Potentiel d'utilisation de l'énergie éolienne pour les ...

© Samuël Simard, 2017

Potentiel d'utilisation de l'énergie éolienne pour les mines du Grand Nord canadien

Mémoire

Samuël Simard

Maîtrise en génie des mines - avec mémoire

Maître ès sciences (M. Sc.)

Québec, Canada

iii

Résumé

Les coûts de production d’électricité élevés ainsi que la présence de forts vents pour le

Grand Nord canadien créent un contexte favorable à l’implantation du jumelage éolien-

diésel pour les réseaux autonomes. Situé sur le site de la mine Raglan, la première

éolienne industrielle du Nunavik a produit un total de 8,3 millions de kWh à sa première

année d’utilisation. Pour les années à venir, elle devrait atteindre son objectif de

production de 9,4 millions de kWh, permettant une économie de carburant de 2,4 millions

de litres. En fonction de ces performances, un taux de rendement interne après impôt de

22,4% est calculé pour le projet éolien. Basé sur ces résultats, les logiciels Homer Pro et

RETScreen 4 sont utilisés pour calculer les performances techniques et économiques de

l’ajout d’éoliennes et de systèmes de stockage d’énergie au réseau actuel de la mine. Il

est calculé que chaque éolienne additionnelle diminue la rentabilité du projet, son taux

d’intégration étant inférieur. Le stockage d’énergie électrique par une roue inertielle et par

une batterie lithium-ion est, en présence de 2 ou 3 éoliennes, des options économiques

viables lorsque leur puissance nominale est inférieure à 20% de la puissance nominale

des éoliennes. Pour sa part, le stockage d’énergie par une boucle d’hydrogène s’avère

une alternative plus coûteuse. Considéré comme une alternative à l’utilisation de

systèmes de stockage d’énergie comme réserve opérationnelle, un générateur pouvant

fonctionner à faible taux de charge permettrait des économies de carburant plus

importantes que les systèmes de stockage d’énergie.

iv

Abstract

The high cost of electricity generation combined with the presence of strong winds in

Canada’s Great North are creating a favorable context for wind-diesel implementation in

remote electric grid. Located at Raglan mine site, the first industrial wind mill in Nunavik

has produced a total of 8,3 millions kWh at his first operational year. For years to come, it

should achieve its objective to produce 9,4 millions kWh of wind power, allowing annual

fuel savings of 2,4 millions litres of diesel. In accordance with those performances, an

internal return rate of 22,4% is calculated for the wind project. Based on those results,

Homer Pro and RETScreen 4 softwares are used to calculate technical and economical

performances of additionnal wind power and energy storage to this remote grid. It is

calculated that each additionnal wind turbine is lowering the economic value of the project,

as its integration rate is lower. Energy storage by mean of a fly-wheel or a lithium-ion

battery are, in presence of 2 or 3 wind turbines, economic options for a power rating lower

than 20% of the wind turbines rated power. A third storage option considered, hydrogen

production is evaluated more expensive. Considered as an alternative to energy storage,

a genset able to work at low load ratio would create more fuel savings than the energy

storage options evaluated.

v

Table des matières

Résumé ..................................................................................................................................................................iii

Abstract ................................................................................................................................................................. iv

Table des matières ..................................................................................................................................................v

Liste des figures ..................................................................................................................................................... vii

Liste des tableaux ................................................................................................................................................. viii

Liste des équations ............................................................................................................................................... viii

Liste des abréviations ............................................................................................................................................. ix

Définitions ............................................................................................................................................................. ix

Remerciements ....................................................................................................................................................... x

CHAPITRE 1: INTRODUCTION .................................................................................................................................. 1

CHAPITRE 2: REVUE DE LITTÉRATURE ..................................................................................................................... 5

2.1 BESOINS ÉNERGÉTIQUES POUR LES MINES DU GRAND NORD CANADIEN ............................................................................... 5

2.1.1 SOURCE D’ÉNERGIE DES MINES ................................................................................................................................. 5

2.2 POTENTIEL ÉOLIEN POUR LE GRAND NORD CANADIEN ...................................................................................................... 8

2.2.1 L’ÉNERGIE ÉOLIENNE .............................................................................................................................................. 8

2.2.2 L’INFLUENCE DE LA VITESSE DU VENT ....................................................................................................................... 10

2.2.3 UTILISATION DE L’ÉNERGIE ÉOLIENNE À TRAVERS LE MONDE ......................................................................................... 14

2.3 RÉSEAUX AUTONOMES ............................................................................................................................................. 16

2.4 SYSTÈMES HYBRIDES DE PRODUCTION D’ÉNERGIE .......................................................................................................... 18

2.5 STOCKAGE DE L’ÉNERGIE .......................................................................................................................................... 19

2.6 LOGICIELS DE CALCULS UTILISÉS ................................................................................................................................. 22

CHAPITRE 3 : ANALYSE DU FONCTIONNEMENT DE L’ÉOLIENNE DE RAGLAN ......................................................... 24

3.1 INTRODUCTION ...................................................................................................................................................... 24

3.2 CONFIGURATION DE L’ÉOLIENNE DANS LE RÉSEAU ÉLECTRIQUE DE LA MINE ......................................................................... 25

3.3 MESURES ET DESCRIPTION DU VENT POUR LA PREMIÈRE ANNÉE D’UTILISATION DE L’ÉOLIENNE ............................................... 27

3.4 PERFORMANCES MESURÉES DE L’ÉOLIENNE .................................................................................................................. 32

3.5 ANALYSE DES SOURCES DE DYSFONCTIONNEMENT ......................................................................................................... 37

3.6 CALCUL DE LA PERFORMANCE ÉCONOMIQUE DE L’ÉOLIENNE. ........................................................................................... 42

3.7 ANALYSE DE SENSIBILITÉ POUR L’ÉOLIENNE. .................................................................................................................. 48

3.8 ANALYSE DES BÉNÉFICES ENVIRONNEMENTAUX ............................................................................................................. 50

3.9 CONCLUSION ......................................................................................................................................................... 50

vi

CHAPITRE 4 : ANALYSES TECHNIQUE ET ÉCONOMIQUE DU TAUX DE PÉNÉTRATION ÉOLIEN OPTIMAL POUR LE SITE

MINIER DE RAGLAN .............................................................................................................................................. 52

4.1 INTRODUCTION ...................................................................................................................................................... 52

4.2 DESCRIPTION DES COMPOSANTES DU RÉSEAU AUTONOME ET DE LA MÉTHODOLOGIE ............................................................ 53

4.3 PERFORMANCES TECHNIQUES DES SCÉNARIOS ÉOLIENS ................................................................................................... 63

4.4 PERFORMANCES ÉCONOMIQUES DES SCÉNARIOS ÉOLIENS ............................................................................................... 66

4.5 PERFORMANCES ENVIRONNEMENTALES DES SCÉNARIOS ÉOLIENS ...................................................................................... 69

4.6 CONCLUSION ......................................................................................................................................................... 70

CHAPITRE 5 : ANALYSES TECHNIQUE ET ÉCONOMIQUE DU STOCKAGE DE L’ÉNERGIE POUR LE SITE MINIER DE

RAGLAN ............................................................................................................................................................... 71

5.1 INTRODUCTION ...................................................................................................................................................... 71

5.2 STOCKAGE DE L’ÉNERGIE AVEC LA ROUE INERTIELLE ........................................................................................................ 73

5.2.1 INTRODUCTION ................................................................................................................................................... 73

5.2.2 MÉTHODOLOGIE ................................................................................................................................................. 74

5.2.3 PERFORMANCES TECHNIQUES ................................................................................................................................ 76

5.2.4 PERFORMANCES ÉCONOMIQUES ............................................................................................................................. 79

5.2.5. CONCLUSION ..................................................................................................................................................... 82

5.3 STOCKAGE DE L’ÉNERGIE AVEC LA BATTERIE LITHIUM-ION ................................................................................................ 83

5.3.1 INTRODUCTION ................................................................................................................................................... 83

5.3.2 MÉTHODOLOGIE ................................................................................................................................................. 84



5.3.5. CONCLUSION ..................................................................................................................................................... 93

5.4 STOCKAGE DE L’ÉNERGIE AVEC LA BOUCLE À HYDROGÈNE ................................................................................................ 94

5.4.1 INTRODUCTION ................................................................................................................................................... 94

5.4.2 MÉTHODOLOGIE ................................................................................................................................................. 95



5.4.5. CONCLUSION ................................................................................................................................................... 101

CHAPITRE 6 : ANALYSES DE L’ÉOLIEN POUR UNE COMMUNAUTÉ NORDIQUE .....................................................102

6.1 INTRODUCTION .................................................................................................................................................... 102

6.2 DESCRIPTION DU RÉSEAU AUTONOME ....................................................................................................................... 103

6.3 RÉSULTATS OBTENUS ............................................................................................................................................. 105

6.4 CONCLUSION ....................................................................................................................................................... 106

CHAPITRE 7 : CONCLUSION GÉNÉRALE ................................................................................................................107

BIBLIOGRAPHIE ...................................................................................................................................................110

ANNEXE 1 : PROFILS ÉOLIENS ..............................................................................................................................113

ANNEXE 2 : RÉPARTITION DE LA CHARGE ÉLECTRIQUE SELON LA MODÉLISATION AVEC HOMER PRO.................123

vii

Liste des figures

Figure 1.1: Localisation de la mine Raglan ...................................................................... 3

Figure 2.1: Coût de l'électricité pour les pays producteurs de Cu .................................... 6

Figure 2.2: Courbe de puissance en fonction du vent ................................................... 11

Figure 2.3: Coefficient de puissance en fonction du vent .............................................. 12

Figure 2.4: Vitesse des vents au Canada ...................................................................... 13

Figure 2.5: Puissance éolienne installée pour le monde ............................................... 14

Figure 2.6: Génération d'électricité à l’échelle mondiale ................................................ 15

Figure 2.7: Puissance éolienne installée par pays ......................................................... 16

Figure 2.8: Éléments constitutifs d'un réseau autonome fictif ........................................ 17

Figure 2.9: Compilation des performances pour différents types de stockage d'énergie 22

Figure 3.1 : Schéma unifilaire simplifié du réseau électrique ......................................... 26

Figure 3.2 : Distribution de la vitesse du vent et coefficient de Weibull ......................... 29

Figure 3.3 : Rosette de la direction du vent ................................................................... 30

Figure 3.4 : Énergie produite par l'éolienne pour chaque mois ...................................... 33

Figure 3.5 : Énergie éolienne mensuelle cumulative ..................................................... 35

Figure 3.6 : Bilan cumulatif depuis le mois de mars 2015.............................................. 36

Figure 3.7 : Disponibilité mensuelle de l'éolienne .......................................................... 37

Figure 3.8 : Nombre d'épisodes de dégivrages ............................................................. 38

Figure 3.9 : Épisodes de dégivrage en fonction de la température ................................ 39

Figure 3.10 : Bilan mensuel des sources de dysfonctionnement ................................... 40

Figure 3.11 : Bilan annuel de l'éolienne ......................................................................... 41

Figure 3.12 : Taux de rendement interne en fonction du prix du litre de diésel ............. 47

Figure 3.13 : Analyse de sensibilité pour l’éolienne de Raglan ...................................... 48

Figure 4.1 : Courbe de puissance de l'éolienne ............................................................. 54

Figure 4.2 : Fréquence cumulative de la vitesse du vent ............................................... 56

Figure 4.3 : Vent et puissance produite par les éoliennes, en date du 15 janvier .......... 57

Figure 4.4 : Charge électrique mensuelle ...................................................................... 58

Figure 4.5 : Répartition de la charge électrique pour le 15 janvier ................................. 59

Figure 4.6 : Répartition de la charge électrique du 15 janvier avec la présence d'une

éolienne ......................................................................................................................... 60

Figure 4.7 : Répartition de la charge électrice du 15 janvier avec la présence de 4

éoliennes ....................................................................................................................... 61

Figure 4.8 : Économie de carburant et taux d'intégration pour les 6 scénarios ............. 65

Figure 4.9 : Taux de rendement interne selon le prix du carburant ............................... 68

Figure 5.1 : Économies de carburant réalisées par la roue inertielle ............................. 77

Figure 5.2: Retour simple sur l'investissement pour la roue inertielle ............................ 79

Figure 5.3: Prix du kilowattheure produit par la roue inertielle ....................................... 80

Figure 5.4: Analyse des trois modes opératoires de la batterie ..................................... 86

viii

Figure 5.5 : Économie de carburant pour le stockage d’énergie par la batterie lithium-ion

...................................................................................................................................... 87

Figure 5.6: Retour simple sur l'investissement pour la batterie Li-ion ............................ 89

Figure 5.7: Prix du kilowattheure produit par la batterie Li-ion ....................................... 91

Figure 5.8: Économie de carburants pour la boucle d'hydrogène .................................. 97

Figure 5.9: Retour simple sur l'investissement pour la boucle d'hydrogène .................. 99

Figure 5.10: Prix du kilowattheure produit par la boucle d'hydrogène ......................... 100

Figure 6.1 : Charge annuelle pour la communauté de Salluit ...................................... 104

Figure 6.2 : Vitesse mensuelles moyennes pour la communauté de Salluit ................ 104

Liste des tableaux

Tableau 2.1 : Facteur d'utilisation pour différents projets éoliens .................................. 10

Tableau 3.1 : Vent mensuel moyen ............................................................................... 28

Tableau 3.2 : Températures mensuelles moyennes et minimales ................................. 31

Tableau 3.3 : Sommaire des résultats de la première année d'opération de l'éolienne . 41

Tableau 3.4 : Principaux paramètres financiers de l’analyse économique .................... 44

Tableau 3.5 : Résultats financiers ................................................................................. 46

Tableau 4.1 : Description des scénarios éoliens ........................................................... 54

Tableau 4.2 : Performances techniques pour les 6 scénarios ....................................... 64

Tableau 4.3 : Principaux résultats de l'analyse des scénarios ....................................... 66

Tableau 4.4 : Taux de rendement interne selon le prix du carburant ............................. 67

Tableau 4.5 : Performances environnementales des scénarios .................................... 69

Tableau 5.1 : Détails des scénarios éoliens et du stockage d'énergie ........................... 74

Tableau 5.2: Paramètres financiers de l'analyse économique ....................................... 76

Tableau 5.3 : Meilleures performances économiques pour la roue inertielle ................. 81

Tableau 5.4 : Détails des scénarios éoliens et du stockage d'énergie pour la batterie

lithium-ion ...................................................................................................................... 84

Tableau 5.5 : Meilleures performances économiques pour la batterie Li-ion ................. 92

Tableau 5.6 : Détails des scénarios éoliens et du stockage d'énergie pour la boucle à

hydrogène ...................................................................................................................... 95

Tableau 5.7 : Meilleures performances économiques pour la boucle d’hydrogène ..... 101

Liste des équations

Équation 2.1 : La puissance d'une éolienne .................................................................... 8

Équation 3.1 : Calcul du facteur de forme Weibull ......................................................... 29

ix

Liste des abréviations

CAD : dollar canadien

CNG: gaz naturel comprimé

ETR: éléments des terres rares

GES : gaz à effet de serre

GIEC: groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat

GW : gigawatt

LNG : gaz naturel liquéfié

kW : kilowatt

kWh : kilowattheure

MERN : Ministère de l’Énergie et des Ressources naturelles

MW : mégawatt

MWh : mégawattheure

UNEP: programme des Nations-Unies pour l’environnement

Définitions

Disponibilité : Pourcentage de l’année pendant lequel l’éolienne peut produire de l’énergie

s’il y a du vent.

