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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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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

Le stockage hydraulique gravitaire Sept. 2009 Etude du stockage de l’énergie photovoltaïque

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TABLE 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

RESUME

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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ABSTRACT

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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REMERCIEMENTS

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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INTRODUCTION

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 - LE 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 électr ique

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 - DESCRIPTION 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-1.1 Stockage « 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-1.2 Lissage 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 Pinj.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 Pinj.o(t) et Pst.o(t) en fonction de Est.o(t). Par définition :

• Pinj.o(t) = Ppv(t) – Pst.o(t) • Est.o(t) = ∫ 0 à t Pst.o(t) x ηst 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 • Pinj.o(t)-Pinj.omin30(t) <15%Pc • Pinj.omax30(t)-Pinj.o(t) <15%Pc

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

EEEEst.ost.ost.ost.o(t)(t)(t)(t)

Pst.o(t)

Pinj.o(t)

PV (Pc)

Stockage Rendement ηst Contenu Est.o(t)

Ppv(t)

Pst.o(t)

Pinj.o(t)

Réseau

Puissance (P)

Temps (t)


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Fig.7 : Graphique de simulation de chute de production PV Edst.o(t) = 0,5 x { Pinj.o(t) – Pinj.o∞(t) }2 / 30%Pc Cela permet d’aboutir aux conditions suivantes : Pour tout t :

- Pinj.o(t)-Pinj.omin30(t) <15%Pc - Pinj.omax30(t)-Pinj.o(t) >15%Pc - Est.o(t) = Edst.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, Ppv(t) = 0.

II - 2 Technologies de stockage

II-2.1 Présentation 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.

EEEEst.ost.ost.ost.o(t)(t)(t)(t)

Edst.o(t)

Pinj.o∞(t)

Pente de 15%Pc/30min

Temps (t)

Puissance (P)


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II-2.2 Stockage 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.

11 Systèmes 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 bassinsLes bassinsLes bassinsLes 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 turbinesLes turbinesLes turbinesLes 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


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- 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 pompesLes pompesLes pompesLes 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 forcéesLes conduites forcéesLes conduites forcéesLes 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 générateursLes générateursLes générateursLes 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 transformateursLes transformateursLes transformateursLes 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 réseau13131313 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-2.3 Contexte 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


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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 avantagLes avantagLes avantagLes 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 contrLes contrLes contrLes 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-2.4 Principe 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 - DESCRIPTION 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 (ηst et ηdst) 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 ηst = 0,8 et ηdst = 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-4.1 Identification 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-4.2 Analyse 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 tableurExplication des formules principales du tableurExplication des formules principales du tableurExplication 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-4.3 Analyse 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.


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Dans ce cas, le grand nombre de données minute, sur une année, ne perturbe pas le bon fonctionnement du tableur. L’analyse des puissances PV minute peut se faire en une fois. Les étapes suivantes doivent être suivies :

- Copier toutes les données de rayonnement du tableur créé précédemment et les coller dans le tableur « Analyse_PV_minute_System » au niveau des 7 premières colonnes prévues à cet effet.

- Dans le tableau « Données d’entrée » déterminer la puissance photovoltaïque installée (Pc), le pourcentage de production PV à stocker et les rendements de stockage et de déstockage considérés pour l’étude (cases jaunes).

- 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 tableurExplication des formules principales du tableurExplication des formules principales du tableurExplication des formules principales du tableur :::: Comme pour le tableur « Analyse_PV_minute_AO-CRE », la puissance PV (Ppv) est calculée à partir du rayonnement minute par l’équation de la régression linéaire. Une fois cette puissance déterminée, nous pouvons en déduire :

- la puissance stockée optimale à l’instant t (Pst.o) qui correspond à un pourcentage de la puissance PV (Ppv) fournie à l’instant t, excepté pour la plage horaire de 18h à 20h où rien n’est stocké (période de pointe). Ce pourcentage est défini dans le tableau « Données d’entrée » et vaut 50% dans le cadre de notre étude ;

- La puissance injectée optimale à l’instant t (Pinj.o) : correspond à la puissance PV (Ppv) fournie à l’instant t à laquelle on retranche la puissance stockée optimale à l’instant t (Pst.o) et on ajoute la puissance déstockée optimale à l’instant t (Pdst.o) ;

- La puissance déstockée optimale à l’instant t (Pdst.o) correspond à la puissance nécessaire pour déstocker en 2 heures, toute l’énergie stockée optimale disponible à 18h00.

- 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 optimale stockée la minute précédente et on retranche l’énergie optimale déstockée la minute précédente.

Ces paramètres obtenus pour chaque minute de l’année nous permettent d’en déduire les résultats figurant dans le tableau « Résultats d’analyse de la production PV ». Dans ce tableau figure les mêmes résultats que pour le tableur « Analyse_PV_minute_AO-CRE » avec en supplément l’énergie annuelle injectée en période de pointe Eainj-pte (de 18h à 20h).

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

Les résultats d’analyse de la production PV sont la base de départ du dimensionnement de l’installation de stockage hydraulique associée à la production PV.


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Fig.18 : Architecture du tableur « Dimensionnement_PV_stock_hydro »

Il faut renseigner, dans l’onglet « Resultats_analyse_PV_minute » du tableur « Dimensionnement_PV_stock_hydro », les résultats obtenus dans l’un ou l’autre des tableurs « Analyse_PV_minute ». Explications des formules principales du tableurExplications des formules principales du tableurExplications des formules principales du tableurExplications des formules principales du tableur Calculs des pertes de charge L’onglet « pdc » permet de calculer les pertes de charge dans les conduites. Elles permettent de déduire la hauteur nette utilisée pour le dimensionnement de la turbine et la hauteur manométrique utilisée pour le dimensionnement de la pompe. Pour calculer ces pertes de charge, les valeurs à renseigner sont :

- la nature et le diamètre de la conduite d’eau, choisis pour respecter une vitesse moyenne d’eau dans la conduite proche de 1 à 3m/s ;

- le débit nominal d’eau qui s’obtient par la formule Pdst.max / (g x ρ x ηdst x Hn) ou Vut/temps de déstockage total ;


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- la longueur de conduite ; - la hauteur disponible.

