitaire applicables et les stratégies de stockage à mettre en œuvre.

8 ARER, Schéma Directeur Stockage Réunion, Version 2008, Février 2009, http://www.arer.org/pj/articles/298_SD- stockage-Reunion-2008.2-ARER-H2RUN-PRERURE.pdf

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II - D ESCRIPTION DES STRATEGIES ET TECHNOLOGIES DE STOCKAGE

II - 1 Stratégie de stockage

Les solutions de stockage doivent contribuer à la stabilité du réseau électrique soit du point de vue de la gestion du réseau électrique, soit du point de vue de la production d’énergie intermittente.

Fin 2008, 10MWc de photovoltaïque étaient installés et d’après les hypothèses de PETREL, 2020 prévoit 300MWC installés avec mise en place de systèmes de stockage et de « PV garanti » sur 150MWc minimum⁹. Dans le cadre de ce stage, deux types de stockage ont été envisagés pour le développement du photovoltaïque à La Réunion : le stockage « système » et le stockage pour lisser les intermittences selon les conditions de l’appel d’offre CRE.

II-1.1Stockage « système »

Cette première stratégie de stockage consiste à stocker un pourcentage déterminé de la production photovoltaïque journalière, pour le restituer lors des deux heures de pointe de consommation électrique, de 18h à 20h. Ce stockage vise à équilibrer le rapport production/consommation, en évitant un délestage en cas de surproduction photovoltaïque en cours de journée. Cette stratégie favorise la production d’électricité pendant les heures de pointe du soir mais ne permet pas de lisser la production photovoltaïque injectée au cours de la journée. Le problème des intermittences ponctuelles n’est pas résolu.

II-1.2Lissage des intermittences selon conditions AO CRE

Un Appel d’Offres de la Commission de Régulation de l’Energie (AO CRE) est ouvert depuis 2009 pour développer des produits de type « PV garanti » couplant stockage, prédiction et monitoring. Ces installations

« PV garanti » offrent les deux principaux services suivants :

- annuler les intermittences de plus de 15% de la puissance PV installée en moins de 30 mn ; - offrir une garantie primaire de plus ou moins 10% de la puissance nominale produite.

Cet AO CRE concerne tous les Départements d’Outre-mer¹⁰.

La deuxième stratégie de stockage, étudiée lors du stage, respecte donc les conditions de cet AO CRE.

Analyse de l’AO CRE dans le cadre du « PV garanti »

L’AO CRE définit deux conditions principales en termes d’injection d’énergie active : - variation en 30min inférieure à 15%Pc (puissance PV installée)

- ajustement primaire de +/- 10% de P^inj.o(t) (puissance injectée sur le réseau à l’instant t)

La deuxième condition signifie que le régime nominal doit être de 91% du régime optimal avec une variation entre 82% et 100% (91% régime optimal +/- 10%), le complément étant envoyé vers un stockage-déplacement d’une puissance de 18% du maximum du régime optimal et d’une capacité de 18% de la production journalière optimale en régime optimal.

Le régime optimal est défini grâce à la première condition.

Pour optimiser ce régime optimal, il est nécessaire de contrôler la dynamique de fonctionnement de l’installation.

9 ARER, PETREL – Ile de La Réunion, Version 1, Juillet 2009, http://www.arer.org/pj/articles/409_390-PETREL- 2020-2030-9juillet-v1.pdf

10 Ministère de l’Ecologie, de l’Energie, du Développement durable et de l’Aménagement de territoire, Cahier des charges de l’appel d’offres portant sur des installations au sol de production d’électricité à partir de l’énergie solaire, 2009

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Fig.5 : Superposition d'une courbe de charge d'un système isolé ainsi que sa production PV

Il s’agit de contrôler dynamiquement P^inj.o(t) et P^st.o(t) en fonction de E^st.o(t).

Par définition :

• P^inj.o(t) = P^pv(t) – P^st.o(t)

• E^st.o(t) = ∫ 0 à t P^st.o(t) x η^st dt

Fig.6 : Graphique de représentation des paramètres de l’AO CRE La limite de variabilité introduit une première série de conditions :

Pour tout t

• P^inj.o(t)-P^inj.omin30(t) <15%Pc

• P^inj.omax30(t)-P^inj.o(t) <15%Pc

Le stockage E^st.o(t) doit pouvoir compenser la perte de puissance selon une pente de 30%Pc/heure.