Facteur d’utilisation : Ratio entre l’énergie totale produite annuellement par une éolienne

et l’énergie qu’elle produirait si elle fonctionnait à sa puissance nominale durant l’année

entière.

Puissance nominale : Puissance opérationnelle maximale permise par une source

d’électricité

Taux de rendement interne : Mesure financière actualisée permettant d’évaluer la

performance d’un investissement en relation de la taille de l’investissement initial.

x

Remerciements

Ce travail résulte d’une collaboration incluant l’Université Laval, l’Université du Québec à

Trois-Rivières ainsi que la compagnie Tugliq.

J’aimerais remercier la compagnie Tugliq d’avoir pris part au projet. Par l’accès privilégié

aux données ainsi que le support financier, ils m’ont permis de mener à bien le projet. Je

remercie en particulier Justin Bulota, Nicolas Séguin et Laurent Abbatiello pour les riches

informations divulguées ainsi que Pierre Rivard pour son engagement à former une

prochaine génération de professionnels hautement qualifiés.

De l’Université Laval, je remercie mon directeur de recherche le professeur Konstantinos

Fytas qui a donné l’orientation du projet tout au long de mon parcours. Son expertise a

grandement contribué à la qualité du travail. Également, je remercie les professeur Jacek

Paraszczak et Marcel Laflamme pour leur contribution technique au projet de recherche.

Je tiens à souligner la contribution du professeur Kodjo Agbossou ainsi que M.Alben

Cardenas Gonzalez de l’Institut de recherche sur l’hydrogène à l’Université du Québec à

Trois-Rivières. Leurs connaissances au niveau électrique et au niveau de l’hydrogène ont

été d’une grande utilité.

1

Chapitre 1: Introduction

Les coûts énergétiques élevés combinés à la présence de forts vents font du Grand

Nord canadien une région propice à l’utilisation de l’énergie éolienne pour la production

d’électricité. Actuellement, ces réseaux autonomes sont alimentés par la combustion de

carburant diésel ce qui engendre des coûts élevés, une vulnérabilité financière face à un

élément externe, en plus de générer des gaz à effet de serre. Dans un objectif de mitiger

ces éléments, l’utilisation du jumelage éolien-diésel pour les sites miniers du Grand Nord

canadien sera évalué d’un point de vue technique et économique.

Le Canada est un producteur important de plusieurs métaux de base (Fe-Cu-Zn-Ni-

Ti-Pb) et de métaux précieux (Au, Ag). Bien qu’il existe toujours de nouveaux projets

miniers en développement dans les régions matures (Sudbury, Abitibi), depuis quelques

décennies, on observe un nombre croissant de projets miniers dans le Grand Nord, loin

des infrastructures existantes. En plus des mines existantes ayant vu jour depuis 1990:

Raglan, Meadowbanks, Diavik, Canadian Royalties, Ekati et Victor, plusieurs projets sont

en phase de développement avancé : Renard (diamants), Strange Lake (ETR), Detour

Gold (Au), The Ring of Fire (EGP, Ni), NICO (Au,Ni,Co), Hope Advance (Fe), Lac Ottelnuk

(Fe), etc. La région entourant Kuujjuaq, située dans la fosse du Labrador, attire beaucoup

d’investissement d’exploration pour l’or, le nickel, le fer, en plus des intérêts en attente

pour l’uranium. Le Grand Nord canadien est devenu une des nouvelles frontières pour

l’exploration minérale.

Les grands projets industriels doivent prendre en considération une multitude de

facteurs permettant d’optimiser leurs coûts de production. Ces facteurs incluent des

paramètres tels que le coût, la disponibilité et la qualification de la main d’œuvre, les taux

d’imposition, les subventions accordées par les paliers de gouvernement, le coût de

l’énergie ainsi que la chaine d’approvisionnement en matière première. Un des éléments

qui distingue les projets miniers des autres projets industriels est la prépondérance de

l’importance accordée à la localisation de la matière première sur la localisation de la

mine. Dans la plupart des cas, une grande quantité et qualité de minerai sont des

conditions suffisantes pour démarrer un projet minier, et ce peu importe la localisation. Il

2

en découle que les mines sont souvent retrouvées dans des environnements isolés,

éloignés des grands centres de population, des infrastructures et des réseaux

électriques. Les infrastructures doivent être construites, la main d’œuvre doit être

déplacée sur le site et un réseau électrique indépendant doit être construit pour alimenter

en énergie les différents besoins de la mine et des employés. Ces régions isolées peuvent

présenter des conditions atmosphériques difficiles, soit par des chaleurs extrêmes, soit

par l’aridité du climat, soit par l’altitude élevée, ou encore, être situées sous les latitudes

polaires. Par exemple, les mines canadiennes de Raglan, Diavik et Meadowbank sont

toutes situées au nord du 60e parallèle.

En avril 2016, le gouvernement du Québec a lancé sa politique énergétique pour

l’horizon 2030. Elle définit notamment des objectifs de réduire de 40% la consommation

de produits pétroliers ainsi que d’augmenter la production totale d’énergie renouvelable

de 25%. Notamment pour les sites en réseaux autonomes, la politique vise à soutenir les

projets de conversion de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles par

des sources d’énergies renouvelable (Gouvernement du Québec, 2016). Également, le

gouvernement du Québec a lancé un plan ambitieux d’investissement pour les régions

situées au nord du 49e parallèle. Le Plan Nord du Gouvernement du Québec vise des

investissements de 50 milliards d’ici 2035, incluant principalement des investissements

en infrastructures routières, ferroviaires et portuaires. Le budget 2014-2015 du Québec

contient notamment des mesures de 20 millions pour le lancement d’une étude pour la

création d’un 3e lien ferroviaire sur la Côte-Nord, 100 millions pour la formation des

populations autochtones et d’un milliard pour la création d’un Capital Mines

Hydrocarbures.

En termes de changements climatiques, les régions nordiques sont parmi les régions

les plus fortement touchées. Le GIEC a montré que la température moyenne a déjà

augmenté de 2°C (Stocker et. al., 2013) pour certaines régions du nord canadien. Ces

températures plus élevées retardent l’apparition des glaces arctiques et modifient les

habitudes de vie d’espèces animales. Ces conséquences ont des impacts directs sur les

populations locales et leurs habitudes de vie et de chasse.

3

L’énergie éolienne pour le Grand Nord canadien a fait l’objet de travaux antérieur,

incluant des campagnes de mesures de vent, ainsi qu’une évaluation primaire du

potentiel de jumelage éolien-diésel pour les sites miniers par Weis et Maisan (2007). La

mine de Diavik fut la première utilisatrice par la mise en service de 4 éoliennes de 2,3

MW en 2012. En 2014, la compagnie Tugliq a réaffirmé l’intérêt pour les projets de

jumelage éolien-diésel au Canada par l’inauguration de la première éolienne industrielle

du Nunavik sur le site minier de Raglan dont la localisation est montrée sur la figure 1.1.

Figure 1.1: Localisation de la mine Raglan

4

Dans ce contexte, ce projet de recherche vise en premier lieu à déterminer les

performances atteintes par l’éolienne au cours de sa première année d’opération.

L’analyse en temps-réel des performances a permis de générer des données précises

permettant de bien chiffrer les résultats atteints. Divers bilans mensuels et annuels ont

été produits afin de les détailler et de déterminer les performances à espérer pour les

années à venir. Ces performances techniques ont été convertis en paramètres financiers

afin d’évaluer les performances atteintes par l’éolienne au point de vue économique. Par

la suite, un travail de modélisation a permis d’évaluer les performances techniques et

économiques pour un taux de pénétration supérieur. Six scénarios comportant

respectivement de 1 à 6 éoliennes ont été évalués. En présence d’éoliennes multiples,

des surplus électriques sont produits, ne pouvant être intégrés dans le réseau autonome

de la mine. Ces surplus peuvent être valorisés par des méthodes de stockage de l’énergie

électrique. Trois méthodes ont été évaluées pour différentes plages de puissance de

stockage, selon quatre scénarios éoliens. Les méthodes évaluées correspondent à des

multiples entiers de l’équipement qui a été installé sur le site de Raglan à l’automne 2015.

On retrouve une roue inertielle d’une puissance de 250 kW, une batterie lithium-ion de

250 kW ainsi qu’une boucle d’hydrogène de 200 kW. Finalement, la méthode de

modélisation développée ainsi que les données de performance obtenues seront utilisées

afin d’évaluer l’intérêt pour les communautés autochtones proximales du jumelage éolien.

Malgré la rigueur des éléments présents dans le Grand Nord canadien, ce riche territoire

est à l’aube de changements importants qui représentent une opportunité pour

l’innovation technologique.

5

Chapitre 2: Revue de littérature

2.1 Besoins énergétiques pour les mines du Grand Nord canadien

Les mines sont de grands consommateurs d’énergie puisque chacune des étapes de

la production requiert une grande quantité d’énergie. La puissance maximale des

opérations minières canadiennes se situe entre 10 MW pour le projet de mine à ciel ouvert

de diamants Renard (Stornoway Diamond, 2013) et quelques centaines de MW pour les

grandes mines de fer situées dans la fosse du Labrador. Les opérations de broyage sont

particulièrement énergivores, pouvant représenter entre 50 et 60% de l’énergie d’une

mine à ciel ouvert (Jurbin, 2009). Le déplacement des roches par des équipements de

halage requiert également une dépense énergétique importante. Ces camions géants

peuvent consommer plus d’un million de litres de diésel par année. À l’échelle

canadienne, 30% des besoins énergétiques industriels du pays sont consommés par

l’industrie minière. Les tendances à venir pour l’industrie sont des opérations minières de

plus grandes tailles et des gisements à teneurs inférieures, nécessitant une plus grande

quantité d’énergie par tonne de métal obtenue. Il en résulte une augmentation de la

prévision des coûts énergétiques, de 15 à 20% actuellement, vers 35 à 45% des coûts

opérationnels (Concha, 2012). Également, pour suffire à la demande des économies

émergentes, l’industrie minérale devra tripler sa production d’ici 25 ans (Notes de cours,

Laflamme, 2014). Ces trois facteurs combinés indiquent qu’une augmentation

significative des besoins énergétiques des mines est à prévoir dans les années à venir.

2.1.1 Source d’énergie des mines

L’approvisionnement énergétique des mines varie en fonction de leur localisation et

de l’accessibilité des réseaux de distribution nationaux. Les principaux vecteurs

énergétiques employés sont l’électricité, le diésel, le propane et le gaz naturel.

Tout d’abord, l’électricité est requise pour faire fonctionner les broyeurs, la ventilation,

le pompage, les procédés de séparation du minerai, les monte-charges et les bâtiments

du complexe minier. Au Canada, la manière privilégiée pour obtenir de l’électricité est le

raccordement au réseau national. Les prix d’achat du kWh électrique sont avantageux au

Canada par rapport aux autres pays, tel que présenté par la figure 2.1. Le prix de

6

0,053 CAD par kWh est une moyenne canadienne, ce prix variant pour chaque province.

Elles offrent généralement un tarif réduit pour les consommateurs de grande puissance,

par exemple, dans la province du Québec, le tarif L est de 0,0317 CAD par kWh (Hydro

Québec, 2015).

Figure 2.1: Coût de l'électricité pour les pays producteurs de Cu

Source : Villarino, 2012

La construction d’une ligne électrique raccordant le projet minier au réseau national

peut coûter jusqu’à 1,2 million par kilomètre pour des projets miniers en région éloignée.

Lorsque la distance entre le projet minier et la ligne haute tension la plus proche est

grande, le coût de raccordement devient trop dispendieux. Par exemple, la mine Raglan

se trouve à une distance de plus de 800 km de la ligne électrique la plus proche. Dans

cette situation, l’électricité est produite à partir de génératrices alimentées au diésel. Dans

ce cas, pour chaque kWh produit, le coût du carburant seul est de 0,26 $/kWh (pour du

carburant diésel à 1$/L) auquel il fait ajouter les frais de transport, d’entreposage et de

transvasement.

Les véhicules mobiles, tels que les camions à minerais, utilisent le diésel comme

source d’énergie. Il existe quelques exceptions, telles que les véhicules à piles à

combustible qui sont en essai par la minière Anglo American et les camions assistés par

7

pantographe électrique. Divers projets de recherche visent également à équiper les

camions de batteries et de super condensateurs. L’utilisation de piles à combustible

pourrait devenir une solution intéressante pour les mines souterraines puisque leur

utilisation permettrait potentiellement des économies croisées au niveau d’une réduction

des besoins de ventilation. Le diésel ou le propane sont utilisés pour les besoins en

chaleur de la mine, des bâtiments et des procédés tels que : la climatisation des mines

souterraines et le séchage du minerai.

Récemment, le faible coût du gaz naturel crée une alternative économique à

l’utilisation du diésel. Possédant une très faible densité énergétique (50 MJ/m3), soit

l’équivalent énergétique d’un litre d’essence, il doit être comprimé (GNC) ou liquéfié

(GNL) afin d’atteindre une densité énergétique suffisante pour permettre son transport.

Le GNC est choisi pour un transport sur de courtes distances, alors que le GNL est

l’option privilégiée pour les déplacements sur de grandes distances. Le GNL a été retenu

pour approvisionner en énergie la mine diamantifère de Stornoway Diamond, dont la

construction est actuellement en cours. Pour sa part, le projet d’exploration de Sage Gold,

dans la région de Timmins, voudrait miser sur le GNC puisqu’un pipeline se situe à 2 km

de sa propriété. Également, divers projets d’utilisation de GNL sont en évaluation pour

alimenter les locomotives reliant les mines de fer de la fosse du Labrador.

Depuis 2010, plusieurs compagnies minières ont fait le choix d’intégrer à certains

projets miniers des sources d’énergies renouvelables afin de combler une partie de leurs

besoins énergétiques. Bien que l’idée ne soit pas nouvelle, l’industrie minière s’est

montrée, historiquement, réticente à intégrer les énergies renouvelables jugées trop

chères, pas suffisamment fiables et non prouvées (Lydan 2013). Le diésel était la source

d’énergie privilégiée puisqu’elle offre une grande fiabilité et une simplicité de gestion de

l’approvisionnement à des prix, historiquement, évitant toute compétition. Cette situation

a changé depuis 2008, plusieurs projets miniers ayant misé sur le solaire ou l’éolien

comme source d’appoint afin de réduire leurs dépenses énergétiques. Le diésel reste

toutefois la source d’énergie majeure pour ces projets.