Dimensionnement technique Ce dimensionnement consiste à déterminer les puissances de turbine et de pompe à installer, ainsi que le volume du réservoir nécessaire pour le stockage. La puissance de la turbine en kW est obtenue par la formule Qt x Hn x ρ x g x ηst / 1000 La puissance de la pompe en kW est obtenue par la formule Qp x HMT x ρ x g / (ηst x 1000) Analyse économique Cette analyse permet d’obtenir l’investissement occasionné par un projet. L’onglet « Data_economiques » recense un nombre important de coûts en fonction des différents éléments qui constituent une installation de stockage hydraulique couplée au PV. De plus on peut déduire un coût du kWh déstocké en divisant le coût annuel du projet par l’énergie annuelle stockée East. Analyse financière La méthode TEC développée par B.Chabot (ADEME) sert de base de calcul à l’analyse financière. De cette analyse en découle le temps de retour sur investissement et le prix de revient du kWh, fonction du tarif de vente de l’électricité. Dans notre étude ce tarif de vente correspond au tarif de vente du PV à La Réunion, soit 0,4376€/kWh. Un taux de subvention peut être intégré à l’analyse qui améliorera la rentabilité du projet. Analyse environnementale Elle estime les émissions de CO2 évitées par la production d’énergie du stockage hydraulique couplé au PV comparée à celle des autres sources d’énergie en place (le fioul pour les heures de pointe et le mix réunionnais pour les heures normales). Si des crédits carbone peuvent être délivrés pour une installation propre, la revente annuelle de crédits peut faire baisser les coûts annuels liés à l’installation et augmenter la rentabilité du projet. VarianteVarianteVarianteVariante L’outil permet également de dimensionner une installation de stockage hydraulique gravitaire sans couplage avec du PV. L’énergie nécessaire au pompage de l’eau est donc soutirée directement sur le réseau en période creuse, la restitution d’énergie par turbinage s’effectuant en période de pointe. Dans ce cas, l’outil se cantonne au tableur « Dimensionnement_PV_stock_hydro ». Les débits nécessaires pour dimensionner la pompe et la turbine se calculent à partir du volume de stockage disponible auquel on divise le temps pour stocker ou déstocker (généralement 2 heures pendant la période de pointe de 18 à 20h). Une fois les puissances de turbine et de pompe déterminées, il est facile de déduire les énergies journalières et annuelles stockées : Σ [Pabs-p(t) x Qp(t)] x ∆t. La suite du dimensionnement de l’installation respecte la même chronologie que le stockage hydraulique couplé avec le PV.

III - 5 Pistes d’amélioration de l’outil

L’outil présenté précédemment est perfectible. Pour faciliter son appréhension, plusieurs recommandations peuvent être faites.


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D’un point de vue fonctionnel, une codification VBA est envisageable pour alléger les calculs sur les tableurs excel. Ainsi des liens physiques pourraient être créés entre chaque tableur, ne demandant plus des manipulations de copier/coller de valeurs clés d’un tableur à un autre, avec le risque de perte de données que ça entraine. D’un point de vue qualitatif, la régression linéaire qui permet de passer d’un rayonnement à une puissance PV est à affiner. Le suivi du productible d’un plus grand nombre d’installations PV, réparties sur toute La Réunion, améliorera la validité de l’équation (C. Fulmar de l’ARER réalisera durant l’année 2010 de nouvelles mesures). Les fichiers texte de rayonnement minute sur les 21 sites météos présentent de nombreuses valeurs manquantes notées « NaN » (certains fichiers peuvent avoir jusqu’à 20% des valeurs manquantes). Ce constat conduit à minimiser la production PV annuelle et la rentabilité d’un projet PV associé au stockage hydraulique. Les simulations de rayonnement minute devront être revues pour palier à ce manque d’informations. Les coûts proposés dans l’outil sont des valeurs générales. Pour proposer une analyse économique robuste, l’idéal serait de demander des coûts spécifiques à chaque projet. L’outil que nous venons de décrire a pu être testé sur des cas d’étude concrets, après une analyse foncière des possibilités de terrain et la rencontre des acteurs locaux, notamment dans les Hauts de l’Ouest, intéressés par l’idée de stockage hydraulique couplé au PV.


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IV - ETUDES DE CAS

Deux sites d’étude ont retenu notre attention dans le cadre du dimensionnement du stockage hydraulique gravitaire couplé au PV : le site de La Caroline à Bras-Panon et celui de Dos dÂne sur la commune de La Possession. Il est à noter qu’une centrale hydraulique sur réseau d’eau potable doit faire l’objet d’un traitement particulier. Il est primordial que l’équipement n’altère pas la qualité de l’eau traitée. Pour cela il existe plusieurs préconisations permettant de garantir la qualité de l’eau15 :

- L’utilisation de graisse alimentaire en tant que lubrifiant pour l’équipement ; - Un aménagement spécifique de la turbine et de la pompe (joints d’arbre étanches, équipement démontable

ou à l’extérieur de la machine, vérins hydrauliques, moteur électrique fonctionnant sans huile, matériaux résistants à la corrosion) assure l’évitement d’une pollution de l’eau par présence de corps étrangers.

Les subventions de la part de la Région pour ce type de projet atteignent des taux de 15 à 20% de l’investissement global (matériel et installation) pour l’année 2009 (Annexe 5).

IV - 1 Bras-Panon

IV-1.1 Paramètres et données d’entrée

En 2009, une étude de potentiel hydro-électrique sur la commune de Bras-Panon a révélé l’existence d’un site intéressant pour y envisager du stockage. Le site à étudier est situé sur La Caroline, depuis le réservoir d’alimentation en eau potable (AEP) jusqu’au départ de la distribution d’eau potable.

Fig.19 : Localisation du site d’étude de La Caroline

15 HESPUL, PACER


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Cette section doit faire l’objet d’une rénovation : il convient donc de mener une étude approfondie et de décider de la mise en place d’un système de stockage d’énergie avant le lancement des travaux pour dimensionner au mieux les canalisations et mutualiser une partie des coûts de travaux. Les caractéristiques techniques de ce projet sont schématisées ci-dessous :

Fig.20 : Aménagements existants et potentiels du site de La Caroline pour du stockage couplé au PV

D’après le schéma ci-dessus, on constate que la commune possède une parcelle situé à 220m sous le réservoir AEP, qui pourrait recevoir les aménagements complémentaires pour faire du stockage hydraulique couplé au PV. Ceci réduirait les coûts liés au foncier. Le réseau basse tension ou haute tension est situé à proximité de cette parcelle. Un débit de 30m3/h doit être réservé au réseau de distribution d’eau potable de La Caroline. Les coûts liés à la réfection de la conduite de distribution ne sont pas pris en compte dans nos résultats, cette action devant être réalisée pour assurer la distribution d’eau potable future. Plusieurs scénarii sont envisagés pour notre étude :

- SSSScénario cénario cénario cénario 1111 : stockage hydraulique avec du PV sur le terrain communal, répondant aux conditions de l’AO CRE (c'est-à-dire une garantie de production PV lissée tout au long de l’année) et utilisant la capacité de stockage du réservoir de 1000m3 existant. Dans ce cas, une puissance installée de 250kWc de PV permet d’exploiter au mieux la capacité de stockage du réservoir existant ;

- SSSScénaricénaricénaricénario o o o 2222 : stockage hydraulique avec 1MWc de PV sur le terrain communal, répondant aux conditions de l’AO CRE (c'est-à-dire une garantie de production PV lissée tout au long de l’année). Dans ce cas le réservoir de 1000m3 existant doit être agrandi car sa capacité de stockage s’avère insuffisante ;

- SSSScénario cénario cénario cénario 3333 : stockage hydraulique avec du PV sur le terrain communal, répondant aux conditions de stockage système (c'est-à-dire stocker une partie de la production PV pour la déstocker aux 2 heures de pointe le soir) et utilisant la capacité de stockage du réservoir de 1000m3 existant. Dans ce cas, une puissance de 250kWc de PV permet d’exploiter au mieux la capacité de stockage du réservoir existant ;


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- SSSScénario cénario cénario cénario 4444 : stockage hydraulique avec 1MWc de PV sur le terrain communal, répondant aux conditions de stockage système (c'est-à-dire stocker une partie de la production PV pour la déstocker aux 2 heures de pointe le soir) Dans ce cas le réservoir de 1000m3 existant doit être agrandi car sa capacité de stockage s’avère insuffisante ;

- Scénario 5Scénario 5Scénario 5Scénario 5 : stockage hydraulique simple (c'est-à-dire déstocker aux 2 heures de pointe et utiliser l’énergie du réseau pour stocker en période creuse) ;

- Scénario 6Scénario 6Scénario 6Scénario 6 : simple turbinage de l’eau qui transite dans la conduite de distribution sans aucun système de stockage, pour un débit appelé par le réseau d’eau potable de 64m3/h16.