EEEE^{st.ost.ost.ost.o}(t)(t)(t)(t)

P^st.o(t)

P^inj.o(t) PV (Pc)

Stockage Rendement η^st Contenu E^st.o(t) Ppv(t)

P^st.o(t) P^inj.o(t)

Réseau

Puissance (P)

Temps (t)

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Fig.7 : Graphique de simulation de chute de production PV E^dst.o(t) = 0,5 x { P^inj.o(t) – P^inj.o∞(t) }2 / 30%Pc

Cela permet d’aboutir aux conditions suivantes : Pour tout t :

- P^inj.o(t)-P^inj.omin30(t) <15%Pc

- P^inj.omax30(t)-P^inj.o(t) >15%Pc

- E^st.o(t) = E^dst.o(t)

Une simulation doit être menée en considérant la condition la plus défavorable, c’est à dire en considérant un arrêt net de la production photovoltaïque : dans ce cas, P^pv(t) = 0.

II - 2 Technologies de stockage

II-2.1Présentation générale des technologies Les différentes technologies de stockage employées sont :

- l’air comprimé ; - les batteries ; - les volants d’inertie ; - les supercapacités ; - l’hydrogène ;

- le stockage magnétique ; - le stockage thermique ;

- le stockage hydraulique gravitaire.

Chaque technique a ses propres caractéristiques et limites, qui correspondent à des champs d’applications bien précis (Annexe 1).

Dans cette étude nous nous intéressons au stockage hydraulique gravitaire en association avec une production d’énergie photovoltaïque.

EEEE^{st.ost.ost.ost.o}(t)(t)(t)(t)

E^dst.o(t)

P^inj.o∞(t) Pente de

15%Pc/30min

Temps (t) Puissance (P)

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II-2.2Stockage hydraulique :

II-.2.2.a) Schéma de principe

Egalement appelé stockage par pompage-turbinage ou Station de Transfert d’Energie par Pompage (STEP), le principe du stockage hydraulique gravitaire est d’accumuler de l’énergie sous forme d’énergie potentielle hydraulique entre un bassin en hauteur et un réservoir d’eau inférieur. L’eau du réservoir inférieur peut être ainsi pompée vers le bassin supérieur en période d’excès d’énergie et être ensuite turbinée vers le réservoir inférieur en période de demande d’énergie. Un flux à contre-courant de la demande générale révèle le fonctionnement de ces stations

A l’avantage de pouvoir délivrer cette électricité « stockée » au moment voulu (notamment en fonction des besoins et des opportunités économiques) se cumule celui d’un temps de réaction très rapide du système de stockage hydraulique gravitaire : les turbines peuvent entrer en production en quelques minutes seulement pour stabiliser la fréquence et la tension d’un réseau.

Fig.8 : Fonctionnement du stockage hydraulique gravitaire

Ce système de stockage tient une des meilleures places grâce à sa simplicité technique, sa sûreté, sa propreté et à ses avantages économiques.

Cette technique a une densité énergétique plutôt faible (1kWh pour 1m3 avec 360 m de chute)¹¹, mais possède d’autres avantages :

- la possibilité de réutiliser les barrages existants ;

- les quantités d’énergie stockables sont énormes par rapport à toutes autres technologies de stockage ; - la puissance des turbines et maintenant des pompes également, peut varier avec une grande facilité et

rapidité ;

- la technologie est éprouvée (la première réalisation date de 1933) ; - la production d’électricité est non polluante.

11Systèmes Solaires, Le journal des énergies renouvelables, Mars-Avril 2009, n°190

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Les inconvénients environnementaux de ce type de stockage sont principalement les impacts visuel et auditif engendrés par l’installation des réservoirs et de la station de pompage turbinage. Les impacts sur la faune et la flore sont faibles, si ce n’est la réduction de l’habitat de certain(e)s animaux/plantes à cause de l’emprise au sol des réservoirs et station (au maximum 1 hectare).

Ces deux points sont traités par une notice d’impact ou une étude d’impact. Il est à noter que l’étude d’impact est une pièce obligatoire dans un dossier de demande de permis de construire pour des installations dépassant 500kW de puissance installée.

Les étapes de montage d’un projet hydraulique sont schématisées en annexe 2.

II-.2.2.b) Données techniques et économiques

Fig.9 : Principaux constituants d’une

STEP

Les bassins Les bassins Les bassins Les bassins

Les retenues d’eau, haute et basse, peuvent être soit naturelles, soit artificielles. Dans ce dernier cas, les bassins sont généralement réalisés par creusement et par utilisation des matériaux de déblai pour créer une ceinture de digues fermant la cuvette.