8

2.2 Potentiel éolien pour le Grand Nord canadien

2.2.1 L’énergie éolienne

L’air en mouvement contient une quantité d’énergie cinétique qui est fonction de sa

densité et de la vitesse de son déplacement par rapport à la surface de la terre. Ces

déplacements d’air sont le résultat d’une absorption inégale de la chaleur des

rayonnements solaires ainsi que du mouvement de rotation de la Terre. Une éolienne

utilise un flux d’air p, traversant une section A pour transformer l’énergie cinétique du vent

en énergie cinétique rotationnelle des pales. L’équation 2.1 présente la relation entre la

densité de l’air, la surface balayée par les pales, la vitesse du vent et la puissance

générée par l’éolienne.

Équation 2.1 : La puissance d'une éolienne P =

1

2 ρ A V3

où P : la puissance (en W) ρ : la densité de l’air (en kg/m3) A : la surface balayée par les pales (en m2) V : la vitesse du vent (en m/s)

Ainsi, comme présentée, la puissance éolienne augmente en fonction du cube de la

vitesse du vent. C’est donc le facteur le plus important à prendre en considération. La

section suivante donne plus de détails sur l’influence de la vitesse du vent. Également, la

surface balayée par les pales augmente au carré du rayon, soit la longueur des pales.

Par exemple, des pales de 40 mètres couvrent une surface 1,78 fois plus grande que des

pales de 30 mètres.

L’énergie est ensuite convertie en électricité par un générateur. Ce générateur

contient un rotor, composé d’une couronne d’aimants et d’un stator, composé d’une

multitude de fils de cuivre enroulés en bobine. L’énergie électrique produite est traduite

en courant alternatif par un alternateur, pour être ensuite intégrée au réseau de

distribution.

9

Les éoliennes sont normalement catégorisées par leur puissance nominale. Ce chiffre

présente la puissance maximale produite par l’éolienne, ce qui est différent de la

puissance produite. La puissance produite, présentée sur la figure 2.2, est fonction de la

vitesse du vent. On peut considérer qu’un vent minimum de 5 m/s est nécessaire pour

vaincre les pertes diverses et produire une énergie significative. La puissance générée

augmente ensuite avec le cube de la vitesse du vent, jusqu’à atteindre la puissance

nominale, vers 18 m/s. Lorsque la puissance nominale est atteinte, la puissance produite

en fonction de la vitesse du vent reste constante. Finalement, pour des vents de plus de

25 m/s, l’éolienne cesse de produire de l’électricité, afin de protéger l’intégrité des

composantes.

La puissance produite est ajustée par l’angle d’incidence du vent sur les pales. Ces

dernières sont pivotées afin de modifier leur angle d’attaque et offrir la résistance

recherchée face au vent. Il existe également des éoliennes dont les pales s’ajustent

automatiquement, sans mouvement de rotation, pour diminuer la résistance au vent

lorsqu’il augmente.

Le facteur d’utilisation est le ratio entre l’énergie totale produite annuellement par une

éolienne et l’énergie qu’elle produirait si elle fonctionnait à sa puissance nominale durant

l’année entière. Ce ratio est très important pour les énergies renouvelables puisqu’il

permet de donner une bonne interprétation sur la variabilité de la disponibilité de la

ressource. Par exemple, dans le cas des panneaux solaires, le facteur d’utilisation est

d’environ 20% pour les régions montrant un fort ensoleillement, puisque le soleil est

absent durant la nuit, que l’angle d’incidence n’est pas optimal le matin et le soir et que

le rayonnement solaire est plus faible en hiver. Pour l’éolien, les facteurs d’utilisation

normaux, pour une région montrant un bon potentiel éolien, sont de l’ordre de 30% et

peuvent atteindre 40% (Patel, 2006). Trainer (2007) est beaucoup moins optimiste sur

les facteurs d’utilisations de l’éolien, mentionnant pour des sites ayant un moins fort

potentiel éolien atteignant des facteurs d’utilisation de l’ordre de 20%, voir tableau 2.1.

Pour l’éolien, la principale contrainte au facteur d’utilisation est la vitesse du vent puisque

les arrêts pour maintenance ou réparation occupent moins de 5% des heures annuelles

(Patel, 2006). Considérant un facteur d’utilisation de 33%, une éolienne ayant une

10

puissance nominale de 3 MW produirait annuellement 8760 MWh, soit l’équivalent de de

la consommation énergétique de 235 maisons unifamiliales.

Tableau 2.1 : Facteur d'utilisation pour différents projets éoliens

Localisation des projets éoliens Année Facteur d’utilisation

Angleterre et Pays de Galles - 27%(1)

Pays-Bas, Allemagne, Danemark, Suède 2000 24%(2)

Danemark 1998 22%(2)

Pays-Bas 1998 18%(2)

Source : (1)Patel, 2006 (2)Trainer, 2007

2.2.2 L’influence de la vitesse du vent

La puissance produite par l’éolienne augmente en fonction du cube de la vitesse du

vent jusqu’à atteindre la puissance nominale de l’éolienne. C’est donc un paramètre

fondamental influençant la viabilité économique des projets éoliens. Des courbes de

puissances sont calculées par les manufacturiers pour les éoliennes qu’ils produisent. La

courbe de puissance permet de prévoir l’énergie produite selon le vent annuel moyen et

la distribution des vitesses de vent. La figure 2.2 présente la courbe de puissance en

fonction de la vitesse du vent pour l’éolienne de 3 MW E-82 d’Enercon. Le coefficient de

puissance figure à titre indicatif, sans unité.

11

Figure 2.2: Courbe de puissance en fonction du vent

Source : Enercon 2010, Product overview

Pour sa part, le coefficient de puissance possède un maximum théorique qui indique

que 59.3% de l’énergie cinétique du vent peut être transférée aux pales. Cependant, les

contraintes de faisabilités techniques et d’optimisation de la puissance sur la plage de

variation du vent impliquent d’une fraction moins importante de l’énergie disponible soit

recueillie. La figure 2.3 présente le pourcentage d’énergie recueilli du vent en fonction de

sa vitesse pour une éolienne de type Enercon E-82 de 3 MW ayant trois pales. La courbe

de puissance figure à titre indicatif, sans unité.

12

Figure 2.3: Coefficient de puissance en fonction du vent

Source : Enercon 2010, Product overview

Weiss et Maissan (2007) ont utilisé le logiciel Homer pour calculer le vent minimum

requis pour rentabiliser des éoliennes en systèmes hybrides éolien-diésel, pour des

communautés et des projets miniers hors réseaux. Leur travail démontre qu’un vent ayant

une vitesse moyenne minimale de 5 à 6 m/s est nécessaire, selon le type de réseau. En

excluant toute subvention gouvernementale, la vitesse moyenne minimale augmente

d’environ 1 m/s. La figure 2.4 montre le potentiel éolien du Canada, qui est généralement

plus grand au nord du pays qu’au sud, plus densément peuplé

13

Figure 2.4: Vitesse des vents au Canada

Source : Canadian Wind Energy Association

14

2.2.3 Utilisation de l’énergie éolienne à travers le monde

L’énergie éolienne a connu une progression marquée depuis les 2 dernières

décennies. La puissance nominale installée a connu une croissance moyenne de 28%

sur les 18 dernières années, pour atteindre une puissance installée de 319 000 MW. Ceci

correspond à une population d’environ 150 000 éoliennes, soit une éolienne par 50 000

humains. Une estimation rapide, en utilisant un facteur de capacité moyen de 20%,

indique que l’énergie éolienne produite, soit environ 560 TWh, correspond à 2,5% des

22 668 TWh d’électricité générés en 2012 à l’échelle mondiale, ou encore, à la moitié des

1064 TWh produits en 2012 par des sources d’énergie renouvelable autres

qu’hydroélectriques. Ainsi, tel que montré par la figure 2.5, l’énergie éolienne connait une

progression exponentielle constante et significative, mais, à l’échelle mondiale, elle

demeure une source d’énergie primaire marginale, selon la figure 2.6. Pour cette figure,

l’éolien fait partie des ‟autres″ sources d’électricité, qui, avec le solaire photovoltaïque, la

géothermie et le solaire thermique, totalisent 5% de la production d’électricité mondiale

en 2012.

Figure 2.5: Puissance éolienne installée pour le monde

Source : thewindpower.net

15

Figure 2.6: Génération d'électricité à l’échelle mondiale

Source : IEA, 2013

Les pays ayant la plus grande puissance installée sont la Chine, les États-Unis,

l’Allemagne et l’Espagne, tel que présenté sur la figure 2.7. Les Pays-Bas se démarquent

également, ayant environ 20% de leur énergie produite par l’éolien. Le Canada possède

11 205 MW d’installés, dont 3 262 MW étant située au Québec (CanWEA, 2015).

16

Figure 2.7: Puissance éolienne installée par pays

Source : theWindPower.net

2.3 Réseaux autonomes

Un réseau autonome est un réseau électrique qui n’est pas relié à un réseau

électrique intégré. Il contient une charge électrique, une ou plusieurs sources d’électricité,

un régulateur et peut contenir du stockage d’énergie. Au niveau des sources d’énergie,

plusieurs options sont possibles incluant notamment des génératrices au diésel, des

éoliennes, des panneaux solaires, des piles à combustible ou des petites centrales

hydroélectriques. La figure 2.8 présente les composantes possibles d’un réseau

autonome fictif.

17

Figure 2.8: Éléments constitutifs d'un réseau autonome fictif

Source : Siemens AG 2013

Les réseaux autonomes doivent être en mesure de répondre à la charge électrique

en permanence afin d’éviter les coupures de courant. Ils sont dimensionnés pour être en

mesure de répondre à la charge annuelle maximale tout en maintenant une marge de

sécurité. En plus de suffire à la charge électrique, la puissance des éléments générateurs

de puissance doivent pouvoir assurer les variations aléatoires de la charge ou la perte

rapide d’un générateur principal (Milligan et al. 2010). Pour ce faire, une réserve

opérationnelle, soit une réserve de puissance pouvant supporter immédiatement une

augmentation de la puissance demandée est maintenue.

Mariano Arriaga Martin (2015) a répertorié et classifié les réseaux autonomes et

nordiques du Canada lors de sa thèse de doctorat. Il souligne notamment la présence de

ressource énergétique renouvelable, non exploitée, à proximité des communautés

isolées.

18

2.4 Systèmes hybrides de production d’énergie

Les systèmes de production d’énergie conventionnels fonctionnant au diésel

permettent de coupler la demande énergétique à la production en variant le taux de

consommation de carburant. Cette manière de procéder est simple, bien maitrisée et

présente peu de difficulté technique pour l’opérateur. Il suffit d’avoir une puissance

installée suffisante pour assurer les besoins énergétiques de la mine comprenant la

réserve opérationnelle, d’une quantité suffisante de carburant et d’un opérateur qui

contrôle la production d’énergie en optimisant le rendement des générateurs. De leur

côté, les énergies renouvelables, incluant l’éolien, présentent un comportement variable,

en fonction de la météo ou de l’ensoleillement et il n’est possible qu’en partie de prédire

leur variabilité. Cette caractéristique ajoute une contrainte supplémentaire à leur

utilisation et les rend difficiles à être utilisées de manière exclusive. Dans cette optique,

les systèmes de production à énergies renouvelables sont généralement couplés à des

systèmes conventionnels. La solution hybride permet d’utiliser les énergies

renouvelables lorsqu’elles sont disponibles, sans compromettre l’approvisionnement

énergétique de la mine.

On distingue trois types de systèmes hybrides, en fonction du taux de pénétration de

l’énergie renouvelable. Bien qu’il n’existe pas une définition exacte du taux de

pénétration, le rapport puissance renouvelable nominale sur charge électrique maximale

est utilisé pour évaluer le taux de pénétration (Weis, et Ilinca, 2008).

Un faible taux de pénétration désigne les systèmes hybrides où la puissance installée

est faible relativement à la puissance minimale requise. Dans ce système, la source

conventionnelle, tirant son énergie des hydrocarbures, est la source dominante. Elle est

toujours en fonction et elle règle la fréquence et la tension du réseau. La source

renouvelable est utilisée pour réduire la quantité de carburant consommé par la source

principale. Cette option est généralement plus simple à implanter, mais elle procure

seulement une faible économie de carburant et une faible réduction des émissions de

gaz à effet de serre.

19

Les systèmes hybrides à pénétration moyenne désignent les systèmes où la source

renouvelable peut prendre, sur une courte période de temps, la totalité de la charge

demandée au réseau lorsque les conditions météo (vent, soleil ou débits hydrauliques)

sont favorables. En l’absence de conditions favorables, la source conventionnelle prend

le relais, pouvant elle aussi fournir la totalité de la charge. Dans ces systèmes, la source

conventionnelle reste généralement allumée, prête à prendre la charge.

Pour les systèmes hybrides à haute pénétration, la puissance renouvelable installée

suffit généralement à la charge demandée. Dans ces systèmes, la source

conventionnelle peut être complètement arrêtée, mais elle reste toujours disponible pour

les conditions météorologiques défavorables. Les systèmes hybrides à haute pénétration

requièrent généralement un système de stockage d’énergie pouvant fournir une partie de

la charge sans demander l’intervention de la source conventionnelle.

2.5 Stockage de l’énergie

L’adoption d’un système de stockage d’énergie permet d’adoucir les contraintes liées

à l’intermittence des sources d’énergie renouvelables. Ils représentent une condition

essentielle pour assurer la sécurité énergétique dans une optique d’augmenter le taux de

pénétration éolien des systèmes hybrides. La seule autre option, le surdimensionnement,

est coûteux et ne permet pas de produire d’énergie lorsque les conditions

météorologiques sont défavorables. Pour certaines conditions, les systèmes de stockage

d’énergie permettent d’augmenter le taux de rendement interne du projet (Weis et llinca,

2008).

Il existe une grande quantité de systèmes permettant de stocker l’énergie : des

centrales hydroélectriques à débit pompé, du stockage d’énergie thermique, de l’air

comprimé, des super condensateurs, le stockage d’énergie magnétique

supraconductrice, des batteries à potentiel électrochimique, du stockage par production

d’hydrogène et des roues inertielles (Ibrahim et al., 2007). Les systèmes de stockage

d’énergie sont évalués selon : leur efficacité ou le taux de conversion aller-retour, la

quantité d’énergie qu’il est possible d’emmagasiner, leur puissance ou la vitesse selon

laquelle l’énergie peut être distribuée, le taux de décharge lorsqu’ils ne sont pas utilisés,

20

en plus de leur taille, de leur poids et de leur empreinte sur le territoire. Les centrales

hydroélectriques à débit pompé sont généralement considérées comme le système de

stockage les plus rentables étant le plus utilisé aux États-Unis (Linden, 2006), lorsque la

topographie est favorable. Ils ne seront pas considérés pour le contexte minier nordique

puisque la durée de vie limitée des mines et le temps requis pour obtenir les permis et

effectuer la construction d’ouvrage de retenue d’eau défavorisent cette option. Plutôt,

trois options plus adaptées au contexte minier nordique seront détaillées : la roue

inertielle, les batteries électrochimiques et l’hydrogène.