IV-1.2 Résultats AO CRE : scénarii 1 et 2

Pour déterminer la puissance PV instantanée fournie sur le site de la Caroline, les données de rayonnement de la station météo de Saint-Benoît ont servi de base de calcul. On obtient ainsi des simulations journalières comme suit :

Fig.21 : Evolution des puissances caractéristiques d’une installation répondant au scénario 2 La puissance injectée optimale est lissée grâce à l’installation de stockage/déstockage qui répond en temps réel aux variations de puissance PV instantanée.

16 SOGREAH

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Fig.22 : Evolution de l’énergie stockée caractéristique d’une installation répondant au scénario 2 Les résultats du dimensionnement d’installations répondant aux conditions des scénarii 1 et 2 figurent dans le tableau suivant :

DonnéesDonnéesDonnéesDonnées Scénario Scénario Scénario Scénario 1111 Scénario Scénario Scénario Scénario 2222 Puissance PV installée (kWc) 250 1000 Energie annuelle produite (MWh) 151 606 Productible PV simple (non couplé au stockage) (MWh)17 297 1190 Equivalent nombre de foyers moyens 38 151 Diamètre et matériau des conduites (mm) 200 Fonte 450 Fonte Puissance turbine (kW) 111 443 Puissance pompe (kW) 183 733 Volume des réservoirs (m3) 833 3595 Durée de vie de l’installation (ans) 20 20 Investissement (cf fig.23 & 24) (€) 2260000 8103000 Taux de subvention 20% 20% Tarif de vente de l’énergie produite (€/kWh) 0,4376 0,4376 Temps de retour brut (ans) 56 45 Taux de subvention pour rentabilité nulle à la fin de la durée de vie de l’installation 72% 66%

Emission de CO2 évitée (tCO2/an) 123 494

Tabl.2 : Résultats du dimensionnement d’installations répondant aux scénarii 1 et 2 Quelque soit la puissance PV installée sur le site de La Caroline, les projets répondant à l’AO CRE ne sont pas rentables pour des taux de subvention de 20%. La vente d’éventuels crédits carbone attribués au titre de projet non émetteur de gaz à effet de serre18 (hypothèse de 20€/tCO2 actuellement et de 60€/tCO2 en 2030) ne permet pas d’améliorer suffisamment le bilan économique du projet.

17 Calcul avec l’outil PV élaboré par l’ARER dans le cadre du stage de Y.Bovics et C.Ferlat 18 Convention-cadre des Nations Unies

Min


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Les 2/3 de l’investissement pour le scénario 1 sont attribués à la partie PV. Une part moins conséquente concerne la conduite de relevage à mettre en place. Le coût lié aux réservoirs est assez faible compte tenu qu’un des 2 réservoirs est déjà construit.

Fig.23 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 1 La part d’investissement liée aux réservoirs pour le scénario 2 est plus importante que pour le scénario 1 car le réservoir existant doit être agrandi. Les autres investissements restent sensiblement identiques.

Fig.24 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 2 La productivité des panneaux PV couplés au stockage hydraulique n’est pas suffisante pour amortir leur coût initial sur la Caroline. Cependant, cette productivité présente peu d’intermittences contrairement à une installation PV simple, ce qui peut motiver les gestionnaires de réseau à délivrer d’éventuelles subventions pour le développement de ce type d’aménagement.

IV-1.3 Résultats stockage système : scénarii 3 et 4

Les simulations journalières qui répondent aux scénarii 3 et 4 sont différentes de celles des scénarii 1 et 2. En effet, un pic d’injection au réseau apparaît en fin de journée pour pallier au fort appel de puissance à ce moment là. Le reste du temps, la puissance injectée optimale n’est pas lissée comme pour les scénarii 1 et 2. Un pourcentage fixe de la puissance PV instantanée est stocké pour être restitué intégralement en fin de journée, tandis que le reste est injectée directement au réseau.


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Fig.25 : Evolution des puissances caractéristiques d’une installation répondant au scénario 4

Fig.26 : Evolution de l’énergie stockée caractéristique d’une installation répondant au scénario 2

Min

Min


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Les résultats du dimensionnement d’installations répondant aux conditions des scénarii 3 et 4 figurent dans le tableau suivant :

DonnéesDonnéesDonnéesDonnées Scénario 3Scénario 3Scénario 3Scénario 3 Scénario 4Scénario 4Scénario 4Scénario 4 Puissance PV installée (kWc) 250 1000 Energie annuelle produite (MWh) 149 596 Productible PV simple (non couplé au stockage) (MWh)19 297 1190 Equivalent nombre de foyers moyens 37 149 Diamètre et matériau des conduites (mm) 600 Fonte 1200 Fonte Puissance turbine (kW) 889 3556 Puissance pompe (kW) 123 496 Volume des réservoirs (m3) 984 4018 Durée de vie de l’installation (ans) 20 20 Investissement (cf fig.23 & 24) (€) 3650000 10839000 Taux de subvention 20% 20% Tarif de vente de l’énergie produite (€/kWh) 0,4376 0,4376 Temps de retour brut (ans) 82 44 Taux de subvention pour rentabilité nulle à la fin de la durée de vie de l’installation 81% 64%


Tabl.3 : Résultats du dimensionnement d’installations répondant aux scénarii 3 et 4 Quelque soit la puissance PV installée sur le site de La Caroline, les projets répondant aux scénarii de stockage système ne sont pas rentables pour des taux de subvention de 20%. La vente d’éventuels crédits carbone attribués au titre de projet non émetteur de gaz à effet de serre20 (hypothèse de 20€/tCO2 actuellement et de 60€/tCO2 en 2030) ne permet pas d’améliorer suffisamment le bilan économique du projet.

Les 250kWc de capteurs PV, la conduite de distribution et la turbine représentent les principaux coûts d’investissement initial. En effet la conduite et la turbine sont surdimensionnées pour assurer exclusivement une production de pointe (de 18h à 20h).

Fig.27 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 3

19 Calcul avec l’outil PV élaboré par l’ARER dans le cadre du stage de Y.Bovics et C.Ferlat 20 Convention-cadre des Nations Unies


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Les 1000kWc de capteurs installés représentent la moitié de l’investissement initial. La turbine et la conduite de distribution représentent toujours un coût important. Comme pour le scénario 2, en plus de la construction d’une nouvelle retenue en aval, il faut également agrandir la retenue amont existante ce qui explique la part conséquente des turbines dans l’investissement total.

Fig.28 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 4 Les scénarii 3 et 4 demandent des investissements trop lourds pour permettre d’avoir un projet pérenne. L’attention particulière portée sur une forte productivité aux heures de pointe n’est donc pas la solution adéquate sur le site de La Caroline.