Suivant la topographie du terrain à l’origine, plat ou déjà en dépression, les travaux de terrassement sont plus ou moins importants. La cuvette ainsi réalisée est ensuite généralement étanchée par un revêtement en béton bitumineux ou en brai vinyle.

Le coût de construction de telles installations est donc très variable en fonction du terrain. Cependant, nous avons réussi à obtenir des ordres de prix fonction du volume du bassin à construire (Annexe 3).

Les turbines Les turbines Les turbines Les turbines

Une turbine hydraulique est une machine tournante, constituée principalement d’une roue à aubes, qui reçoit de l’énergie d’un fluide, sous forme d’énergie de pression ou d’énergie cinétique et qui la transforme en énergie mécanique directement utilisable sur un arbre en rotation.

Le rendement des turbines se situe généralement entre 80 et 90 % ; il croît avec la taille des roues.

Il existe plusieurs types de turbines dont le choix sera fonction de la hauteur de chute et du débit du site sélectionné pour l’installation d’une centrale.

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Fig.10 : Type de turbines en fonction de la

hauteur manométrique, de la puissance et du

débit¹²

- Turbine Pelton

Hautes chutes : de 10 à plus de 500 m Petits débits : 20 à 1 000 L/s

Fig.11 : Schéma de fonctionnement d’une turbine Pelton

- Turbine Banki-Michell Débits de 20 à 1000 L/s Chutes de 1 à 200 m

Fig.12 : Schéma de fonctionnement d’une turbine Banki-Michell

12 Wasserkraft Volk AG

Page 18 sur 64 - Turbine Francis

Moyennes chutes de10 à 100 m Débits moyens de100 à 6000 L/s

Fig.13 : Schéma de fonctionnement d’une turbine Francis

- Turbine Kaplan Faibles chutes : moins de 10 m

Débits importants (300 à 10 000 L/s).

Fig.14 : Schéma de fonctionnement d’une turbine Kaplan

Les coûts de turbines dépendent à la fois de la puissance mais aussi du modèle de turbine utilisé. Dans le cadre de notre outil, le coût des turbines comprend la turbine en elle-même et le générateur associé. Ce coût n’est fonction que de la puissance installée (Annexe 3).

Les pompes Les pompes Les pompes Les pompes

Les pompes hydrauliques sont des générateurs de débit, elles transforment l'énergie mécanique en énergie hydraulique, vers des récepteurs.

Le rendement des pompes se situe généralement entre 70 % (pour les pompes centrifuges) et 90 % (pour les pompes volumétriques).

Le choix d'un type de pompe doit être fait en accord avec les caractéristiques hydrauliques de l'installation envisagée (débit, hauteur manométrique) :

- Les pompes centrifuges sont adaptées aux débits moyens et élevés pour des hauteurs limitées, - Les pompes volumétriques sont destinées à des faibles débits et des grandes hauteurs.

Dans le cas de pompes de surface, elles seront auto-amorçantes. Le couple au démarrage (3 à 5 fois le couple nominal) nécessite systématiquement l’usage d’un contrôleur.

Il existe des turbines réversibles.

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Depuis que les stations de turbinage-pompage sont devenues des moyens de stockage très efficaces et économiques, de nombreux efforts ont été faits pour améliorer le côté économique et fiable de ces stations.

Actuellement, les groupes de pompage-turbinage en exploitation sont quasiment tous réalisés avec des moto- générateurs synchrones à la fréquence du réseau et par conséquent à vitesse constante. Les performances de tels groupes peuvent être massivement améliorées en recourant à des moto-générateurs à vitesse variable.

Les principales caractéristiques des systèmes de stockage avec des pompes à vitesse variable sont : - une régulation de la puissance active de la pompe ;

- une grande efficacité et une large gamme d’opérations en mode de turbinage, particulièrement sous chargement partiel ;

- une amélioration de la stabilité du système en injectant de la puissance active ou par compensation de la puissance réactive.

Les coûts de pompe estimés dans l’outil sont basés sur des pompes à vitesse constante et non-réversibles (Annexe 3).

Les conduites forcées Les conduites forcées Les conduites forcées Les conduites forcées

Les conduites forcées des petites centrales sont réalisées avec des tuyaux standards disponibles sur le marché pour d’autres applications (eau potable et eaux usées).