La roue inertielle emmagasine l’énergie sous une forme cinétique, par le moment

inertiel de la rotation d’un cylindre. Ce cylindre est entrainé pour un moteur

électromagnétique qui se transforme en générateur lorsque l’énergie doit être transmise

de la roue inertielle vers le réseau électrique. Afin de minimiser les pertes d’énergie, le

cylindre effectue ses rotations dans une enceinte sous vide et les roulements sont

magnétiques. Plusieurs types de matériel, ayant une forte résistance à la traction,

peuvent être utilisés afin de résister à la force centrifuge. La roue inertielle permet un très

bon taux de conversion aller-retour, soit plus de 90%, et une très grande réactivité à la

variation de la charge électrique. Elle peut permettre, par exemple, d’adoucir les effets

sur le réseau électrique d’un coup ou un trou de vent, lorsqu’elle est jumelée à une

éolienne. Par contre, elle ne permet pas de stocker une grande quantité d’énergie. Son

autonomie est d’environ 30 secondes à puissance maximale.

Les batteries rechargeables emmagasinent l’énergie sous une forme électrochimique.

Elles sont composées de deux électrodes, séparées par une pièce isolante. Les

électrodes sont en contact avec une solution d’électrolyte qui, par des réactions

d’oxydoréduction, provoquent une différence de potentiel et un courant électrique.

L’application d’une charge électrique extérieure permet d’inverser la réaction, et ainsi,

emmagasiner l’énergie électrique sous une forme chimique. Plusieurs types de batteries

ont été développés avec différents électrolytes. Il existe les batteries au plomb-acide,

utilisées pour le démarrage des voitures, les batteries nickel-hydrure métalliques et les

batteries lithium-ion. Les batteries sont la forme de stockage d’énergie la plus utilisée,

puisqu’elle permet de stocker une grande quantité d’énergie de manière potentiellement

21

économique et sécuritaire (Garimella et Nair, 2009). Par contre, elles présentent un taux

de conversion aller-retour de 60 à 80% (Nasser et al., 2014), soit plus faible que la roue

inertielle.

Un système couplé de piles à combustible et d’un électrolyseur permet

d’emmagasiner de l’énergie sous la forme d’hydrogène. L’électricité est utilisée pour

effectuer l’électrolyse de l’eau, soit la dissociation de la molécule d’eau en ses deux

composantes : l’oxygène et l’hydrogène. L’oxygène est généralement libéré dans

l’atmosphère et l’hydrogène est stocké dans un réservoir pressurisé. Au moment

opportun, l’hydrogène est consommé par une pile à combustible, avec l’oxygène de l’air

ambiant ou l’oxygène produit par l’électrolyse, afin de produire un courant électrique.

Cette méthode de stockage permet d’emmagasiner de très grandes quantités d’énergie,

selon la taille du réservoir. Par contre, l’efficacité de la pile à combustible ainsi que

l’énergie nécessaire pour le stockage du gaz sous pression diminue le taux d’efficacité

aller-retour. Bernier et. al. (2005) mentionne un taux de conversion aller-retour de 18%

en récupérant l’oxygène produit par l’électrolyseur et de valeur de 13.5% sans

récupération de l’oxygène. Moriarty et Honnery (2007) considèrent que l’hydrogène

produit à partir de l’énergie éolienne serait le chemin principal menant à une éventuelle

économie de l’hydrogène.

D’autres systèmes de stockage d’énergie sont également disponibles sur le

marché, ou en phase de développement. Leurs performances respectives sont

présentées dans la figure 2.9. SMES est l’abréviation anglophone pour des aimants

superconducteurs et FES désigne la roue inertielle.

22

Figure 2.9: Compilation des performances pour différents types de stockage d'énergie

Source : Nasser et al. 2014

2.6 Logiciels de calculs utilisés

Deux logiciels de calculs sont utilisés pour ce projet de recherche, soit : Homer Pro

et RETScreen 4. Les deux logiciels sont utilisés de façon complémentaire afin de

bénéficier de leurs avantages respectifs.

Tout d’abord, Homer Pro est conçu pour modéliser des micro-réseaux (Lambert et

al., 2006). Il permet de sélectionner et de dimensionner les composantes les plus

économiques permettant de suffire à une charge électrique ou thermique (Razak et al.

2010) L’évaluation se fait sur une base annuelle avec un pas de mesure définie par

l’utilisateur allant de 1 minute à 60 minutes. Le logiciel permet, entre autres, de modéliser

les performances annuelles des éoliennes, des batteries Li-Ions, des roues inertielles,

des électrolyseurs, des piles à combustible ainsi que des générateurs au diesel, qui sont

les éléments constituant ce projet de recherche. Le faible pas de calcul accorde la

possibilité d’évaluer les performances des composantes du système en tenant

adéquatement compte de la correspondance temporelle entre les besoins en énergie et

la production d’énergie. Cette fonction est particulièrement nécessaire à l’évaluation des

surplus de production éolien qui doivent être stockés ainsi que l’optimisation des états de

fonctionnement des générateurs. L’analyse économique du logiciel sélectionne la

23

solution technique permettant de minimiser les coûts du projet. Toutefois, elle ne permet

pas d’attribuer un taux de rendement interne pour l’implantation de nouvelles

composantes à un système existant.

Le logiciel RETSreen 4 (Ressources naturelles Canada, 2004) apporte une

complémentarité intéressante à Homer Pro au niveau de l’analyse économique. Ce

logiciel, conçu pour permettre l’évaluation économique de mesures d’efficacité

énergétique ou de production d’électricité, possède un module économique plus complet,

permettant de définir des taux de rendements internes, des analyses de sensibilité et des

analyses de risques. Ainsi, l’utilisation d’Homer Pro pour les calculs des performances

permet de contourner une faiblesse du logiciel RETScreen 4, où l’analyse des

performances ne tient pas compte de façon exacte des superpositions temporelles entre

les besoins et la disponibilité des ressources énergétiques.

24

Chapitre 3 : Analyse du fonctionnement de l’éolienne de Raglan

3.1 Introduction

La première éolienne industrielle du Nunavik fut mise en service en septembre

2014 sur le site minier de Raglan. Elle fut construite et elle est présentement opérée par

la compagnie Tugliq. Par un contrat d’achat de puissance, Tugliq vend les kWh produits

à la compagnie minière Glencore opérant le site minier. Depuis ses premiers tours de

pales, les performances de l’éolienne sont enregistrées en continu par une multitude de

capteurs. Basé sur ces mesures, les performances atteintes par l’éolienne durant sa

première année d’opération sont présentées en détail.

Tout d’abord, le chapitre débute par une description du réseau autonome de la

mine, à l’intérieur duquel l’éolienne est intégrée. Ensuite, une analyse de la vitesse du

vent, de sa distribution et sa direction est présentée. Elle sera suivie par une description

détaillée au niveau mensuel de l’énergie éolienne intégrée dans le réseau, de l’énergie

potentielle, de la disponibilité de l’éolienne ainsi que des facteurs diminuant la quantité

d’énergie éolienne potentielle qui sera transformée en électricité. Un sommaire des

performances réalisées pour la première année sera présenté ainsi qu’une projection des

performances à atteindre pour les années à venir.

Par la suite, une évaluation économique du projet éolien est présentée en utilisant

le logiciel RETSreen 4. Cette évaluation est basée sur les performances projetées de

l’éolienne, suite à sa première année d’utilisation. Il est calculé un coût unitaire du kWh

et trois taux de rendement interne après imposition, selon trois scénarios pour le prix du

carburant remplacé. Finalement, une analyse de sensibilité détermine l’influence sur le

taux de rendement interne de la variation du coût en capital, des frais d’entretien et des

crédits obtenus pour une réduction des gaz à effet de serre. Finalement, une analyse des

émissions permet de chiffrer les impacts environnementaux positifs de la mise en service

de l’éolienne.

25

3.2 Configuration de l’éolienne dans le réseau électrique de la mine

Le réseau électrique de la mine Raglan est alimenté par différents groupes

électrogènes tirant leur énergie de la combustion du diésel. La puissance de base est

fournie par six génératrices ElectroMotive Diesel (EMD) d’une puissance individuelle de

3,6 MW (ElectroMotive Diesel, 2012), ainsi qu’une génératrice au diesel MAN de 4,4 MW.

Des six génératrices EMD disponibles, trois ou quatre sont opérées en permanence selon

les phases minières. Les 2 ou 3 génératrices supplémentaires sont en maintenance ou

en état d’attente. Ces génératrices assurant la puissance de base sont utilisées à 83%

de leurs puissances nominales afin d’optimiser l’efficacité de la combustion du carburant

et la vie utile des machines. Les besoins de puissance additionnels sont supportés par

un groupe de 3 génératrices diésel Caterpillar d’une puissance individuelle de 1,8 MW.

Ces génératrices de pointe, ainsi que la génératrice MAN, sont utilisées entre 50% et

100% de leurs puissances nominales. Ces groupes électrogènes sont situés dans le

complexe d’infrastructure central près de la mine Katiniq. Ils produisent un courant

alternatif distribué aux autres sites de production par des câbles de 25 KV.

L’éolienne installée sur le site de Raglan est le modèle E82 E4 produit par la

compagnie Enercon. Son générateur possède un couplage direct, sans boite de vitesse

et fonctionnant à des vitesses variables. Il produit un courant continu transmis par 6 fils

logés au cœur du mât de l’éolienne vers l’onduleur, situé à la base. L’onduleur utilise

l’électronique de puissance pour convertir le courant continu en courant alternatif. Ce

courant est transmis par une ligne de 25 KV reliée au réseau central au niveau de la mine

2, tel que présenté sur la figure 3.1.

26

Figure 3.1 : Schéma unifilaire simplifié du réseau électrique

Trois systèmes de stockage d’énergie ont été ajoutés au projet éolien; une roue

inertielle, une batterie lithium-ion ainsi qu’une boucle d’hydrogène comportant un

électrolyseur et une pile à combustible. Ces systèmes de stockage sont des projets

pilotes visant une démonstration technique de leur fonctionnement en milieu arctique et

de leur utilité pour des réseaux autonomes jumelant l’éolien et le diésel. Le stockage

d’énergie vise à absorber les excédents électriques éoliens ne pouvant être intégrés dans

le réseau, améliorer la résilience du réseau au niveau du contrôle de la fréquence (Nasser

et al. 2014) et diminuer les besoins de réserve opérationnelle supplémentaire nécessaire

pour tenir compte de la variabilité de la puissance éolienne (Denholm et Kulcinski, 2004).

Ces trois systèmes de stockage d’énergie sont reliés au réseau par une ligne de 600 V

alimentée en courant continu. Ils rejoignent la ligne de 25 KV reliant l’éolienne à la mine

2, tel que présenté sur la figure 3.1. Cette configuration pourra permettre à la mine 2

d’être opérée de façon indépendante du réseau central, alimentée exclusivement par

l’éolienne et les systèmes de stockage d’énergie pendant de courtes périodes venteuses.

27

3.3 Mesures et description du vent pour la première année d’utilisation de

l’éolienne

Depuis la mise en service de l’éolienne au mois de septembre 2014, une

campagne de mesure des conditions de vent et des conditions atmosphériques est

effectuée par de nombreux capteurs transmettant et cataloguant l’information selon

différentes échelles de temps. À partir de données compilées ayant un pas d’observation

de 10 minutes, les vitesses moyennes du vent sont calculées sur une base annuelle et

mensuelle. Ensuite, la distribution de la vitesse du vent ainsi que son orientation sont

présentées de manière graphique, avec également un pas de mesure de 10 minutes.

Bien que l’éolienne soit en opération depuis le mois de septembre, l’année de référence

utilisée pour la présentation des performances de l’éolienne débute au premier octobre

2014 à 00h00 et se termine au 30 septembre 2015 à 23h50. Cette première année de

référence est retardée d’un mois par rapport à l’inauguration de l’éolienne afin d’obtenir

des données plus précises, puisque plusieurs données du mois de septembre 2014

étaient absentes.

Tout d’abord, les moyennes mensuelles de la vitesse du vent sont présentées

dans le tableau 2.1. Pour cette année de référence, la vitesse moyenne annuelle du vent

est établie à 9,1 m/s, mesurée à 30m du sol et à une altitude de 565 mètres par rapport

au niveau de la mer. Le tableau permet d’apprécier la variabilité mensuelle de la vitesse

moyenne du vent observée durant cette année de référence. Pour les mois les plus

venteux, les moyennes mensuelles atteignent 11,4 m/s et 11,2 m/s, soit respectivement

les mois de décembre et mai. Pour leur part, les mois ayant connu les moyennes les

plus faibles sont les mois de février et juin avec 7,4 m/s. Les 12 profils éoliens mensuels

ainsi qu’un profil éolien hebdomadaire et un profil éolien journalier sont présentés à

l’annexe 1.

28

Tableau 3.1 : Vent mensuel moyen

Vent mensuel moyen mesuré à 30m du sol (en m/s) Moyenne annuelle de 9,13 m/s

Oct Nov Déc Jan Fév Mar Avr Mai Jun Jul Aoû Sep

10,9 7,9 11,4 8,7 7,4 9,3 9,2 11,2 7,4 9,2 8,1 8,5

+19% -13% +25% -4% -19% +2% +1% +23% -19% +1% -11% -7%

L’analyse des moyennes mensuelles de la vitesse du vent démontre qu’il n’y a pas

d’influence saisonnière marquée pour le site de la mine Raglan. Des mois plus venteux

que la moyenne sont observés pour trois saisons, soit à l’automne (octobre), à l’hiver

(décembre) et au printemps (mai). Deux séquences de deux mois consécutifs ayant des

moyennes mensuelles inférieures à la moyenne annuelle sont observées à l’hiver (janvier

et février) et à l’été (août et septembre). L’écart entre la moyenne mensuelle et la

moyenne annuelle atteint +25% et +23% pour les mois les plus venteux, alors qu’elle est

de -19% pour les deux mois les moins venteux.

La distribution de la vitesse du vent est un facteur essentiel d’analyse pour les

performances éoliennes puisque des distributions très différentes de vents peuvent avoir

la même vitesse moyenne. La courbe de puissance de l’éolienne étant non-linéaire, la

distribution de la vitesse du vent a une influence considérable sur les performances

obtenues et sur la capacité de l’intégration dans le réseau de la puissance éolienne

produite. Cette distribution est présentée sur la figure 3.2 sous la forme d’un histogramme

des fréquences temporelles selon la vitesse du vent. Les données utilisées ici ont

également un pas d’analyse de 10 minutes, soit 52 560 données pour l’année.