IV-1.1 Scénarii 5 et 6

Compte tenu des résultats peu probants d’installations couplant PV et stockage hydraulique gravitaire, les scénarii 5 et 6 répondent à une problématique de production hydro-électrique, par stockage hydraulique gravitaire pour le scénario 5 et par turbinage simple de la conduite de distribution pour le scénario 6. Les résultats du dimensionnement d’installations répondant aux conditions des scénarii 5 et 6 figurent dans le tableau suivant :

DonnéesDonnéesDonnéesDonnées Scénario 5Scénario 5Scénario 5Scénario 5 Scénario Scénario Scénario Scénario 6666 Puissance PV installée (kWc) - - Energie annuelle produite (MWh) 210 240 Equivalent nombre de foyers moyens 52 60 Diamètre et matériau des conduites (mm) 300 Fonte - Puissance turbine (kW) 183 29 Puissance pompe (kW) 29 - Volume des réservoirs (m3) 1000 - Durée de vie de l’installation (ans) 20 20 Investissement (cf fig.23 & 24) (€) 952000 76500 Taux de subvention 20% 20% Tarif de vente de l’énergie produite (€/kWh) 0,115 0,115 Temps de retour brut (ans) 77 4,5 Taux de subvention pour rentabilité nulle à la fin de la durée de vie de l’installation 80% 0%


Tabl.4 : Résultats du dimensionnement d’installations répondant aux scénarii 5 et 6 Le stockage hydraulique gravitaire du scénario 5 est l’un des plus pénalisant des scénarii étudiés. Le ratio productivité/investissement est trop faible pour opter pour une telle solution sur La Caroline.


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La conduite et la turbine représentent la part principale de l’investissement. Elles sont surdimensionnées pour assurer exclusivement une production de pointe (de 18h à 20h). En l’absence de capteurs PV, la part d’investissement liée aux réservoirs devient plus importante même si le coût reste le même que pour les scénarii 1 et 3 (retenue amont existante et construction d’une retenue aval de 1000m3

environ).

Fig.29 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 5 Compte tenu du peu d’investissement généré par le scénario 6, c’est évidemment le plus rentable de tous les scénarii. L’installation demande très peu de modification de l’existant, la conduite de distribution nécessitant d’être rénovée pour assurer la distribution d’eau potable. Le dimensionnement de l’installation s’est basé sur un débit de 64m3/h dans la conduite de distribution, turbiné 24h/24h. Le gain en fin d’exercice du scénario 6 s’élèverait à 207000€ pour un tarif d’achat de l’énergie produite de 0,115€/kWh. Les coûts inhérents au scénario 6 concernent principalement la turbine et la station de turbinage associée. Aucun coût de conduite ne vient alourdir l’investissement initial, une seule conduite étant suffisante pour le turbinage simple.

Fig.30 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 6 Les solutions de stockage hydraulique gravitaire quel qu’elles soient, sur le site de La Caroline, ne présentent pas des résultats probants, à moins de subventions conséquentes au titre de projet pilote par exemple. Le turbinage simple reste donc la meilleure solution pour valoriser les aménagements existants.


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IV - 2 Dos d’Âne

IV-2.1 Paramètres et données d’entrée

Dos d’Âne est enclavé entre les contreforts du cirque de Mafate et de la réserve de la Roche Ecrite. La commune reçoit donc les écoulements de toutes les pentes avoisinantes. Cette situation géographique empêche la construction de grande retenue ailleurs que sur le plateau. La gestion de l’eau sous toutes ses formes (eau potable, eau d’irrigation) est un problème majeur dans cette zone, marqué par une gouvernance mal définie, une pollution liée aux nitrates ou une disponibilité inégale. Un syndicat d’agriculteurs a fait construire une grande retenue de 28000m3 en 1997 alimentée par l’un des captages de la ravine à Marquet. Une deuxième retenue tampon de 1000m3, 100m plus haut, a été prévue pour monter en charge l’eau d’irrigation depuis la grande retenue via une pompe, et la redistribuer gravitairement dans toute la zone à irriguer. Des problèmes de gouvernance, de rétrocession foncière (entre la région et la commune) et de gestion de la ressource n’ont jamais permis d’utiliser l’eau des retenues, si bien que le système mis en place n’a jamais été exploité depuis 1997, date de la construction. Cependant, des agriculteurs soutirent de l’eau de la grande retenue de façon informelle, avec des pompes électriques individuelles pour recharger leurs propres retenues. Dans un souci de valorisation de la ressource en eau des 2 retenues décrites dans le paragraphe précédent, un mode de gestion demande à être mis en place en concertation avec les acteurs locaux, avec une gouvernance, des règles et des quotas bien définis. La pose de compteurs d’eau individuels peut être une solution de contrôle efficace. Sans une gestion efficace, le projet restera au point mort et rien ne pourra être engagé. Les 3 dernières années ont été favorables d’un point de vue apport hydrique, peu de problèmes de pénurie d’eau étant à déplorer. Les agriculteurs sur Dos d’Âne ont pu exploiter leurs terres sans avoir recours à des apports complémentaires en eau. Ce constat reste cependant exceptionnel compte tenu du régime de précipitations habituellement observé sur Dos d’Âne, qui présente un manque d’eau en période d’étiage (parfois dès le mois de Mai jusqu’à Octobre). Dans ce cas, il est d’autant plus intéressant de pouvoir utiliser l’eau disponible dans les 2 retenues non utilisées. Avec les installations déjà en place, il est intéressant d’évaluer la faisabilité d’intégrer un système de stockage hydraulique gravitaire. Les coûts d’investissement initiaux seraient moindres dans la mesure où la majorité du matériel est déjà fonctionnel et n’a été que très peu utilisé. La retenue aval de 18000m3 est connectée à la retenue tampon amont de 1000m3 par une conduite en fonte enterrée. Une pompe est également déjà en place permettant de refouler l’eau d’aval en amont, un local technique lui étant alloué. Une vérification de tout le matériel est à prévoir avec un nettoyage des 2 retenues. L’installation ne nécessiterait alors que l’ajout d’une turbine dimensionnée en fonction des quantités d’eau allouées à l’irrigation et une connexion au réseau BT, proche de la retenue aval. La présence de réservoirs de surfaces plus ou moins grandes (plusieurs milliers de mètres carrés pour la retenue aval : estimé à 2000m²) permet également d’imaginer une couverture en panneaux photovoltaïques de ceux-ci et la production d’électricité d’origine solaire sur le site. Outre la deuxième source de production d’énergie renouvelable, cette proximité laisse aussi envisager la mise en place d’un site de production d’électricité photovoltaïque stockée, dont l’intérêt est de permettre la fourniture au réseau électrique d’une énergie d’origine solaire dont les variations seraient connues et maîtrisées. Une telle installation, si elle fonctionnait convenablement, aiderait le village de Dos d’Âne à sortir des aléas du bout de ligne. Un des freins éventuels à cette réalisation serait la couverture nuageuse très fréquente à partir de 11h, liée à l’altitude du site (autour de 1000m), qui diminuerait grandement la production photovoltaïque et donc la rentabilité du projet.