Le choix du matériau des tuyaux est essentiellement fonction de la chute (ou pression) et du diamètre de la conduite.

Les tuyaux pour canalisations en plastique ou fibro-ciment sont utilisables pour les faibles hauteurs, jusqu’à 10 ou 20 m. Jusqu’à 140 m de chute (pression 14 bars) et pour des faibles diamètres (200 mm ou moins), le plastique, PVC, PE ou polyester, présente de multiples avantages, en particulier du point de vue du prix et de la résistance à la corrosion. Pour des pressions plus élevées et des conditions de terrain difficiles, le choix se limite aux tuyaux en fonte, qui ont fait leurs preuves dans l’approvisionnement en eau, ou en acier inox.

Les conduites forcées des petites centrales récentes sont généralement enterrées, ce qui permet de préserver le paysage.

Photo 1 : Exemple de conduite forcée aérienne

Les coûts des conduites sont fonction du matériau et du diamètre (Annexe 3). Un surcoût de 25 à 40 € par mètre linéaire est à prévoir en cas d’enterrement des conduites.

Les générateurs Les générateurs Les générateurs

Les générateurs (moteurs(moteurs(moteurs(moteurs----alternateurs)alternateurs)alternateurs)alternateurs)

La puissance mécanique est transformée en puissance électrique par un générateur de courant. Il est mis en rotation par la turbine ; en général par un accouplement direct ou par un système de transmission.

Les générateurs synchrones sont généralement utilisés en réseau autonome, pour des unités de grande puissance, souvent supérieure à 2 000 kW, raccordés au réseau national.

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Les générateurs asynchrones, quant à eux, sont essentiellement utilisés lorsque la production de la centrale est prévue pour une vente à EDF, car dans ce cas, la génératrice est pilotée par le réseau qui régule la fréquence et la tension du courant produit. Ils sont utilisés pour des puissances inférieures à 2 000 kW.

Les transformateurs Les transformateurs Les transformateurs Les transformateurs

Les transformateurs sont des appareils extrêmement divers, par leur fonction, mais aussi par leur taille et leur coût.

Les deux grandes catégories sont les transformateurs de puissance et les transformateurs de mesure.

Les transformateurs de puissance sont indispensables quand la centrale doit débiter sur un réseau de tension 20 kV ou plus. Ils permettent d’élever la tension du générateur à 20 kV ou plus.

Les transformateurs de mesure, contrairement aux transformateurs de puissance, permettent par exemple d’abaisser la tension du réseau (haute tension) à une tension adaptée aux standards des appareils.

LLLLe raccordement au réseaue raccordement au réseaue raccordement au réseaue raccordement au réseau^13131313

Pour les installations hydroélectriques d’une puissance inférieure à 250kW, le raccordement se fait sur le réseau moyenne ou basse tension. Les caractéristiques d’un raccordement au réseau basse tension sont les suivantes :

- le point de raccordement doit être à proximité de l’installation ; - un système de protection réseau est obligatoire ;

- un dispositif de comptage pour l’énergie fournie et l’énergie consommée (lorsqu’elle n’est pas fournie par une EnR intermittentes) par l’installation hydraulique doit être installé.

Le coût d’un raccordement au réseau est fonction de la distance de ce dernier par rapport à l’installation de stockage.

II-2.3Contexte du stockage hydraulique gravitaire à l’échelle internationale et nationale Les STEP sont utilisées depuis longtemps comme équipement secondaire des grands équipements hydrauliques.

Elles étaient tombées en désuétude au profit d’autres moyens de production de pointe comme les centrales thermiques classiques (fioul, gaz, charbon) mais leur intérêt économique s’est considérablement accru : les combustibles fossiles se renchérissent, tout comme les permis d’émettre les indésirables émissions de CO2 ; et le stockage d’énergie tire profit de la volatilité des cours de l’électricité générée par l’ouverture des marchés de l’énergie, ainsi que de la montée en puissance des énergies renouvelables intermittentes.

Quant aux rendements, ils ont plus que doublé, atteignant plus de 80 %.

II-.2.3.a) En France

La France dispose principalement de 6 STEP, d’un total d’environ 5000 MW de puissance cumulée :

- dans les Alpes (Grand’Maison, 1800 MW et 935m de dénivelé ; Super Bissorte, 750 MW ; Le Cheylas, 480 MW ; La Coche, 320 MW) ;

- le Massif Central (Montézic, 910 MW) ; - les Ardennes (Revin, 800 MW).