29

Figure 3.2 : Distribution de la vitesse du vent et coefficient de Weibull

La distribution est calculée selon la méthode de Stevens et Smulders (1979), telle

que décrite à l’équation 3.1. Cette équation permet de déterminer le facteur de forme

Weibull dont la valeur est celle qui caractérise le mieux la distribution de fréquence. Pour

cette distribution, la valeur du facteur de forme de 2,2 est celle qui permet le meilleur

ajustement entre la courbe obtenue par l’équation 3.1 et la distribution de fréquence. La

courbe ainsi obtenue est ajoutée à l’histogramme symbolisé par un trait gris en premier

plan sur la figure 3.2.

Équation 3.1 : Calcul du facteur de forme Weibull

𝑓(𝑣) =𝑘

𝑐(

𝑣

𝑐)

𝑘−1

𝑒𝑥𝑝 [− (𝑣

𝑐)

𝑘

]

où : v= la vitesse du vent (en m/s)

k= le facteur de forme Weibull (sans unités)

c= le facteur d’échelle de Weibull (en m/s)

30

Finalement, la direction du vent, soit sa provenance, est présentée sous la forme

d’une rosette à la figure 3.3. Elle correspond à la fréquence obtenue pour chaque plage

de 5 degrés de la provenance du vent. Les données annuelles utilisées ont un pas

d’analyse de 10 minutes. Le diagramme présente une direction principale du vent

orientée au NO. Trois autres orientations principales sont observées au SO, au N-NE et

au SE. La direction E est la moins fréquente, étant plus de 6 fois moins fréquente que

l’orientation principale.

Figure 3.3 : Rosette de la direction du vent

31

La température est également un facteur influençant les performances de

l’éolienne. Comme il a été décrit dans le chapitre précédent, une plus grande densité

atmosphérique augmente l’énergie cinétique du vent, générant une puissance supérieure

pour une même vitesse de vent. Néanmoins, la puissance produite par l’éolienne ne

dépasse jamais sa puissance nominale de 3 070 MW, peu importe la température.

Également un facteur d’importance, un dispositif de contrôle limite la puissance maximale

de l’éolienne lorsque les températures sont inférieures à -30°C. Cette disposition vise à

assurer l’intégrité et la longévité des composantes mécaniques de l’éolienne. La

puissance est limitée selon une règle linéaire diminuant la puissance maximale d’une

valeur initiale de 100% à -30°C vers une valeur finale de 50% à -40°C. En dessous de

cette température, l’éolienne est mise en état de veille et cesse de produire de l’électricité.

Les moyennes et minimums mensuels des mesures de températures enregistrées pour

la première année de référence sont présentés dans le tableau 3.2.

Tableau 3.2 : Températures mensuelles moyennes et minimales

Températures mensuelles moyennes mesurées au niveau du rotor (en °C)

Moyenne annuelle de -10,9 °C

Oct Nov Déc Jan Fév Mar Avr Mai Jun Jul Aoû Sep

-4,2 -14,3 -20,9 -31,1 -31,5 -23,6 -11,6 -4,5 3,7 9,9 7,5 1,3

Min -16,6

Min -27,0

Min -35,0

Min -39,0

Min -41,0

Min -36,0

Min -28,0

Min -15,3

Min -6,0

Min -2,0

Min -2,0

Min -8,0

Les températures enregistrées au site de l’éolienne de Raglan montrent la rigueur

du climat du Grand Nord canadien avec des moyennes mensuelles inférieures à -30°C

durant 2 mois consécutifs en janvier et février. Il est également à noter que la température

minimale de fonctionnement de l’éolienne de -40°C a été dépassée au mois de février à

2 reprises.

32

3.4 Performances mesurées de l’éolienne

L’éolienne fût mise en service au début du mois de septembre 2014. Depuis ses

premiers kWh, une surveillance en continu est appliquée à distance assurant un suivi et

un contrôle des performances. Pour chaque mois, un rapport complet des performances

est produit, détaillant avec précision chacun des paramètres mesurés. Les principaux

éléments de performances sont illustrés ici par cinq figures afin de présenter les

performances obtenues lors de la première année d’utilisation de l’éolienne. Le mois

d’octobre a été sélectionné pour débuter l’année de référence puisque les données du

mois de septembre étaient incomplètes et nécessitaient quelques ajustements au niveau

de la prise de mesures.

Tout d’abord, le suivi de la production mensuelle d’électricité est un facteur

essentiel de la performance de l’éolienne. Ce sont ces kWh produits et intégrés par le

réseau qui permettent les économies de carburant et la réduction des émissions de gaz

à effet de serre. Cette énergie éolienne ajoutée au réseau de la mine Raglan est

présentée de façon mensuelle par la figure 3.4. Sur la figure, le diagramme comprend 2

colonnes pour chaque mois. Les premières colonnes, d’un bleu plus pâle, dites d’énergie

potentielle, correspondent à l’énergie totale présente au niveau du rotor de l’éolienne qui

aurait pu être convertie en électricité pour le réseau. Elle est obtenue depuis la conversion

de la vitesse du vent en puissance potentielle en utilisant la courbe de puissance de

l’éolienne. Les deuxièmes colonnes, d’un bleu plus foncé, dites d’énergie intégrée,

représentent l’énergie qui a réellement été intégrée au réseau de la mine. Lorsque le

réseau de la mine intègre de l’énergie éolienne, les génératrices sont en mesure de

réduire leurs consommations de carburant puisqu’une partie de la charge est assurée par

la puissance éolienne. Seule cette énergie intégrée permet des économies réelles de

carburant. Pour cette analyse, un pas de mesure du temps de 10 minutes ou inférieur est

utilisé.

33

Figure 3.4 : Énergie produite par l'éolienne pour chaque mois

Ainsi, tel qu’observé sur la figure 3.4, le mois de mai 2015 fut celui où la plus

grande quantité de kWh éoliens fut intégrée, avec un résultat de 1,20 GWh. Viennent

ensuite les mois d’avril et de juillet où 0,83 GWh furent intégrés. Le mois de février fût de

loin le plus difficile avec une valeur de 0,26 GWh. En ce qui concerne l’énergie potentielle,

les mois possédant les plus grands potentiels sont précisément les mois dont la vitesse

mensuelle moyenne est la plus élevée. Tel que mentionné préalablement, ces mois sont

les mois de décembre, mai et octobre. Cette énergie potentielle tient également compte

du nombre de jours que les mois comportent et de la distribution de la fréquence de la

vitesse des vents puisque la courbe de puissance de l’éolienne est non-linéaire. La

différence entre l’énergie potentielle et l’énergie intégrée est attribuée en premier lieu aux

limitations de puissance imposées à l’éolienne. Viennent ensuite les arrêts demandés

pour la maintenance de l’appareil ainsi que les pertes d’efficacité ou arrêts causés par le

givre ou le temps froid. Une valeur maximale de 1,33 GWh potentielle caractérise le mois

de décembre, alors qu’une quantité de 0,67 GWh est intégrée dans le réseau. Ce rapport

entre l’énergie intégrée et l’énergie potentielle permet de calculer un pourcentage

d’intégration, également présenté sur la figure 3.4 par le trait orange.

34

Pour les cinq premiers mois de l’année, une nette proportion de l’énergie

potentielle n’était pas intégrée par le réseau. Les pourcentages d’intégration de 67%,

72%, 50%, 84% et 44% enregistrés pour les mois d’octobre à février témoignent d’une

période de rodage et d’intégration graduelle de la puissance éolienne par le réseau de la

mine. Ces faibles taux d’intégration, principalement attribués aux limitations de

puissance, ont quelques sources : la culture de sécurité de l’entreprise minière qui ne

tolère aucune prise de risque, entre autre, au niveau de la stabilité du réseau autonome,

une formation graduelle des opérateurs de la centrale énergétique sur la stratégie

d’utilisation de l’éolienne ainsi que la démonstration graduelle de la fiabilité de l’éolienne.

Dans le cas du mois de février, durant lequel la température a très rarement été

supérieure à -30°C, une part importante des pertes est reliée au temps froid et au

dispositif de limitation de puissance. À deux reprises, les 3 et 4 février, l’éolienne a été

en arrêt complet causé par des températures inférieures à -40°C. Par la suite, les mois

de mars à août enregistrent des taux d’intégration considérablement plus élevés, soit

respectivement de 100%, 100%, 100%, 99%, 96% et 91%. Cette performance démontre

la possibilité technique de réduire les limitations de puissance imposées à l’éolienne pour

le site minier de Raglan.

La figure 3.5 présente également l’énergie intégrée au réseau ainsi que le potentiel

d’énergie éolienne, dans ce cas, sous la forme de courbe cumulative. Elles sont illustrées

par les mêmes couleurs que pour la figure précédente. Une troisième courbe

représentant l’objectif de production d’énergie est ajoutée à la figure. Cet objectif

correspond aux analyses et travaux de modélisation effectués préalablement à la mise

en marche du projet éolien par la compagnie minière. Encore une fois, l’énergie

potentielle ne tenant pas compte des pertes par limitation de puissance, maintenance,

givre et température froide, il est normal que l’objectif de production soit inférieur à

l’énergie éolienne potentielle présente au niveau du rotor. L’objectif visé de 9,4 GWh est

inférieur de 10% à l’énergie potentielle calculé à 10,4 GWh. Pour sa part, l’énergie

intégrée au réseau à la fin de la première année de référence est de 8,3 GWh.

35

Figure 3.5 : Énergie éolienne mensuelle cumulative

L’analyse de la figure 3.5 permet de constater que l’énergie intégrée fut, durant

toute l’année, inférieure à l’objectif de production visé. Au terme du mois de septembre

2015, 8,3 GWh d’énergie éolienne ont été intégrés, soit un pourcentage inférieur de 12%

à l’objectif de production de 9,4 GWh. Cet écart est principalement attribué aux faibles

taux d’intégrations de l’énergie potentielle pour les cinq premiers mois de l’année de

référence. Tel que mentionné préalablement, une consigne limitant la puissance

acceptée de l’éolienne dans le réseau était régulièrement mise en place par les

opérateurs de la centrale d’énergie pour les cinq premiers mois de l’année. Pour les mois

suivants, soit de mars à août, les taux d’intégration ont été nettement supérieurs,

atteignant une intégration complète pour 3 mois consécutifs, tel que présenté par la figure

3.4. Cette deuxième portion de l’année est également présentée sous la forme d’une

courbe cumulative à la figure 3.6.

36

Figure 3.6 : Bilan cumulatif depuis le mois de mars 2015

Cette deuxième moitié de l’année, incluant les mois de mars à septembre 2015,

présentent des résultats beaucoup plus conformes à l’objectif de production. Pour les

mois de mars, avril et juillet, la quantité d’énergie intégrée est égale à l’objectif de

production. Le mois de mai présente une performance supérieure à son objectif,

permettant de compenser pour les mois de juin et d’août qui ont montré des performances

inférieures à leurs objectifs respectifs. Le mois de septembre 2015 est un cas particulier

puisqu’un arrêt de la production a eu lieu. Cet événement a fortement diminué la charge

électrique du réseau, entraînant une plus faible intégration de l’énergie éolienne. Il en a

résulté une intégration de 0,49 GWh, selon un taux d’intégration de 66%. Au niveau du

bilan cumulatif, cette faible performance du mois de septembre s’est traduite par une

énergie intégrée cumulative légèrement inférieure à l’objectif visé pour les sept derniers

mois de l’année.

37

3.5 Analyse des sources de dysfonctionnement

La disponibilité, soit le pourcentage du temps où l’éolienne est disponible à

produire de l’électricité, est un paramètre important de performance de l’éolienne. Les

principales causes diminuant la disponibilité de l’éolienne sont l’absence de vent, les

arrêts pour maintenance, les arrêts pour dégivrage, les arrêts causés par une

température inférieure à -40 °C, ainsi que les arrêts causés par un vent dont la vitesse

est supérieure à 25 m/s (90 km/h). Pour la première année de référence de l’éolienne de

Raglan, une disponibilité moyenne annuelle de 95% a été atteinte. Cette disponibilité est

présentée de façon mensuelle par l’histogramme de la figure 3.7. Le mois de septembre

atteint la plus haute disponibilité avec 99,3%.

Figure 3.7 : Disponibilité mensuelle de l'éolienne

38

Une des causes de non-disponibilité de l’éolienne est le dégivrage. Pour les mois

de décembre à septembre inclusivement, un nombre total de 193 épisodes de dégivrage

ont été enregistrés. Lors de ces épisodes, de l’air chaud est soufflé à l’intérieur des pales

afin de faire fonde le givre. Durant ce temps, la puissance de l’éolienne peut se voir être

limitée, mais ne l’est pas dans la grande majorité des événements. Elle se retrouve limitée

ou arrêtée lorsque le givre atteint une épaisseur considérable. Aucune donnée n’était

disponible pour les mois d’octobre et novembre. Ainsi, l’année de référence comportera

seulement 10 mois. Le nombre d’épisodes de dégivrage mensuel est présenté à la figure

3.8. C’est le mois de mai qui contient le plus grand nombre d’événements de dégivrage,

avec un total de 39. Durant ce mois, la température moyenne de -4,5°C, oscille

régulièrement près du point de congélation et favorise la formation de givre. Vient ensuite

le mois de janvier avec 38 épisodes. Il est intéressant de constater que le mois le plus

froid de l’année, février, comporte seulement 12 épisodes de givre.

Figure 3.8 : Nombre d'épisodes de dégivrages

39

Les mêmes données sur les épisodes de dégivrage sont reprises à la figure 3.9

afin de les présenter en fonction de la température. Deux plages de température

ressortent comme étant les plus fréquentes à vivre des épisodes de givre. La première

plage correspond aux températures proches du point de congélation, soit de 5°C à -5°C.

Cette plage comporte un total de 41 événements, principalement retrouvés au mois de

mai. Il aurait été très intéressant d’obtenir les performances du mois d’octobre durant

lequel la température est similaire au mois de mai. Il est probable que le nombre

d’événements de cette plage aurait été doublé. Ensuite, la deuxième plage correspond

aux températures de -25°C à -35°C où 64 événements sont comptabilisés. La plage la

plus froide est peu représentée, avec 11 épisodes. Par contre, il est moins fréquent que

la température atteigne cette plage.

Figure 3.9 : Épisodes de dégivrage en fonction de la température

40

L’analyse des sources de dysfonctionnement montre que pour la première année

d’utilisation de l’éolienne, le principal élément ayant diminué l’énergie intégrée dans le

réseau est la limitation de puissance imposée par les opérateurs de la centrale

énergétique. Les arrêts pour maintenance, ainsi que les limitations de puissance ou arrêts

causés par le givre et les grands froids comptent pour une proportion moindre. Ces

données sont illustrées par la figure 3.10, laquelle présente les bilans mensuels de

l’énergie intégrée, de l’énergie perdue par limitation de puissance, pour maintenance et

causée par le givre ou les grands froids. Ces derniers ont seulement causé des pertes

durant les mois de janvier et février.