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Les aménagements existants sur le Plateau de Dos d’Âne sont schématisés ci-dessous :

Fig.31 : Schéma des aménagements existants sur le site de Dos d’Âne

Fig.32 : Localisation des retenues collinaires connectées entre elles Plusieurs scénarii sont envisagés pour notre étude :

- Scénario 1Scénario 1Scénario 1Scénario 1 : stockage hydraulique avec du PV en couverture de retenue collinaire de 18000m3, répondant aux conditions de l’AO CRE (c'est-à-dire une garantie de production PV lissée tout au long de l’année). Dans ce cas, la couverture PV de la retenue aval correspond à une puissance installée de 250kWc et le réservoir amont de 1000m3 doit être agrandi ;


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- Scénario 2Scénario 2Scénario 2Scénario 2 : stockage hydraulique avec 1MWc de PV sur le plateau de Dos d’Âne, répondant aux conditions de l’AO CRE (c'est-à-dire une garantie de production PV lissée tout au long de l’année). Dans ce cas le réservoir de 1000m3 existant doit être agrandi car sa capacité de stockage s’avère insuffisante ;

- Scénario 3Scénario 3Scénario 3Scénario 3 : stockage hydraulique avec du PV en couverture de retenue collinaire de 18000m3, répondant aux conditions de stockage système (c'est-à-dire stocker une partie de la production PV pour la déstocker aux 2 heures de pointe le soir). Dans ce cas, la couverture PV de la retenue aval correspond à une puissance installée de 250kWc et l’agrandissement du réservoir amont de 1000m3 ;

- Scénario Scénario Scénario Scénario 4444 : stockage hydraulique simple (c'est-à-dire déstocker aux 2 heures de pointe et utiliser l’énergie du réseau pour stocker en période creuse) en utilisant la capacité totale de la retenue amont, 1000m3, pour le turbinage de pointe.

IV-2.2 Résultats AO CRE : scénarii 1 et 2

Pour déterminer la puissance PV instantanée fournie sur le site de Dos d’Âne, les données de rayonnement de la station météo de Tan-Rouge ont servi de base de calcul. Les résultats sont faussés par les nombreuses données de rayonnement manquantes pour la station météo de Tan-Rouge, abaissant sensiblement l’énergie annuelle produite. Cependant, la couverture nuageuse régulière de l’après midi sur Dos d’Âne ne favorise pas spécialement l’installation de panneaux PV. Les résultats du dimensionnement d’installations répondant aux conditions des scénarii 1 et 2 figurent dans le tableau suivant :

DonnéesDonnéesDonnéesDonnées Scénario 1Scénario 1Scénario 1Scénario 1 Scénario 2Scénario 2Scénario 2Scénario 2 Puissance PV installée (kWc) 250 1000 Energie annuelle produite (MWh) 98 390 Productible PV simple (non couplé au stockage) (MWh)21 265 1060 Equivalent nombre de foyers moyens 24 98 Diamètre et matériau des conduites (mm) 300 Fonte 600 Fonte Puissance turbine (kW) 97 390 Puissance pompe (kW) 165 659 Volume des réservoirs (m3) 1691 6927 Durée de vie de l’installation (ans) 20 20 Investissement (cf fig.23 & 24) (€) 2670000 7583000 Taux de subvention 20% 20% Tarif de vente de l’énergie produite (€/kWh) 0,4376 0,4376 Temps de retour brut (ans) 503 66 Taux de subvention pour rentabilité nulle à la fin de la durée de vie de l’installation 98% 85%


Tabl.5 : Résultats du dimensionnement d’installations répondant aux scénarii 1 et 2 Quelque soit la puissance PV installée sur le site de Dos d’Âne, les projets répondant à l’AO CRE ne sont pas rentables. La productivité des panneaux PV couplés au stockage hydraulique n’est pas suffisante pour amortir leur coût initial. Cependant, cette productivité présente peu d’intermittences contrairement à une installation PV simple ce qui peut motiver les gestionnaires de réseau à délivrer d’éventuelles subventions pour le développement de ce type d’aménagement.

21 Calcul avec l’outil PV élaboré par l’ARER dans le cadre du stage de Y.Bovics et C.Ferlat


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Les capteurs PV et leur charpente métallique utilisée pour recouvrir la retenue de 18000m3 représentent les principaux coûts d’investissement initial. Le coût d’agrandissement du réservoir amont impacte sur le coût global du projet.


Les 1000kWc de capteurs PV représentent les ¾ de l’investissement initial. Pas de coût de charpente car la surface de capteurs est trop importante (nécessité d’un terrain à proximité de la retenue aval). Le coût d’agrandissement du réservoir amont reste relativement important.

Fig.34 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 2 Une problématique de terrain vient rajouter un frein à la mise en place d’un projet de stockage hydraulique associé à une puissance installée de 1000kWc de PV. En effet le réservoir amont se situe sur les contreforts pentus de la réserve de la Roche Ecrite où la stabilité du terrain empêche la réalisation de réservoirs de grande capacité. Un autre problème à noter est celui du foncier avec la difficulté d’acquérir une surface suffisante pour y installer les capteurs PV.


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IV-2.3 Résultats stockage système : scénario 3

Les résultats du dimensionnement d’installations répondant aux conditions du scénario 3 figurent dans le tableau suivant :

DonnéesDonnéesDonnéesDonnées Scénario 3Scénario 3Scénario 3Scénario 3 Puissance PV installée (kWc) 250 Energie annuelle produite (MWh) 96 Productible PV simple (non couplé au stockage) (MWh)22 265 Equivalent nombre de foyers moyens 24 Diamètre et matériau des conduites (mm) 800 Fonte Puissance turbine (kW) 834 Puissance pompe (kW) 120 Volume des réservoirs (m3) 2034 Durée de vie de l’installation (ans) 20 Investissement (cf fig.23 & 24) (€) 3833000 Taux de subvention 20% Tarif de vente de l’énergie produite (€/kWh) 0,4376 Temps de retour brut (ans) 3600 Taux de subvention pour rentabilité nulle à la fin de la durée de vie de l’installation 100%

Emission de CO2 évitée (tCO2/an) 73

Tabl.6 : Résultats du dimensionnement d’installations répondant au scénario 3 Le scénario 3, répondant à des conditions de stockage système, pénalise encore plus l’investisseur que les scénarii 1 et 2. L’attention particulière portée sur une forte productivité aux heures de pointe n’est donc pas la solution adéquate sur le site de Dos d’Âne. Les coûts de turbine représentent ¼ de l’investissement initial. En effet la turbine est surdimensionnée pour assurer le déstockage d’énergie sur 2h (de 18h à 20h). La part principale est toujours attribuée aux capteurs et à leur charpente.


22 Calcul avec l’outil PV élaboré par l’ARER dans le cadre du stage de Y.Bovics et C.Ferlat


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IV-2.1 Scénario 4

Les résultats du dimensionnement d’installations répondant aux conditions du scénario 4 figurent dans le tableau suivant :

DonnéesDonnéesDonnéesDonnées Scénario 4Scénario 4Scénario 4Scénario 4 Puissance PV installée (kWc) - Energie annuelle produite (MWh) 121 Equivalent nombre de foyers moyens 30 Diamètre et matériau des conduites (mm) 300 Fonte Puissance turbine (kW) 102 Puissance pompe (kW) 16 Volume des réservoirs (m3) 1000 Durée de vie de l’installation (ans) 20 Investissement (cf fig.23 & 24) (€) 396000 Taux de subvention 20% Tarif de vente de l’énergie produite (€/kWh) 0,115 Temps de retour brut (ans) 25 Taux de subvention pour rentabilité nulle 61% Emission de CO2 évitée (tCO2/an) 80

Tabl.7 : Résultats du dimensionnement d’installations répondant au scénario 4

Ce scénario reste le plus approprié dans le cas de Dos d’Âne. Il reste néanmoins limiter par le volume du réservoir amont de 1000m3.