Non émettrices de CO2 leurs 5,5 TWh/an (sur 63,7 TWh hydrauliques en France) ne sont pas pour autant une source renouvelable : le pompage est prioritairement activé la nuit avec une électricité d’origine nucléaire.

13 ADEME

Page 21 sur 64 II-.2.3.b) Dans le monde

En 1990, le pompage-turbinage représentait 3 % de la capacité électrique mondiale installée, soit environ 83 GW.

Quant aux nouvelles installations en cours de construction depuis 1995, elles constitueraient une capacité supplémentaire de 27 GW.

Le tableau suivant présente quelques réalisations dans le monde entier.

Lieu Puissance MW Date de

mise en service

Capacité réservoirs

(Mm3)

Dénivelé max (m)

Afrique Drakensberg (Afrique du Sud) 1000 1981 27 475

Palmiet (Afrique du Sud) 400 1988 20,8 300

Afourer (Afrique du Nord) 463 2005 600

Europe Goldisthal (Allemagne) 1060 1998 12 330

Kanalski (Slovénie) 178 2008 2

Dinorwig (R-U) 1800 1982 6 545

Vianden (Luxembourg) 1141 1959 287

Chiotas (Italie) 1200 1980 1070

Piastra Edolo (Italie) 1016 1981 1260

Russie Zagorsk (Russie) 1200 1988 100

Asie Tianhuangping (Chine) 1800 2001 8 605

Okuy shino (Japon) 1200 1978 545

Tamaharo (Japon) 1200 1983 559

Imaichi (Japon) 1050 1984 52

USA Ludington (USA) 1872 1974 98

Racoon (USA) 1532 1959 317

Bath Country (USA) 2740 1978 387

Helms (USA) 1070 1981 495

Australie Wivenhoe, Brisbane (Australie) 625 1984 28,7 95

Tabl.1 : Exemples de STEP en service dans le monde

II-.2.3.c) Potentiel réunionnais : avantages & contraintes

Les STEP répondent bien aux contraintes insulaires, l’installation de turbines à combustion étant prohibitive au regard du coût du combustible à acheminer. Une STEP de 3 MW est actuellement étudiée à La Réunion.

Alimentée par des éoliennes et des toits photovoltaïques, elle pourrait couvrir les pointes de la demande de la mi- journée et du soir grâce à 2 lâchers par jour.

Les avantag Les avantag Les avantag Les avantageseseses

L’île présente de forts dénivelés qui permettent de disposer de grandes hauteurs de chute.

D’autre part, les précipitations sont, à la Réunion, le phénomène météorologique le plus remarquable. En effet, l'île possède tous les records mondiaux de pluie pour les périodes comprises entre 12 heures et quinze jours. Les réservoirs d’eau peuvent donc être remplis sans trop de difficulté. On peut aussi envisager de remplir les réservoirs à partir de l’eau de mer. En effet, il est actuellement possible de pomper et turbiner l’eau de mer. Dans ce cas, les coûts sont très importants.

Les contr Les contr Les contr Les contraintesaintesaintesaintes

La géologie de l’île ne se prête pas à la construction de gros ouvrages hydrauliques :

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- le sol est très perméable et l’eau s’infiltre très facilement sous terre ; - l’érosion est très importante ;

- les écoulements détritiques, en période cycloniques, pourraient rapidement remplir un bassin ;

De plus, la construction de centrale de stockage hydraulique est très coûteuse en partie à cause du prix du génie civil (construction des bassins et des canalisations). De telles constructions sont justifiables lorsque la puissance installée dépasse les 500MW.

Pour des stations plus petites, l’utilisation des équipements existants (retenues collinaires, réseau d’irrigation) peut être une solution économique, en prenant soin de ne pas perturber le fonctionnement initial de la station.

II-2.4Principe du couplage d’une production photovoltaïque avec du stockage hydraulique gravitaire

L’introduction de systèmes de stockage énergétique, qui agissent comme des amortisseurs et des régulateurs dans les réseaux électriques, permet de résoudre efficacement le problème des fluctuations et d’augmenter significativement la qualité de la distribution.

Cette capacité de stockage intéresse les énergies renouvelables intermittentes, et notamment le photovoltaïque, amené à prendre une place importante dans la palette réunionnaise des sources d’électricité.