Figure 3.10 : Bilan mensuel des sources de dysfonctionnement

Les mêmes données sont reprises, sous la forme d’un bilan annuel, par la figure

3.11 et le tableau 3.3.

41

Figure 3.11 : Bilan annuel de l'éolienne

Tableau 3.3 : Sommaire des résultats de la première année d'opération de l'éolienne

Énergie éolienne

potentielle

Énergie éolienne intégrée

Énergie perdue par limitation de

puissance

Énergie perdue pour

maintenance

Énergie perdue à cause du givre

et du froid

10,42 GWh 8,33 GWh 1,34 GWh 0,54 GWh 0,21 GWh

Ainsi, pour sa première année d’utilisation, définie du 1er octobre 2014 au 30

septembre 2015, un total de 8,3 GWh ou 8,3 millions de kWh d’électricité ont été intégrés

dans le réseau de la mine. Des pertes normales de 0,54 GWh ont été enregistrées pour

la maintenance et de 0,21 GWh ont été causées par le givre et le froid. Néanmoins, les

pertes par limitations de puissance ont nettement diminué au cours de 7 derniers mois

de l’année de référence, démontrant la faisabilité technique d’atteindre l’objectif d’intégrer

une production éolienne de 9,4 GWh dans le réseau de la mine.

42

3.6 Calcul de la performance économique de l’éolienne.

Basé sur les performances enregistrées lors de la première année d’utilisation de

l’éolienne de la mine Raglan, le logiciel de calcul RETSreen 4 est utilisé pour chiffrer la

performance économique de cette éolienne. L’objectif est de déterminer le coût de

production unitaire du kWh, d’établir le taux de rendement interne du projet ainsi que de

préciser les éléments comportant les plus grands impacts financiers sur le projet.

Tout d’abord, le coût de production unitaire du kWh est calculé en fonction de

l’énergie totale délivrée par l’éolienne ainsi que ses coûts de capitaux et d’opération. En

dépit des nombreux avantages que possède le logiciel RETScreen 4, il n’est pas possible

pour le logiciel de calculer l’énergie délivrée par l’éolienne en fonction des paramètres

détaillés tels que la vitesse du vent, les températures mensuelles et le type d’éolienne

utilisée. En effet, pour une vitesse de vent annuelle moyenne supérieure à 8,3 m/s, le

logiciel ne suggère pas de taux d’absorption pour l’énergie éolienne puisque ‟dans ces

conditions, le taux d’absorption de l’énergie éolienne variera grandement en fonction de

la configuration du système et des stratégies de contrôle adoptées” (RNCan, 2004). Pour

contourner cet obstacle, une stratégie différente d’utilisation du logiciel est utilisée.

L’énergie totale produite par l’éolienne est ajustée en lui attribuant le facteur d’utilisation

permettant à l’éolienne de produire les 9,4 GWh annuels démontrés faisables suite à la

première année de l’éolienne de Raglan. Cette stratégie utilise la méthode 1 de calcul du

logiciel. Le facteur d’utilisation approprié, permettant à l’éolienne d’atteindre son objectif

de production, est de 36%.

43

L’éolienne utilisée pour les calculs est une Enercon 82 de 3 020 kW. Elle

correspond à une version similaire, mais antérieure au modèle installé sur le site minier,

possédant une puissance nominale inférieure de 50 kW. Un coût de capital de 14 M CAD,

soit 4 600 CAD/MW, est attribuée pour l’achat des composantes, le transport, la

construction des infrastructures, l’assemblage et la mise en fonction de l’éolienne. Ce prix

par MW a été calculé par une pondération de différents éléments qui sont énumérés par

la suite. Tout d’abord, Weiss et Maissan (2007) utilisent un prix de 6000 $/MW pour les

projets éoliens situés dans des petites communautés autonomes du Grand Nord

canadien et un prix de 5000 $/MW pour les communautés de taille supérieure. Ensuite,

à titre comparatif, le projet éolien de la Seigneurie de Beaupré, situé près des centres

urbains du sud du Québec et comportant 272 MW de puissance éolienne fournie par les

modèles Enercon 82 E3 similaire à l’éolienne de Raglan, se chiffrait à 2 750 $/MW.

(Genois Gagnon, 2014) Ainsi, le prix attribué à l’éolienne de Raglan de 4 600 $/MW tient

compte de l’augmentation des coûts dû à l’éloignement du site et de la logistique de

construction plus grande en milieu isolé par rapport à un projet similaire situé au sud.

Cependant, la présence d’infrastructures minières et la puissance nominale importante

de l’éolienne permettent certaines économies par rapport à l’évaluation des coûts de

Weiss et Maissan (2007). Les frais annuels d’entretien sont chiffrés à 500 000 CAD, soit

5% de l’investissement initial. Cette valeur est légèrement augmentée par rapport à la

valeur moyenne pour divers projets éoliens selon Patel (2012). Il suggère d’utiliser

annuellement 3% de la valeur de l’investissement initial. Dans le cas de la mine Raglan,

le fait d’être sur un site minier permet d’avoir accès à du personnel qualifié et à des

infrastructures de construction à proximité, ce qui réduit la dimension d’éloignement pour

les besoins de maintenance.

44

Puisque le Québec fait actuellement partie d’un marché du carbone, conjoint à la

Californie, un crédit du carbone est attribué au projet. En effet, l’énergie produite par

l’éolienne remplace la combustion de carburant diésel et cela permet des gains financiers

additionnels. Ainsi, chaque tonne de CO2 évitée permet un crédit pour réduction des gaz

à effet de serre de 12,82 CAD, selon le prix déterminé aux dernières enchères. Le

combustible remplacé, soit le diésel, émet une quantité de 0,681 tonne de CO2 par MWh

d’électricité produite, selon un taux d’efficacité des générateurs de 37%.

Les paramètres financiers utilisés pour l’analyse sont synthétisés dans le tableau

3.4. Outres ceux mentionnés préalablement, un ratio d’endettement de 80% a été utilisé

pour financer le coût de l’éolienne. Des taux de 2% ont été attribués à l’indexation des

combustibles, à l’inflation, à l’actualisation et à l’indexation du crédit pour réduction des

gaz à effet de serre. Les profits générés par l’éolienne sont imposés selon un taux de

30%. Finalement, l’analyse porte sur la durée de vie du projet, soit les 20 ans de vie utile

de l’éolienne.

Tableau 3.4 : Principaux paramètres financiers de l’analyse économique

Paramètre financier Montant (en $)

Coût de l’éolienne 14 millions de $

Coût du kW installé 4 600 $

Frais annuels d’entretien et de maintenance 500 000$

Prix de la tonne de carbone 12,82$

Ratio d’endettement 80%

Taux d’indexation et d’inflation 2%

Taux d’imposition sur le revenu 30%

Durée de vie du projet 20 ans

45

Tout d’abord, le premier résultat obtenu par cette analyse économique basée sur

les performances de l’éolienne de Raglan, permettent d’attribuer un coût de production

du kWh à 0,198 $/kWh. Ce prix est plus élevé que les kWh éoliens produit dans le sud

du Québec et reliés au réseau intégré, auquel un prix de 0,12 $/kWh est offert par Hydro-

Québec. Ce prix plus élevé obtenu est principalement le résultat des coûts de capitaux

supérieurs. Néanmoins, contrairement au sud du Québec où les projets éoliens doivent

être compétitifs avec des centrales hydroélectriques et des centrales au gaz naturel, en

réseau autonome, les kWh éoliens viennent remplacer des kWh provenant de la

combustion du diésel. Cet hydrocarbure liquide, hautement valorisé dans le domaine du

transport, représente une option plus coûteuse que les alternatives disponibles au sud

du Québec. La dimension de rentabilité est mieux reflétée par une analyse économique

du taux de rendement interne du projet, qui met en relation les coûts avec les bénéfices

obtenus.

Ce calcul du retour sur l’investissement est également effectué à l’aide du logiciel

RETSreen 4. Dans ce réseau autonome, les revenus attribués à l’éolienne sont

directement reliés à l’économie de carburant réalisée en remplaçant des kWh thermiques

par des kWh éoliens. Ainsi, le calcul du taux de rendement interne dépend directement

du prix du diésel remplacé. Il n’a pas été possible d’obtenir un prix exact payé par

l’entreprise minière pour un litre de diésel, transporté sur le site de la mine. L’entreprise

bénéficie d’une stratégie d’achat à long et à court terme ainsi qu’un accès à des stocks

de carburant en vrac qui font en sorte que leur prix de revient est probablement différent

de celui observé à la station-service. Également, les deux dernières années ont démontré

la grande volatilité qu’il est possible de vivre avec les cours du diésel. Cette ressource

est négociée sur des marchés internationaux selon des règles économiques et des

motivations politiques qui dépassent les réalités locales. Puisqu’il n’est pas dans le cadre

de ce travail d’établir des projections de coût des cours du diésel, trois scénarios de prix

seront utilisés. Le premier considère un prolongement dans le temps des faibles coûts du

carburant, tel qu’observée actuellement. Pour ce scénario, un prix 0,50 CAD par litre de

diésel est établi. Ensuite, le deuxième scénario utilise le prix moyen des 5 dernières

années, soit de 1 CAD par litre. Le troisième scénario attribue un prix élevé pour le

46

carburant, tel que vécu à quelques reprises dans les dernières années, soit de 1,50 CAD

par litre.

Pour ces trois scénarios, il est considéré qu’un litre de diésel produit 3,9 kWh

d’électricité, selon une efficacité moyenne des génératrices de 37% et un contenu

énergétique de 10,5 kWh par litre de diésel. Ainsi, pour le premier scénario, les revenus

associés à l’économie de carburant sont chiffrés à 0,128 $/kWh, 0,256 $/kWh pour le

scénario 2 et 0,385 $/kWh pour le scénario 3. Pour les mêmes performances de l’éolienne

et pour les mêmes paramètres économiques que mentionnés pour l’analyse du prix de

revient du kWh, les résultats du taux de rendement interne du projet sont présentés dans

le tableau 3.5.

Tableau 3.5 : Résultats financiers

Paramètre Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3

Prix du litre de diésel 0,50 $ 1,00 $ 1,50 $

Prix du kWh économisé 0,13 $ 0,26 $ 0,38$

Revenus annuels générés 1,29 M$ 2,50 M$ 3,72 M$

Taux de rendement interne avant impôts Négatif 39,4% 84,1%

Taux de rendement interne après impôts Négatif 22,4% 54,7%

Temps de retour simple sur l’investissement

- 6,9 ans 4,3 ans

Ainsi, les taux de rendement obtenus par le projet dépendent grandement du prix

attribué au diésel. Pour le scénario 1, au prix du litre de diésel de 0,50 CAD, un taux de

rendement négatif est obtenu puisque le coût de production de l’énergie éolienne est plus

élevé que les kWh économisés. Ensuite, pour le scénario 2, les revenus supplémentaires

permettent de générer un profit annuel, obtenant un taux de rendement interne après

impôt de 22,4%. Le scénario 3 obtient un résultat supérieur, avec un taux de rendement

interne après impôts de 54,7%. Les performances des scénarios 2 et 3 sont supérieures

au seuil minimum de 15% requis dans le domaine minier pour qu’un projet

d’investissement soit accepté.

47

Les résultats des calculs pour ces trois scénarios démontrent l’incidence du prix

du carburant diésel sur la rentabilité économique du projet. Tel que présenté dans le

tableau 3.4, la viabilité de l’intégration d’une éolienne au réseau de la mine Raglan,

définie par un taux de rendement interne après imposition supérieur à 15%, change en

fonction du prix du litre de diésel. La figure 3.12 présente la correspondance entre le taux

de rendement interne après impôts obtenus et le prix du litre de diésel. Il est constaté que

le projet est déficitaire sur une échéance de 20 ans lorsque le prix du litre du diésel est

inférieur à 0,70 CAD, le coût de production de l’énergie éolienne étant supérieur aux coûts

du carburant. Pour un prix du litre compris entre 0,70 CAD et 0,90 CAD, le projet génère

des revenus, mais ces revenus sont inférieurs au seuil recherché pour que le projet soit

accepté et finançable. Par la suite, le taux de rendement interne augmente rapidement

avec l’augmentation du prix du carburant.

Figure 3.12 : Taux de rendement interne en fonction du prix du litre de diésel

48

3.7 Analyse de sensibilité pour l’éolienne.

Une analyse de sensibilité est effectuée pour trois paramètres comportant une

incertitude lors de l’évaluation économique de l’éolienne de Raglan. Ce type d’analyse

permet de chiffrer l’influence de l’incertitude des paramètres utilisés sur le taux de

rendement interne obtenu. Elle est effectuée pour chacun des trois scénarios sur les trois

paramètres étant les plus susceptibles à la variation soit : les coûts d’investissement

initiaux requis pour la construction, les frais annuels d’entretien ainsi que les crédits

obtenus pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Une plage de variation

de -20% à +30% est évaluée pour l’investissement initial. Cette plage est plus étroite que

la plage de variation pour les deux autres paramètres, soit de -30% à +50%, puisque son

incertitude est inférieure. Le résultat de cette analyse de sensibilité est présenté sur la

figure 3.13.

Figure 3.13 : Analyse de sensibilité pour l’éolienne de Raglan

49

Plusieurs conclusions ressortent de cette analyse. Tout d’abord, il n’existe aucune

plage de variation permettant de rendre le projet éolien rentable dans le cas du scénario

1 ou le prix du litre de diésel est de 0,50 $/L. Chacune des valeurs calculées présente un

taux de rendement négatif, et donc, non représenté sur la figure.

Pour le scénario 2, qui utilise un prix du litre de diésel à 1 CAD et dont le taux de

rendement interne après impôt calculé est à 22,4%, une augmentation de 13% des coûts

de construction, ou autrement dit de 1,8 million de CAD, diminue le taux de rendement

interne du projet sous le seuil recherché de 15%. De façon similaire, une augmentation

de plus de 40%, ou de 200 000 CAD annuels des frais d’entretien, vient diminuer la

rentabilité du projet sous le seuil limite. Pour sa part, le crédit pour réduction de GES a

une influence minimale sur les performances économiques du projet. En effet, ni une

augmentation de 50% ou une diminution de 30% des revenus ne change

significativement le taux de rendement interne obtenu par ce projet. La pente calculée

étant pratiquement nulle, l’incitatif gouvernemental à la réduction des gaz à effet de serre

a peu d’influence sur la valorisation des projets de réduction d’émission de gaz à effet de

serre.

En ce qui concerne le scénario 3, où le prix du litre de diésel est établi à 1,50 CAD,

pour chacune des plages de variations calculées, le projet reste considérablement au-

delà du seuil recherché, le taux de rendement interne après impôt étant en toutes

situations supérieur à 15%. Il est donc constaté que le paramètre ayant la plus grande

influence sur la rentabilité du projet est le prix du litre de diésel. C’est également le

paramètre où les entreprises ont le moins de contrôle. Le second paramètre en

importance est le coût du capital initial dont une augmentation diminue fortement la

rentabilité du projet. Viennent ensuite les coûts annuels d’entretien. Finalement les crédits

pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre ont très peu d’influence sur la

performance économique du projet.