Les coûts inhérents au scénario 4 concernent principalement la turbine et la conduite associée

Fig.36 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 4 Il faut rester prudent quant à l’interprétation des résultats obtenus pour chaque scénario, compte tenu du grand nombre de données de rayonnement manquantes qui minimisent la production PV. La situation géographique de Dos d’Âne rend difficile l’aménagement de grosses installations de stockage hydraulique, d’autres solutions de production d’énergie doivent être testées pour répondre aux aléas de bout de ligne.


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Une étude supplémentaire a été menée, dans le cadre de ce stage, sur la valorisation des rejets d’eaux usées de la nouvelle station d’épuration de Cambaie. Cette valorisation est possible par l’aménagement d’une picocentrale hydroélectrique sur le réseau de rejets des eaux usées (voir la note d’analyse en annexe 6). Les coûts inhérents aux installations couplant PV et stockage hydraulique étant les principaux freins à leur développement massif, des projets pilotes doivent voir le jour. Des solutions innovantes peuvent minimiser ces coûts et rendre plus performantes ces installations :

- l’utilisation d’aménagements existants (retenues collinaires, conduites) qui permet de gagner jusqu’à deux ans de temps de retour sur investissement ;

- l’utilisation d’une pompe fonctionnant en turbine 23 ne nécessitant qu’une seule conduite ; - la vente de crédits carbone (amenée à croître pour atteindre 60€/tCO2 évités en 2030) au titre

d’installation non émettrice de CO2 qui permet de gagner jusqu’à deux ans de temps de retour sur investissement ;

- l’optimisation des paramètres mobiles (la hauteur de chute disponible, la puissance PV installée, la pente disponible) en choisissant les emplacements les plus propices pour implanter ces installations.

L’optimisation des paramètres mobiles révèle qu’une augmentation de la puissance PV installée diminue le temps de retour sur investissement. Il en est de même avec l’augmentation de la pente et de la hauteur de chute disponible. Nous pouvons fixer des seuils de hauteur de chute de 600m et de pente de 40% au-delà desquels la rentabilité d’une installation PV couplée au stockage hydraulique gravitaire n’augmente plus de façon significative.

Fig. 37 : Variation du temps de retour brut de scénarii de PV couplé au stockage hydraulique (caractérisés par la hauteur brute et la puissance PV installée) en fonction de la pente disponible, pour un tarif d’achat de l’énergie produite de 43,76c€/kWh (données rayonnement de la station météo de Gillot)

23 J-M. Chapalaz, Petites centrales hydrauliques – Pompe fonctionnant en turbine avec réglage du débit (Pat-Francis), Février 2007, www.petitehydraulique.ch


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Fig. 38 : Variation du temps de retour brut de scénarii de PV couplé au stockage hydraulique (caractérisés par la hauteur brute et la puissance PV installée) en fonction de la pente disponible, pour un tarif d’achat de l’énergie produite de 60c€/kWh (données rayonnement de la station météo de Gillot) Pour une même puissance installée et un même tarif d’achat de l’énergie produite, une centrale PV simple restera néanmoins plus rentable qu’une installation PV couplée au stockage hydraulique gravitaire. Les tableaux de synthèse ci-dessous présentent les surcoûts occasionnés par des installations PV couplées au stockage hydraulique, pour être aussi rentables que des centrales PV au sol simples. Le tarif d’achat de l’électricité PV pris en compte est de 43,76c€/kWh et les projets répondent au x conditions de l’appel d’offres CRE. Le premier tableau concerne des installations d’1MWc sur le site de Gillot et le deuxième tableau concerne des installations de 5MWc sur le site de Gillot.

Surcoût en cSurcoût en cSurcoût en cSurcoût en c€/kWh€/kWh€/kWh€/kWh PentePentePentePente disponibledisponibledisponibledisponible DéniveléDéniveléDéniveléDénivelé 20%20%20%20% 40%40%40%40% 60%60%60%60% 300 m300 m300 m300 m 40 36 34 600 m600 m600 m600 m 39 30 29 900 m900 m900 m900 m 36 31 30

Tabl.8 : Surcoûts d’une installation PV d’1MWc couplée à du stockage hydraulique en fonction du dénivelé et de

la pente disponible (par rapport à une centrale PV au sol simple avec un tarif d’achat de 43,76c€/kWh)

Surcoût en cSurcoût en cSurcoût en cSurcoût en c€/kWh€/kWh€/kWh€/kWh Pente disponiblePente disponiblePente disponiblePente disponible DéniveléDéniveléDéniveléDénivelé 20%20%20%20% 40%40%40%40% 60%60%60%60% 300 m300 m300 m300 m 31 27 25 600 m600 m600 m600 m 30 26 24 900 m900 m900 m900 m 30 26 24

Tabl.9 : Surcoûts d’une installation PV d’5MWc couplée à du stockage hydraulique en fonction du dénivelé et de

la pente disponible (par rapport à une centrale PV au sol simple avec un tarif d’achat de 43,76c€/kWh)


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CONCLUSIONS ET PERSPECTIVES

Le stockage de l’énergie représente un enjeu majeur pour permettre une meilleure pénétration des énergies renouvelables intermittentes tel que le photovoltaïque. Couplé une production PV avec du stockage hydraulique gravitaire offre de réelles possibilités de lisser la production et répondre au mieux aux appels de charge sur le réseau électrique. L’étude approfondie de ce type d’installations s’inscrit dans l’objectif d’autosuffisance énergétique de La Réunion. Cependant, aujourd’hui, la production PV couplée au stockage hydraulique gravitaire ne se révèle pas rentable pour 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 de telles installations à l’échelle réunionnaise. Les centrales PV classiques offrent des rendements de production beaucoup plus intéressants et des temps de retour sur investissement faibles. A l’heure actuelle, développer de telles technologies passerait donc par un soutien financier qui viendrait s’ajouter au tarif d’achat de l’électricité photovoltaïque déjà en place. Des simulations, réalisées avec l’outil élaboré dans cette étude, ont révélé qu’une augmentation du rachat de l’électricité PV de 26c€/kWh permettrait d’avoir des projets PV couplé au stockage hydraulique aussi rentables 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. Un rachat de 70c€/kWh ne représente finalement qu’un surcoût de 10c€/kWh par rapport à du PV intégré au bâti., justifié par la contribution à la stabilité du réseau et au respect de l’environnement. De plus, 2 stagiaires de l’ARER, E. Tortat et P-L. Giraud, analysent l’AO CRE afin d’optimiser ses conditions sur La Réunion et maximiser la production PV stockée quelque soit le système de stockage. L’issue de ces stages permettra d’améliorer l’outil élaboré dans le cadre de cette étude. Dans le futur, le photovoltaïque couplé au stockage hydraulique gravitaire ne pourrait pas remplir seul les objectifs d’autonomie énergétique fixés à La Réunion. Il convient de s’intéresser aux autres technologies de stockage qui permettront de multiplier les types d’énergies intermittentes pour moyenner leurs irrégularités respectives. Des rencontres avec les différents partenaires du secteur de l’énergie doivent être organisées aussi bien pour informer sur ces systèmes peu présents à La Réunion que pour discuter des programmes d’actions à mener rapidement.