Tout d’abord, il s’agit de ne pas perdre ce que le soleil pourvoit. Les moments de la journée où les panneaux photovoltaïques produisent beaucoup mais que la demande est à l’étiage, l’électricité fait tourner les pompes des STEP, et l’énergie s’accumule dans les réserves amont.

Ensuite, il s’agit de se prémunir de l’intermittence. Si la production photovoltaïque est devenue prévisible, l’horizon des planifications permettra d’ajuster l’offre et la demande d’électricité. Restent les aléas climatiques : des moments de la journée avec une importante couverture nuageuse par exemple. Là encore, les STEP sont très bien placées pour parer à cette demande d’énergie dite « de pointe », qu’il faut couvrir avec un temps de réaction très bref.

Fig.15 : Synoptique d’une

station de stockage couplée à une production photovoltaïque

La collecte de données techniques et économiques sur les différentes technologies et l’analyse des stratégies de stockages présentées ont permis de construire un outil présenté dans la partie suivante.

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III - D ESCRIPTION DE L ’ OUTIL DE DIMENSIONNEMENT

L’objet de cet outil est d’analyser la faisabilité technico-économique d’une production photovoltaïque garantie par le stockage hydraulique gravitaire.

A terme, l’outil doit permettre de déterminer les caractéristiques techniques (dénivelé, pente, taille de stockage, puissance PV) pour avoir une production photovoltaïque garantie par une installation de stockage hydraulique rentable.

III - 1 Hypothèses

Ce dimensionnement doit permettre d’assurer une garantie journalière au gestionnaire de réseau, c'est-à-dire que la puissance et la durée de déstockage sont annoncées la veille.

Deux simulations vont être réalisées :

- une première qui correspond à un stockage système de la production photovoltaïque : l’idée est que 50%

de la production photovoltaïque soit stockée (donc utilisée pour le pompage de l’eau du réservoir aval vers l’amont) pour être ensuite restituée pendant la pointe du soir, le reste de la production étant directement injecté au réseau électrique.

- une seconde qui correspond à un stockage AO CRE : l’idée est de répondre aux conditions imposées par l’appel d’offres solaire de la Commission de Régulation de l’Energie.

Cette deuxième simulation doit répondre à deux caractéristiques techniques de stockage données par l’appel d’offres solaire de la Commission de Régulation de l’Energie. L’appel d’offres porte sur la réalisation d’installations avec stockage de l’énergie utilisant les techniques de conversion du rayonnement solaire en électricité à partir de technologies photovoltaïques ou de technologies thermodynamiques, pour les zones non interconnectées au réseau électrique métropolitain (cas de La Réunion).

Les deux caractéristiques à respecter sont les suivantes :

- le système de stockage doit être dimensionné (en puissance et en énergie) pour assurer la stabilité de la puissance électrique délivrée à un instant donné par la centrale solaire. A tout instant, la variation de la puissance délivrée sur le réseau par période de 30 minutes doit rester inférieure à 15% de la puissance installée ;

- lorsque l’installation produit de l’électricité, elle doit prévoir un fonctionnement en régulation primaire de fréquence avec statisme en puissance active et maintenir en permanence à la disposition du gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité une marge de puissance active, dite « réserve primaire », en plus ou en moins, correspondant à 10 % de la puissance produite.

III - 2 Paramètres, données d’entrée, données de sortie Pour développer l’outil, les données d’entrée à notre disposition sont les suivantes :

- Des valeurs de rayonnement minute mesurées sur le site de l’IUT : on compte en général (sauf défaillance de la mesure) 60 valeurs par heure, soit 1440 données pour une journée complète. Ces données représentent deux années et trois mois de mesures en nombre de jours : les fichiers sources démarrent le 31 Août 2006 et s’arrêtent au 13 Mai 2009.

- Des valeurs de rayonnement minute simulées par rapport aux valeurs de l’IUT, pour 21 sites météos répartis sur La Réunion et dont on avait des données de rayonnement horaire mesurées sur plusieurs années. Ces données de rayonnement minute représentent une année. Ce travail de simulation a été effectué par B. Cadet de l’ARER.

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- La puissance PV à installer est connue à l’avance (fixée en fonction de l’étude ou mesurée en fonction de la surface ou du budget disponible).

- Les rendements de stockage et de déstockage (η^st et η^dst) sont estimés en fonction de la technologie utilisée. Dans notre cas d’étude, les rendements utilisés sont liés à la technologie de stockage hydraulique gravitaire, soit η^st = 0,8 et η^dst = 0,8.