50

3.8 Analyse des bénéfices environnementaux

Au niveau des émissions des gaz à effet de serre, les 8,3 GWh d’électricité

éolienne produite permettent d’éviter le rejet atmosphérique de 5 634 tonnes de CO2. À

terme, selon l’objectif réaliste d’intégrer 9,4 GWh d’électricité éolienne, ce sera 6 439

tonnes de CO2 qui seront évitées. Cette performance environnementale correspond à

retirer de la route 1179 automobiles et camions légers, ou l’impact de 6 439 individus qui

réduiraient leur consommation énergétique de 20%, ou encore, l’équivalent du carbone

absorbé par 592 hectares de forêt.

3.9 Conclusion

Les performances atteintes lors de la première année de service pour l’éolienne

de Raglan permettent de tirer plusieurs conclusions au niveau des performances

techniques et économiques.

Au niveau des performances techniques, lors de cette année inaugurale, un total

de 8,3 GWh d’énergie éolienne aura été intégré dans le réseau autonome. Cette valeur

est inférieure à l’objectif visé par l’éolienne de 9,4 GWh annuels, principalement à cause

des limitations de puissance imposées à l’éolienne durant les 5 premiers mois de l’année.

Pour les 7 mois subséquents, durant lesquels l’intégration de l’énergie éolienne a atteint

près de 100% pendant 6 mois consécutifs, la production éolienne suivait de très près

l’objectif recherché. Cette performance permet de conclure que l’éolienne sera en mesure

d’atteindre son objectif de 9,4 GWh pour les années à venir. La rigueur de l’hiver dans le

Grand Nord aura causé des pertes de 0,21 GWh et un total de 193 épisodes de dégivrage

en 10 mois. La grande majorité de ces épisodes n’auront pas causé de pertes de

puissance. Durant cette année, la turbine a atteint une disponibilité élevée de 95%.

51

En ce qui concerne les performances économiques de l’éolienne, trois scénarios

ont été produits, reflétant la variabilité et l’incertitude des cours du diésel pour les 20

années de la vie du projet. Le premier scénario, qui considère un prix d’achat et de

transport pour le litre de diésel remplacé par l’énergie éolienne, soit de 0,50 CAD, ne sera

pas rentable sur la durée de vie du projet. En effet, le coût de production de l’énergie

éolienne, sur le site, a été calculé à 0,198 $/kWh, ce qui est supérieur au coût du

carburant remplacé pour le scénario 1. Pour le scénario 2, dont le prix du litre de diésel

est de 1,00 CAD, un taux de rendement interne après impôts de 22,4% a été calculé. Le

projet est jugé acceptable, obtenant un taux de rendement supérieur au seuil recherché

de 15%. Pour le scénario 3, dont le prix du litre de diésel est de 1,50 CAD, le projet atteint

un fort rendement après impôts de 54,7%. Le seuil de rentabilité de l’énergie éolienne

pour ce site minier est calculé à 0,90 CAD par litre de diésel remplacé. L’analyse de

sensibilité a démontré que l’élément possédant le plus fort impact sur le rendement du

projet est précisément le prix du litre de diésel. Les coûts en capitaux et les frais

d’entretiens ont également une influence significative sur le rendement. Pour le scénario

2, des augmentations respectives de 13% et 40% de ces facteurs diminuent le rendement

du projet sous le seuil recherché. En ce qui concerne le scénario 3, toutes les valeurs de

l’analyse permettent de rentabiliser le projet. Les crédits attribués pour la réduction des

émissions de gaz à effet de serre ont un impact très faible sur les performances

économiques du projet. Finalement, au niveau des bénéfices environnementaux, la

production projetée de 9,4 GWh permettra de diminuer les émissions de gaz à effet de

serre du site minier de 6 439 tonnes de CO2.

Ce chapitre a permis d’attribuer des chiffres aux performances techniques et

économiques de la première éolienne industrielle du Nunavik. Il sera maintenant

intéressant d’évaluer l’influence sur la rentabilité de l’ajout d’éoliennes ainsi que l’ajout de

systèmes de stockage de l’énergie.

52

Chapitre 4 : Analyses technique et économique du taux de

pénétration éolien optimal pour le site minier de Raglan

4.1 Introduction

L’évaluation de la première année d’utilisation de l’éolienne de Raglan a permis

de démontrer l’intérêt du jumelage éolien-diésel pour le site minier de Raglan. Pour faire

suite à ces résultats, les performances d’éoliennes additionnelles seront évaluées afin de

déterminer le dimensionnement optimal pour ce réseau autonome. Ainsi, six scénarios

correspondant respectivement à l’ajout d’une éolienne supplémentaire seront calculés.

Deux logiciels de calculs seront employés, soit Homer Pro et RETSreen 4. Le premier

permet une modélisation détaillée du réseau autonome de la mine, afin de déterminer les

performances techniques sur une base annuelle. Les scénarios éoliens seront évalués

principalement sur leur capacité à réduire la consommation totale de carburant du réseau

autonome, ce qui représente leurs gains financiers. Basé sur ces résultats, les

performances économiques et environnementales des scénarios sont évaluées avec le

logiciel RETScreen 4. Les taux de rendements internes après impôts ainsi que les prix

minimum du carburant remplacé permettant la viabilité des projets sont présentés. Au

point de vue environnemental, le bénéfice obtenu est une réduction des émissions de

gaz à effet de serre.

Les 4 premiers scénarios évalués sont des projets de jumelage éolien-diésel à

faible taux de pénétration. Leurs puissances nominales respectives sont de 3,07 MW,

6,14 MW, 9,21 MW et 12,28 MW. Les scénarios 5 et 6 possèdent des taux de pénétration

moyens, étant numériquement capables de supporter sous certaines conditions la charge

électrique du réseau. Leurs puissances respectives sont de 15,35 MW et 18,42 MW.

53

4.2 Description des composantes du réseau autonome et de la méthodologie

Les calculs permettant d’évaluer les performances d’éoliennes additionnelles pour

le réseau de la mine Raglan sont effectués avec le logiciel Homer Pro. Ce logiciel

spécialisé dans l’optimisation des micros-réseaux permet d’évaluer, sur une base

annuelle, les performances de chacun de ses éléments constitutifs. La puissance de ce

logiciel est d’optimiser le réseau autonome pour chaque pas de calculs, selon la

disponibilité des ressources renouvelables et des charges demandées au réseau. Le pas

de calcul peut être d’une heure, pour 8760 éléments de calculs annuels, où d’une durée

inférieure pouvant atteindre la minute, pour 525 600 éléments de calculs annuels. Le

logiciel est utilisé pour évaluer plusieurs scénarios, tous composés des mêmes

composantes, soit : une charge électrique, une charge thermique, 10 génératrices au

diésel et un nombre variable d’éoliennes.

Six scénarios sont modélisés afin d’évaluer les performances attribuées à divers

taux de pénétration éoliens pour le jumelage éolien-diésel. Le premier scénario

correspond aux performances obtenues par l’éolienne actuellement en opération sur le

site minier, suite à sa première année d’opération. Les résultats obtenus sont tirés du

chapitre précédent. Ensuite, les cinq scénarios suivants correspondent à l’ajout

d’éoliennes identiques à la première au réseau autonome de la mine. Chaque scénario

possède une éolienne additionnelle. Ces scénarios comportent des taux de pénétration

nominaux allant de faible à moyen, avec des puissances éoliennes nominales de 3 à 18

MW. Les deux scénarios à taux de pénétration moyens pourraient numériquement

supporter la charge électrique de la mine, lorsque les conditions de faibles charges

électriques et de fortes ressources éoliennes seraient réunies. Les six scénarios

modélisés sont détaillés par le tableau 4.1 à la suite.

54

Tableau 4.1 : Description des scénarios éoliens

Scénario 1

Scénario 2

Scénario 3

Scénario 4

Scénario 5

Scénario 6

Nombre d’éoliennes

1 2 3 4 5 6

Puissance nominale éolienne

3,07 MW 6,14 MW 9,21 MW 12,28 MW 15,35 MW 18,42 MW

Taux nominal de pénétration

Faible Faible Faible Faible Moyen Moyen

Pourcentage nominal de pénétration

17% 33% 50% 67% 83% 100%

Les éoliennes utilisées pour les différents scénarios sont modélisées selon les

caractéristiques du modèle Enercon 82 E4. Sa puissance est calculée, en fonction du

vent, par la courbe de puissance fournie par le manufacturier. La figure 4.1 illustre cette

courbe de puissance, telle qu’utilisée pour les besoins de la modélisation.

Figure 4.1 : Courbe de puissance de l'éolienne

55

La puissance nominale de 3 070 kW est atteinte pour une vitesse de vent égale

ou supérieure à 18 m/s. Pour des vitesses de vents supérieures à 25 m/s, l’éolienne

arrête sa rotation ainsi que la production d’électricité afin d’assurer son intégrité. Le

moyeu de l’éolienne est à une hauteur de 78 mètres par rapport au sol qui se trouve à

une altitude de 545 mètres par rapport au niveau de la mer. Des pertes électriques

correspondant à 1% de l’énergie produite sont considérées selon les données obtenues.

Les pertes de 5% attribuées à la maintenance et aux épisodes de givre sont prises en

compte par un horaire de maintenance comportant des cycles de 100 heures d’opérations

consécutives et de 5 heures de maintenance. Le vent intégré dans le logiciel correspond

aux données réelles du vent enregistrées lors de la première année d’opération

présentée au chapitre précédent. Ces données ont un pas de 10 minutes. Elles sont

présentées sous la forme de profils éoliens mensuels à l’annexe 2. Les performances de

l’éolienne sont ajustées afin qu’elles produisent individuellement les 9,4 GWh projetés de

production, démontrés réaliste au chapitre précédent. L’ajustement est réalisé en

augmentant de 5 mètres la hauteur à laquelle le vent est mesuré. Autrement, selon les

paramètres mentionnés, le logiciel Homer Pro attribuait une production annuelle de 9,6

GWh à l’éolienne. Néanmoins, l’ajustement de la performance de l’éolienne était

nécessaire, dû à l’incapacité du logiciel à bien prendre en compte l’effet de la température

de l’air sur la puissance éolienne générée. En effet, pour les températures enregistrées

dans l’arctique, étant parfois inférieures à -40 °C, le logiciel prédisait une puissance

éolienne supérieure à la capacité nominale de l’éolienne. Cet élément de la modélisation

n’a pas été retenu, puisque les données mesurées de la première année d’utilisation de

l’éolienne n’ont jamais dépassé la puissance nominale. Des températures moins froides

ont dû être utilisées dans le modèle afin de refléter adéquatement les puissances

mesurées de l’éolienne.

56

La courbe de puissance de la figure précédente montrait que la puissance éolienne

augmente rapidement en fonction du vent, principalement pour des vitesses de vents

comprises entre 8 et 15 m/s. Cette plage de vent correspond également à des vitesses

de vent observées de façon fréquente. Comme la figure 4.2 le présente, cette plage de

vent correspond à 40% des fréquences mesurées.

Figure 4.2 : Fréquence cumulative de la vitesse du vent

Cette variation de la puissance éolienne produite est augmentée en présence

d’éoliennes additionnelles. La figure 4.3 présente, pour le profil éolien du 15 janvier, la

puissance éolienne fournie par les 6 scénarios. Il est constaté que la puissance éolienne

peut varier en l’espace de quelques dizaines de minutes de 8 MW à 3 MW, pour le

scénario comportant 6 éoliennes. Ou encore, quelques heures plus tard, le vent ayant

augmenté sa vitesse, la puissance éolienne est supérieure à 10 MW.

57

Figure 4.3 : Vent et puissance produite par les éoliennes, en date du 15 janvier

Pour les besoins de la modélisation, une caractérisation de la charge électrique du

réseau de la mine Raglan est nécessaire. En l’absence de données numériques précises,

il a été nécessaire d’approximer, selon les meilleures hypothèses disponibles, la

demande en électricité de la mine. Ces hypothèses sont basées sur des données

annuelles. La charge électrique moyenne du réseau de la mine Raglan est de 16 MW

pendant 10 mois consécutifs. Seuls les deux mois estivaux présentent une charge

inférieure, dont la moyenne est de 14 MW. La variation journalière de la charge est

typique des charges industrielles, soit ne présentant pas de profils journaliers. Elle est

présentée de manière mensuelle par la figure 4.4. Pour chaque mois, le diagramme

présente la valeur maximale atteinte, le maximum journalier atteint, la moyenne

mensuelle, ainsi que le minimum journalier et le minimum absolu enregistré.

58

Figure 4.4 : Charge électrique mensuelle

En l’absence d’éolienne, la charge électrique est supportée en totalité par des

groupes électrogènes carburant au diésel. Tel que décrit au chapitre précédent, ces

groupes électrogènes comportent 6 génératrices EDM et une génératrice MAN assurant

les besoins de base, ainsi que 3 génératrices CAT pour les besoins de puissance de

pointe. Les génératrices EDM sont utilisées à 83% de leur puissance maximale afin

d’optimiser la consommation de carburant et d’optimiser la vie utile de la machine. Elles

produisent ainsi 3 MW avec une plage de variation de 5%. Pour sa part, la génératrice

MAN est utilisée de 70 à 100% de sa capacité, alors que les CAT sont utilisées de 50 à

100%. Pour ces plages d’utilisation, l’efficacité des génératrices est pratiquement

constante, pour une valeur comprise entre 35% et 38%. Il en résulte une courbe de

consommation de carburant selon la puissance fournie pratiquement linéaire pour la

plage d’utilisation mentionnée.

59

Les différents groupes électrogènes doivent être en mesure de se répartir la

charge électrique afin d’assurer la tension et la fréquence du réseau électrique.

Différentes configurations de statuts opérationnels permettent de supporter la charge.

Pour ce site minier, trois ou quatre génératrices EMD sont opérationnelles et assurent les

besoins de base. Les autres sont en maintenance ou prêtes à assurer le relais. Les

besoins additionnels sont assurés par la génératrice MAN ainsi qu’un nombre variable de

génératrices CAT. Une configuration typique est présentée par la figure 4.5. Pour cette

journée type du 15 janvier, 4 génératrices EMD sont employées selon un taux de charge

constant. La variation horaire de la charge est accommodée par la variation de puissance

de la génératrice MAN ainsi que l’arrêt ou l’ajout d’une ou de deux génératrices CAT.