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LISTE TABLEAUX

Tabl.1 : Exemples de STEP en service dans le monde Tabl.2 : Résultats du dimensionnement d’installations répondant aux scénarii 1 et 2 Tabl.3 : Résultats du dimensionnement d’installations répondant aux scénarii 3 et 4 Tabl.4 : Résultats du dimensionnement d’installations répondant aux scénarii 5 et 6 Tabl.5 : Résultats du dimensionnement d’installations répondant aux scénarii 1 et 2 Tabl.6 : Résultats du dimensionnement d’installations répondant au scénario 3 Tabl.7 : Résultats du dimensionnement d’installations répondant au scénario 4 Tabl.8 : Surcoûts d’une installation PV d’1MWc couplée à du stockage hydraulique en fonction du dénivelé et de la pente disponible (par rapport à une centrale PV au sol simple avec un tarif d’achat de 43,76c€/kWh) Tabl.9 : Surcoûts d’une installation PV d’5MWc couplée à du stockage hydraulique en fonction du dénivelé et de la pente disponible (par rapport à une centrale PV au sol simple avec un tarif d’achat de 43,76c€/kWh)

LISTE FIGURES

Fig. 1 : Evolution de l’approvisionnement en combustibles fossiles Fig.2 : Emission de CO2 dans le secteur énergétique réunionnais en 2008 Fig.3 : Décomposition de la production électrique pour une journée d’été austral en 2006 Fig.4 : Superposition d'une courbe de charge d'un système isolé ainsi que sa production PV

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

Fig.6 : Graphique de représentation des paramètres de l’AO CRE Fig.7 : Graphique de simulation de chute de production PV Fig.8 : Fonctionnement du stockage hydraulique gravitaire Fig.9 : Principaux constituants d’une STEP Fig.10 : Type de turbines en fonction de la hauteur manométrique, de la puissance et du débit Fig.11 : Schéma de fonctionnement d’une turbine Pelton Fig.12 : Schéma de fonctionnement d’une turbine Banki-Michell Fig.13 : Schéma de fonctionnement d’une turbine Francis Fig.14 : Schéma de fonctionnement d’une turbine Kaplan


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Fig.15 : Synoptique d’une station de stockage couplée à une production photovoltaïque Fig.16 : Architecture générale de l’outil Fig.17 : Répartition des stations météos à La Réunion Fig.18 : Architecture du tableur « Dimensionnement_PV_stock_hydro » Fig.19 : Localisation du site d’étude de La Caroline Fig.20 : Aménagements existants et potentiels du site de La Caroline pour du stockage couplé au PV Fig.21 : Evolution des puissances caractéristiques d’une installation répondant au scénario 2 Fig.22 : Evolution de l’énergie stockée caractéristique d’une installation répondant au scénario 2 Fig.23 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 1 Fig.24 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 2 Fig.25 : Evolution des puissances caractéristiques d’une installation répondant au scénario 4 Fig.26 : Evolution de l’énergie stockée caractéristique d’une installation répondant au scénario 2 Fig.27 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 3 Fig.28 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 4 Fig.29 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 5 Fig.30 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 6 Fig.31 : Schéma des aménagements existants sur le site de Dos d’Âne Fig.32 : Localisation des retenues collinaires connectées entre elles Fig.33 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 1 Fig.34 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 2 Fig.35 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 3 Fig.36 : Répartition des coûts d’investissement pour le scénario 4 Fig. 37 : Variation du temps de retour brut de scénarii de PV couplé au stockage hydraulique (caractérisés par la hauteur brute et la puissance PV installée) en fonction de la pente disponible, pour un tarif d’achat de l’énergie produite de 43,76c€/kWh (données rayonnement de la station météo de Gillot) Fig. 38 : Variation du temps de retour brut de scénarii de PV couplé au stockage hydraulique (caractérisés par la hauteur brute et la puissance PV installée) en fonction de la pente disponible, pour un tarif d’achat de l’énergie produite de 60c€/kWh (données rayonnement de la station météo de Gillot) Photo 1 : Exemple de conduite forcée aérienne


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ANNEXES

Annexe 1 : Caractéristiques de technologies de stockage d’énergie


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Annexe 2 : Démarches administratives pour un projet hydroélectrique

Dépôt du dossier en préfecture

Consultation des services -DRIRE -Police des eaux -DDE -DDAF -DDAS -SDIS -DIREN -CSP Fédération départ. de pêche. (Avis 2 mois)

Servitudes éventuelles

Consultation du conseil général

Avis des conseillers municipaux

Désignation du commissaire enquêteur

Ouverture de l’enquête publique: -10 à 15 j selon la puissance -Affichage (mairie,voisinage et journaux)

-8j après l’enquête, le commissaire communique les observations au demandeur. -le demandeur établit un mémoire en réponse dans les 22j Le commissaire adresse au préfet le dossier et ses conclusions dans 15 j

Mise en exploitation

Début des travaux

Conseil départemental d’Hygiène

Le projet d’arrêté est porté au demandeur

Arrêté d’autorisation

Envoie des plans par le demandeur pour avis


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Annexe 3 : Tableaux de coûts de matériels pour une installation de stockage hydraulique gravitaire

Coût unitaire Coût totalVolume (m3) € HT/m3 € HT

700 190 1330001000 170 1700001200 150 1800002000 140 2800003000 125 3750006000 125 750000

M.Tran

Coût de la retenue en fonction de son volume

Puissance (kW) € HT/kW € HT € HT/kW € HT1 2200 2200 6000 6000

10 310 3100 6500 6500020 170 3400 6250 12500030 130 4000 6000 18000040 120 4800 6000 24000050 110 5500 4000 400000100 170 17000 2000 200000250 100 25000 1750 437500

1000 1000 1000000Technip (devis) , Pum Plastiques Hespul, ADEME, Sud Concept (devis) , Hydreo engineering (devis)

Pompes Turbines

Coûts des pompes et des turbines en fonction de leu r puissance

Valeurs extrapolées

Inox Fonte PEHDa PVC PEHDeDN € HT/ml € HT/ml € HT/ml € HT/ml € HT/ml10 3 7 - 1 -15 5 8 - 1,1 NC20 15 10 2 1,8 NC25 25 14 3 2,5 0,532 40 22 4 3,96 0,740 60 28 6 4,56 1,250 85 35 8,5 6 NC65 105 46 13,5 8 NC80 150 66 20,5 10 NC

100 200 92 29 15 NC125 260 118 44,5 23,5 NC150 320 140 59 28 NC200 400 185 84 60 NC250 470 244 105 100 NC300 500 310 115 162 NC350 525 410 122 - NC400 550 480 129 - -450 600 550 136 - -500 640 620 141 - -600 680 700 150 - -700 720 770 - - -800 760 830 - - -900 800 880 - - -1000 850 920 - - -1100 900 950 - - -1200 950 980 - - -1400 1000 1000 - - -