- La stratégie de stockage est définie en fonction des attentes.

Pour exploiter ces données de rayonnement, il est nécessaire de les transformer en valeurs de puissance PV fournie par minute.

Ce traitement se fait en utilisant l’équation de la régression linéaire utilisée dans l’outil de détermination de productible PV¹⁴. Cette régression linéaire a été obtenue grâce aux suivis du productible de 10 installations PV sur des zones au rayonnement connu. L’équation est de la forme : Ppv(t) = 0,6603 x ray(t) x Pc (avec Pc la puissance PV installée ; ray(t) le rayonnement à l’instant t ; Ppv(t) la puissance PV à l’instant t).

Les données de sortie attendues sont de 2 types :

- Des données résultant de l’analyse de la production PV minute, c'est-à-dire :

o les puissances nominales photovoltaïques à stocker, à déstocker et à injecter sur le réseau ; o les énergies nominales journalières injectées et à stocker

- Des données issues du dimensionnement d’une installation de stockage hydraulique associée à la production PV minute, c'est-à-dire :

o les puissances de turbine et de pompe à installer ; o la capacité des réservoirs de stockage ;

o l’investissement de l’installation (panneaux photovoltaïques compris) ; o le coût du kWh déstocké ;

o le temps de retour sur investissement ; o les émissions de CO² évitées.

III - 3 Architecture de l’outil

L’outil se décompose en 3 tableurs excel. Afin de limiter les bugs informatiques, les tableurs ne sont pas liés directement entre eux. Certaines valeurs obtenues dans un premier tableur devront donc être copiées et collées dans un autre tableur.

14 Outil élaboré par l’ARER dans le cadre du stage de Y.Bovics et C.Ferlat

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Pour un emplacement donné d’un projet photovoltaïque associé à du stockage correspondent les données de rayonnement minute de l’une des 21 stations météo simulées par B.

Cadet.

Le fichier texte correspondant (Annexe 4) est alors importé sous format excel pour être analysé par l’un des 2 tableurs d’analyse de puissance PV minute.

Cette analyse donne les résultats de puissances et énergies nominales nécessaires au dimensionnement de la station de stockage couplée au PV. Ces résultats sont collés au tableur de dimensionnement de la station de stockage pour faire l’analyse technico-économique du projet.

Fig.16 : Architecture générale de l’outil

III - 4 Démarche d’utilisation de l’outil

III-4.1Identification du fichier texte de données de rayonnement minute

La première étape consiste à identifier la station météo la plus proche des conditions de rayonnement du site choisi pour le projet photovoltaïque couplé au stockage. Nous disposons de 21 stations météos réparties sur La Réunion pour lesquelles des données de rayonnement minute ont été simulées.

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Fig.17 : Répartition des stations météos à

La Réunion

Une fois cette station météo sélectionnée, on ouvre le fichier texte de rayonnement minute correspondant à la station, dans un tableur excel 2007 vierge. Il faut prendre soin de sélectionner la case « espace » comme délimitation entre chaque champ lors de l’ouverture sous excel.

De plus, les séparateurs des décimales du rayonnement minute sont représentés par des points qui ne sont pas reconnus par excel. Il faut donc remplacer ces points par des virgules sous excel.

Enfin, les données de rayonnement minute non disponibles sont nommées « NaN ». Pour permettre l’analyse des données, il est nécessaire de remplacer « NaN » par la valeur 0 sous excel, faute de donnée.

III-4.2Analyse des puissances PV minute pour répondre aux conditions d’AO CRE : tableur

« Analyse_PV_minute_AO-CRE »

L’analyse des puissances PV avec le tableur « Analyse_PV_minute_AO-CRE » répond aux caractéristiques de l’AO CRE décrites précédemment.

A cause du grand nombre de données minute sur une année, l’analyse des puissances PV minute doit se faire en 3 fois pour permettre au tableur « Analyse_PV_minute_AO-CRE » de bien fonctionner (les données minute sur 4 mois sont analysées puis les résultats des 3 tableurs, résultants d’une année d’analyse de données, sont poolés pour n’obtenir qu’un seul jeu de résultats).

Les étapes suivantes doivent être suivies :

- Copier les 4 premiers mois de données de rayonnement du tableur créé précédemment et les coller dans le tableur « Analyse_PV_minute_AO-CRE » au niveau des 7 premières colonnes prévues à cet effet.