M.Tran , Technip BRL Ingénierie Trans Bonhomme Ballitrand , Trans BonhommeSodipaValeurs extrapolées Valeurs extrapolées Valeurs extrapolées

Coût des conduites au ml en fonction du type et du diamètre nominal


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Annexe 4 : Exemple de fichier texte de données simulées de rayonnement minute


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Annexe 5 : Modalités des aides mobilisables pour des projets EnR


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Annexe 6 : Note d’analyse de valorisation des rejets d’eaux usées de la nouvelle station d’épuration de Cambaie 1111---- ContexteContexteContexteContexte Dans le cadre de la stratégie énergétique de la Ville de St Paul et de la convention entre l’ARER et la Mairie, une étude des mesures potentielles de valorisation d’énergie potentielle de la Station d’épuration (STEP) de CAMBAIE est prévue. Cette note analyse l’opportunité d’une production d’énergie par la valorisation du potentiel hydroélectrique de ce site grâce à une installation de microhydroélectricité. 2222---- La STEP de CambaieLa STEP de CambaieLa STEP de CambaieLa STEP de Cambaie Pour faire suite au diagnostic des réseaux d’assainissement réalisé en 2001 par le BCEOM et au schéma directeur établi par la DAF en 2004, la commune de Saint-Paul a décidé de mettre à niveau la capacité de son système de traitement des eaux usées avec notamment la construction d’une nouvelle STEP sur le site de Cambaie (80 000 extensible à 120 000 E.H) (Sogreah, juin 2006). La maîtrise d’oeuvre vient de débuter en 2009. La valorisation des eaux usées est une action qui s’inscrit dans la construction de la future STEP. Elle vise la production de quantités complémentaires en eau pour différents usages afin de combler des déficits hydriques. L’utilisation d’eau épurée pour l’arrosage des espaces verts ou l’irrigation de cultures est la voie la plus répandue de réutilisation des eaux usées urbaines. Une deuxième alternative est potentiellement envisageable. Elle consisterait à turbiner les rejets d’eaux usées pour bénéficier d’une production d’énergie renouvelable sans gros travaux à mettre en œuvre. Le dimensionnement des conduites de rejet d’eaux usées n’ayant pas encore été défini, il serait intéressant de les dimensionner pour garder une hauteur manométrique suffisante pour turbiner l’eau de sortie de traitement. Cette note propose donc une analyse technico-économique sommaire du potentiel de production microhydraulique de la future STEP de Cambaie, à partir de prédictions de débits d’eaux usées. Ainsi elle fournit des éléments de réflexion aux investisseurs dans le domaine de la petite hydro-électricité et permet d’estimer la viabilité d’un tel projet de turbinage. 3333---- Démarche de l’analyseDémarche de l’analyseDémarche de l’analyseDémarche de l’analyse Les données techniques fournies par la mairie de Saint Paul sont les suivantes :

- La cote en sortie de traitement est de 29NGR, celle à l’emplacement envisagé pour la station de turbinage est de 7NGR, soit 22m de dénivelé ;

- Une estimation des débits horaires traités par la STEP à l’horizon 2013 et 2023 ; - Les débits moyens annuels de 2013 à 2030 ; - Le débit traité aurait deux devenirs : une partie destinée à l’irrigation et une autre au turbinage ; - La conduite en fonte de rejet d’eaux usées fait 900m de long, du point de sortie de traitement à

l’emplacement envisagé pour la station de turbinage, avec une chute brute de 22m de dénivelé, - Le diamètre nominal de la conduite de rejet d’eaux usées est fixé à 800mm actuellement, l’idée étant qu’un

tel diamètre ne génère que très peu de perte de charges ; - Le point de raccordement au réseau électrique est situé à près d’un kilomètre du site potentiel

d’implantation de la station de turbinage. Les hypothèses considérées pour l’analyse sont les suivantes :

- Le dimensionnement de la turbine est réalisé en fonction du débit nominal estimé pour 2013 soit 410m3/h ;


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- Le potentiel microhydraulique a été évalué sur la base des débits horaires pour 2013 sans déduire les besoins en eaux pour l’irrigation ;

- Les coûts liés à la conduite de rejet des eaux usées ne sont pas pris en compte dans l’analyse financière, considérant que cette conduite doit être mise en place, qu’il y ait ou non turbinage.

L’approche analytique se fait en plusieurs étapes :

- Calcul des puissances instantanées ; - Identification de la puissance maximale et calcul de l’écart relatif à celle-ci ; - Identification de la plage journalière optimale de turbinage ; - Evaluation des caractéristiques de la turbine, du productible énergétique, des coûts affectés et du temps de

retour en investissement. 4444---- Resultats d’analyseResultats d’analyseResultats d’analyseResultats d’analyse Production d’énergie

Unité Valeur RemarquesChute brute m 22Longueur de conduite m 900

Diamètre de conduite mm 800Surdimensionner en prévision des débits estimés en

2030

Pertes de charge m 0,1 Peu de pertes car diamètre de conduite important

Chute nette m 21,9Débit nominal m3/h 410

Débit moyen journalier à turbiner m3/jour 4 667Débit à turbiner pendant une plage optimale de 15h/jour, comprise entre 60% et 100% du débit nominal (optimum de rendement de la turbine)

Puissance hydraulique nominale kW 24,6Puissance hydraulique journalière cumulée kW/jour 280 Puissance cumulée sur 15h/jour

Type de turbine FrancisPuissance de turbine kW 20Rendement de la turbine % 80Rendement du générateur % 90Puissance électrique nominale kW 17,7Puissance électrique journalière cumulée kW/jour 201 Puissance cumulée sur 15h/jour

Production d'énergie annuelle kWh/an 71 508 Production sur 355 jours/an (10 jours d'arrêt) Analyse économique

Coût en €Turbine Francis 20 kW + générateur 14 000Local technique 10 m² 9 000Tranchée pour raccordement électrique 1 000 m 70 000Raccordement au réseau BT 800Investissement total 93 800


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Analyse financière

Unité ValeurProduction d'énergie annuelle kWh/an 71 508Investissement initial € 93 800Tarif d'achat hydroélectricité (arrêté du 01/03/07)

€/kWh 0,115

Recettes annuelles €/an 8 223Entretien et maintenance annuels (5% du coût du matériel hydraulique)

€/an 1 150

Bénéfices annuels €/an 7 073Temps de Retour sur Investissement ans 13,26

Avantages et contraintes L’aménagement d’une picocentrale hydroélectrique sur le réseau de rejet des eaux usées de la STEP de Cambaie présente le principal avantage de disposer d’une eau gratuite et aux débits journaliers réguliers et prévisibles. Cette installation ne nécessite pas de gros travaux, elle s’intègre aux infrastructures mises en place pour la STEP. L’entretien présente peu de contraintes, une intervention annuelle de contrôle suffit. Cependant, il faut noter l’éloignement important du site d’installation potentiel de la centrale hydraulique par rapport au point de raccordement réseau BT. Cette contrainte représente les ¾ de l’investissement total. Il peut être judicieux d’étudier d’autres emplacements éventuels pour implanter cette centrale pur minimiser les coûts liés à la tranchée.

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