- Dans le tableau « Données d’entrée », déterminer la puissance photovoltaïque installée (Pc) et les rendements de stockage et de déstockage considérés.

- Appliquer les formules des cases bleues à tout le jeu de données. Les cases vertes sont des données fixes qui ne doivent pas être modifiées.

Explication des formules principales du tableur Explication des formules principales du tableur Explication des formules principales du tableur Explication des formules principales du tableur ::::

Les formules du tableur « Analyse_PV_minute_AO-CRE » répondent aux conditions de l’appel d’offres de la Commission de Régulation de l’Energie.

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Ainsi, une fois la puissance PV (Ppv) calculée par l’équation de la régression linéaire donnée plus haut, les paramètres suivants sont calculés :

- La puissance maximale injectable à l’instant t en fonction de l’énergie disponible en stock à l’instant t (Pinj.max) : correspond à la puissance maximale injectable sur le réseau à l’instant t en ne prenant en considération que l’énergie stockée disponible (revient à considérer que la puissance PV à l’instant t est nulle), en d’autres termes c’est la puissance maximale de déstockage disponible ;

- La puissance injectée optimale à l’instant t (Pinj.o) : correspond à la puissance injectée à l’instant t respectant une variation de puissance sur le réseau inférieure à 15% de la puissance installée Pc sur 30 minutes. Cette puissance tient compte des puissances injectées optimales maximale et minimale (Pinj.M et Pinj.m) des 30 dernières minutes, de façon à rester dans l’intervalle [Pinj.M – 15%Pc ; Pinj.m + 15%Pc] ;

- La puissance stockée optimale à l’instant t (Pst.o) : correspond à la différence entre la puissance PV fournie à l’instant t et la puissance injectée à l’instant t lorsque cette puissance PV est supérieure à la puissance injectée : Pst.o = Ppv – Pinj.o ;

- La puissance déstockée optimale à l’instant t (Pdst.o) : correspond à la différence entre la puissance injectée à l’instant t et la puissance PV fournie à l’instant t lorsque cette puissance PV est inférieure à la puissance injectée, avec un déstockage total entre 21h et 0h ;

- L’énergie stockée optimale disponible à l’instant t (Est.o) : correspond à l’énergie disponible la minute précédente à laquelle on ajoute l’énergie stockée optimale la minute précédente et on retranche l’énergie déstockée optimale la minute précédente ;

- Les puissances injectées nominale et minimale correspondent à la puissance injectée optimale à laquelle on a retiré 10% et 20% dans le pire des cas pour répondre à la condition des 10% de réserve primaire à assurer (20% pour le cas où on fonctionne à 80% de puissance injectée).

- De la même façon, les puissances stockées nominale et maximale (Pst.n et Pst.max) correspondent à la puissance stockée optimale à laquelle on a ajouté 10% et 20% de la puissance injectée optimale pour répondre à la condition des 10% de réserve primaire à assurer (20% pour le cas où on fonctionne à 80%

de puissance injectée).

- Les puissances déstockées nominale et maximale (Pdst.n et Pdst.max) correspondent à la puissance déstockée optimale à laquelle on a ajouté 10% et 20% de la puissance injectée optimale pour répondre à la condition des 10% de réserve primaire à assurer (20% pour le cas où on fonctionne à 80% de puissance injectée), tout en gardant un déstockage total entre 21h et 0h.

- Avec les puissances nominales et maximales obtenues on en déduit les énergies nominale et maximale stockées à l’instant t par le même calcul que l’énergie stockée optimale.

Une fois ces paramètres obtenus, ils permettent de renseigner le tableau « Résultats d’analyse de la production PV ». Dans ce tableau figure :

- La puissance nominale de stockage Pst qui correspond à la valeur maximale de puissance stockée maximale Pst.max ;

- La puissance nominale de déstockage Pdst qui correspond à la valeur maximale de puissance déstockée maximale Pdst.max ;

- La puissance nominale d’injection Pinj qui correspond à la valeur maximale de puissance optimale injectée Pinj.o ;

- L’énergie nominale journalière stockée Est qui correspond à la valeur maximale d’énergie stockée maximale Etj.max ;

- L’énergie annuelle stockée East ; - L’énergie annuelle injectée Eainj.

III-4.3Analyse des puissances PV minute pour répondre à une stratégie de stockage système : tableur « Analyse_PV_minute_System »

L’analyse des puissances PV avec le tableur « Analyse_PV_minute_System » répond aux caractéristiques du stockage système décrites précédemment.