Figure 4.5 : Répartition de la charge électrique pour le 15 janvier

60

L’ajout d’éoliennes au réseau de la mine ajoute une puissance additionnelle aux

génératrices présentes. En présence de vent, une partie de la charge électrique est

supportée par la ou les éoliennes, ce qui diminue la charge à supporter par les

génératrices. En diminuant la charge supportée par les génératrices, les éoliennes

permettent des économies de carburant attribuées à l’énergie éolienne. Néanmoins, la

variabilité du vent entraine une augmentation de la variabilité de la charge, puisque cette

dernière n’est pas supportée de façon constante par le vent. La figure 4.6 illustre pour la

même journée type du 15 janvier la répartition de la charge entre les génératrices diésel

ainsi qu’une éolienne Enercon 82, tel que modélisées par le logiciel Homer Pro. Pour

cette journée type, la charge de base est supportée par seulement 3 génératrices EMD.

La variabilité accrue causée par l’ajout d’une éolienne est accommodée par la génératrice

MAN et les 3 génératrices CAT.

Figure 4.6 : Répartition de la charge électrique du 15 janvier avec la présence d'une éolienne

61

Tel que démontré lors du chapitre précédent, en ajoutant une éolienne au réseau

de la mine Raglan, l’énergie éolienne peut être absorbée en grand majorité par le réseau

électrique. Ce résultat est également reflété par la figure 4.5, où la présence de surplus

électriques, causés par l’addition d’énergie éolienne, est minimale. Ces surplus

électriques correspondent aux quelques endroits où la puissance électrique cumulative

est supérieure à la charge représentée par le trait noir. Ils sont attribués en totalité à

l’énergie éolienne. Par contre, avec l’addition d’un nombre supérieur d’éoliennes au

réseau, une part significative de l’énergie éolienne ne peut être absorbée. Cette situation

est présentée par la figure 4.7, où pour la même journée type du 15 janvier, d’importants

surplus électriques sont présents. Ces surplus attribués à la présence de quatre

éoliennes ne permettent pas de générer les mêmes économies de carburant qu’en la

présence d’une seule éolienne, cette énergie étant inutilisée. La répartition de la charge

électrique en présence de 2, 3, 5 ou 6 éoliennes est présentée à l’annexe 2.

Figure 4.7 : Répartition de la charge électrice du 15 janvier avec la présence de 4 éoliennes

62

Plusieurs contraintes opérationnelles limitent l’intégration de l’énergie éolienne

dans le réseau autonome. Tout d’abord, la présence d’une charge thermique requiert un

état opérationnel d’au minimum deux génératrices EMD en tout temps. Ces génératrices

sont reliées à une boucle de glycol permettant d’utiliser la chaleur produite pour le

séchage du minerai. Cette charge thermique doit être prise en compte dans la

modélisation puisque la puissance éolienne produite ne doit pas diminuer la production

de chaleur en dessous des besoins requis pour le séchage du minerai. Lors des

modélisations effectuées, les surplus éoliens ne sont pas transformés en chaleur pouvant

être valorisée pour supporter la charge thermique. Cette charge thermique est de 1,1

MW. Des taux de récupération de chaleur maximal de 35% et moyen de 20% sont utilisés

pour les génératrices EMD. En utilisant la cogénération, ces génératrices présentent une

efficacité de 60%.

Ensuite, le second élément limitant l’intégration de l’énergie éolienne est le besoin

de réserve opérationnelle. Cette réserve correspond à une puissance, en état

opérationnel, mais non utilisé pouvant, sous l’espace de quelques instants, supporter

l’augmentation de la charge du réseau. Elle comprend 2 éléments, dont les valeurs sont

suggérées par le logiciel Homer Pro. En premier lieu, la réserve opérationnelle doit

équivaloir à 10% de la charge du réseau. À cette valeur de base, est ajoutée une valeur

additionnelle de 50% de la puissance éolienne instantanée. Cette réserve additionnelle

vise à assurer la variabilité intrinsèque à la puissance éolienne.

Une troisième contrainte concerne l’état opérationnel des générateurs qui ne

peuvent changer d’état opérationnel trop fréquemment. Un minimum de 120 minutes

opérationnelles est attribué aux génératrices CAT, alors qu’il est d’une journée pour les

génératrices EMD et MAN.

63

4.3 Performances techniques des scénarios éoliens

Les 6 scénarios sont analysés selon les paramètres présentés dans la

méthodologie afin de déterminer les performances techniques, économiques et

environnementales de l’énergie éolienne pour le réseau de la mine Raglan. Chacun des

scénarios correspond à l’ajout d’une éolienne de 3,07 MW, dont les performances sont

basées sur la première année d’utilisation de l’éolienne actuellement en production sur le

site minier. Ainsi, la puissance nominale des scénarios est comprise entre 3,07 à 18,42

MW, ce qui correspond de 17% à 100% de la puissance nominale requise par la mine.

Ces scénarios sont modélisés aves le logiciel Homer Pro afin d’évaluer de manière

précise les performances techniques réalisées par les éoliennes. Considérant que

l’intérêt économique d’ajouter une puissance éolienne est de réaliser des économies de

carburant, les performances des différents scénarios sont notamment évaluées selon leur

capacité à réduire la consommation totale de carburant du réseau autonome. Ce

paramètre, soit la quantité totale de carburant consommé, diminue de façon différente de

la production d’énergie éolienne selon la capacité du réseau à absorber l’énergie produite

et la variation de l’efficacité des génératrices selon leur niveau de charge. Les résultats

des différents scénarios sont présentés dans le tableau 4.2.

64

Tableau 4.2 : Performances techniques pour les 6 scénarios

Scénario 1

Scénario 2

Scénario 3

Scénario 4

Scénario 5

Scénario 6


1 2 3 4 5 6

Puissance installée

3,07 MW 6,14 MW 9,21 MW 12,28 MW 15,35 MW 18,42 MW

Pourcentage de pénétration nominal

17% 33% 50% 67% 83% 100%

Énergie potentielle

9,4 GWh 18,8 GWh

28,2 GWh

37,6 GWh

47 GWh 56,4 GWh

Taux d’intégration

96,8% 73,7% 59,8% 51,0% 44,3% 38,9%

Économies de carburant

2,35 ML 3,59 ML 4,40 ML 5,02 ML 5,45 ML 5,76 ML

Économies attribuées à l’éolienne

2,35 ML 1,24 ML 0,81 ML 0,63 ML 0,43 ML 0,30 ML

Ainsi, la modélisation réalisée avec le logiciel Homer Pro calcule que les taux

d’intégration soient considérablement inférieurs pour chaque éolienne additionnelle. Ces

taux décroissants débutent avec une intégration presque totale, soit 96,8% pour la

première éolienne, en diminuant graduellement pour atteindre un taux de 38,9% pour un

scénario avec 6 éoliennes. Cette réduction du taux d’intégration est directement traduite

par une réduction des économies en carburant réalisées par l’énergie éolienne. Alors que

la première éolienne permet une réduction de 2,35 millions de litres de diésel, la mise en

service de 6 éoliennes permet une réduction totale de 5,76 millions de litres. À elle seule,

la deuxième éolienne permet une économie de 1,24 million de litres de diésel, soit

légèrement plus de la moitié des économies attribuées à la première éolienne. Pour sa

part, la sixième éolienne produit seulement un huitième des économies de carburant

65

réalisées par la première éolienne, soit 0,30 million de litres. En présence de six

éoliennes, 41% des économies de carburant sont produits par la première éolienne, 22%

des économies proviennent de la deuxième et 14% de la troisième. La sixième éolienne

ajoute seulement 5% des économies obtenues pour le scénario 6.

Les mêmes résultats sont repris par la figure 4.8 qui présente les économies de

carburant et le taux d’intégration pour chacun des scénarios. Les économies de carburant

sont présentées de façon incrémentale, afin de bien représenter les économies attribuées

à chaque éolienne. Pour sa part, la courbe illustrant le taux d’intégration est décroissante

pour chacun des scénarios.

Figure 4.8 : Économie de carburant et taux d'intégration pour les 6 scénarios

66

4.4 Performances économiques des scénarios éoliens

Au point de vue économique, ce sont les économies de carburant qui permettent

de créer des revenus pour les projets éoliens. L’intégration partielle de l’énergie éolienne

pour les scénarios à multiples éoliennes diminue la valeur économique des scénarios

éoliens. Les performances économiques sont calculées pour les 6 scénarios à l’aide du

logiciel RETScreen 4, de façon équivalente à l’analyse présentée au chapitre 3. Ils

comprennent un coût d’investissement de 4 330 $/kW installé, 500 000 CAD de frais

d’entretien par éolienne, un crédit pour réduction des émissions des gaz à effet de serre

de 12,82 $/tonne. Les scénarios sont évalués sur une durée de 20 ans, les éléments de

calculs étant indexés de 2% par année. Le projet est financé à 80% et les revenus sont

imposés à 30%. Le tableau 4.3 présente les principaux résultats économiques de

l’analyse des 6 scénarios modélisés avec le logiciel Homer Pro. Ces résultats sont

obtenus pour un prix du litre de diésel de 1 $/litre.

Tableau 4.3 : Principaux résultats de l'analyse des scénarios

Scénario 1

Scénario 2

Scénario 3

Scénario 4

Scénario 5

Scénario 6


1 2 3 4 5 6

Puissance installée

3,07 MW 6,14 MW 9,21 MW 12,28 MW 15,35 MW 18,42 MW

Coût unitaire du kWh

0,198 $ 0,224 $ 0,259 $ 0,298 $ 0,337 $ 0,380 $

Retour sur l’investissem-ent après impôts

3,9 ans 6,7 ans 14,2 ans Aucun Aucun Aucun

Taux de rendement interne après impôts

22,4% 11,4% 0,4 % Négatif Négatif Négatif

67

Ainsi, le coût unitaire de production du kWh éolien augmente pour chacun des 6

scénarios, débutant à 0,198 $/kWh pour une éolienne, à 0,224 $/kWh pour deux

éoliennes, 0,259$/kWh pour trois éoliennes, 0,298 $/kWh pour quatre éoliennes,

0,337$/kWh pour cinq éoliennes et 0,380 $/kWh pour six éoliennes. Pour ce prix du

carburant remplacé de 1 $/litre de diésel, seuls les trois premiers scénarios génèrent des

revenus sur la durée de vie du projet. Leurs taux de rendement interne respectifs sont de

22,4%, 11,4% et 0,4% pour une, deux et trois éoliennes. Le scénario 1 est l’unique

scénario présentant un taux de rendement interne supérieur au seuil de rendement

minimal recherché pour que le projet soit accepté. Néanmoins, comme il a été présenté

au chapitre précédent, le prix du carburant diésel remplacé est la variable possédant la

plus grande influence sur le taux de rendement des projets éoliens. Les mêmes six

scénarios sont également analysés pour trois scénarios de prix du diésel, soit de 0,50

$/L, 1,00 $/L et 1,50 $/L. Les résultats sont présentés dans le tableau 4.4. Pour un faible

prix du carburant, aucun des scénarios n’obtient un taux de rendement positif.

Cependant, pour un prix du carburant remplacé élevé, les six scénarios génèrent des

revenus. Également, les quatre premiers scénarios obtiennent des taux de rendement

supérieurs au seuil recherché de 15%. Dans l’ordre, ces scénarios atteignent des taux

de rendement interne après impôts de 54,6%, 37,4%, 25,7% et 17,7%.

Tableau 4.4 : Taux de rendement interne selon le prix du carburant

Scénario 1

Scénario 2

Scénario 3

Scénario 4

Scénario 5

Scénario 6

Faible prix du carburant (0,50 $/L)

Négatif Négatif Négatif Négatif Négatif Négatif

Prix du carburant moyen (1,00 $/L)

22,4% 11,4% 0,4% Négatif Négatif Négatif

Prix du carburant élevé (1,50 $/L)

54,6% 37,4% 25,7% 17,7% 10,2% 2,8%

68

Finalement, il est calculé pour quel prix du diésel remplacé les scénarios

atteindraient la rentabilité, soit le seuil recherché du taux de rendement interne après

impôts. Les résultats sont présentés graphiquement par la figure 4.9. Tel que présenté

lors du chapitre précédent, la première éolienne nécessite un prix du litre de diésel de

0,90 $/litre pour atteindre la rentabilité recherchée. Pour les scénarios subséquents, des

prix de 1,05 $/litre, 1,15 $/litre, 1,43 $/litre, 1,68 $/litre et 1,84 $/litre sont calculés. Ces

résultats montrent encore une fois l’importance du prix du carburant remplacé sur la

rentabilité.

Figure 4.9 : Taux de rendement interne selon le prix du carburant

69

4.5 Performances environnementales des scénarios éoliens

Au niveau des performances environnementales, chaque éolienne additionnelle

apporte une contribution additionnelle, puisqu’elle permet d’éviter la combustion du

carburant diésel. Les performances environnementales atteintes sont calculées avec le

logiciel RETScreen 4 et présentées dans le tableau 4.5. Les résultats sont présentés pour

chaque scénario selon 5 facteurs d’équivalence soit : l’économie de carburant, les tonnes

de CO2 évitées par cette économie de carburant, le nombre de voiture ou camion légers

nécessaire à retirer de la route pour atteindre la même économie de carburant, le nombre

de personne réduisant leur consommation de 20% pour produire la même économie de

carburant et la taille de forêt nécessaire à absorber la quantité de CO2 évitée. Par

exemple, le scénario 6, comportant six éoliennes, permet une réduction des émissions

de 15 260 tonnes de CO2, principal gaz responsable des changements climatiques.

Tableau 4.5 : Performances environnementales des scénarios

Scénario 1

Scénario 2

Scénario 3

Scénario 4

Scénario 5

Scénario 6

Économie de carburant

2,35 ML 3,59 ML 4,40 ML 5,02 ML 5,45 ML 5,76 ML

Tonnes de CO2 évitées

6 439 9 658 11 751 13 343 14 487 15 260

Automobiles et camions légers retirés de la route

1 179 1 769 2 152 2 444 2 653 2 795

Individus réduisant leur consommation de 20%

6 439 9658 11 751 13 343 14 487 15 260

Hectare de forêt absorbant du carbone

592 888 1 081 1 227 1 333 1 404

70

4.6 Conclusion

Le dimensionnement de l’énergie éolienne pour le réseau autonome de la mine

Raglan a démontré que les performances de chaque éolienne additionnelle sont

inférieures à l’éolienne actuellement en fonction. Ce résultat est principalement causé par

une intégration partielle de l’énergie éolienne par le réseau autonome. Les contraintes

opérationnelles du jumelage éolien-diésel font diminuer le taux d’intégration de l’énergie

éolienne de 73,7% à 38,9% pour des scénarios comportant respectivement 2 et 6

éoliennes identiques à celle actuellement en opération. Cette limitation se traduit par une

réduction des économies de diésel et donc, des bénéfices économiques et

environnementaux inférieurs.

Ainsi, pour un prix du litre de diésel remplacé à 1,00 CAD, seuls les scénarios

comportant 2 et 3 éoliennes permettent un taux de rendement interne après impôts

positif. Ces taux respectifs de 11,4% et 0,4% sont néanmoins inférieurs au seuil

d’investissement recherché. Par contre, la rentabilité de ces projets est fortement

influencée par les courts du diésel. Le deuxième scénario atteint le seuil de rentabilité

pour un prix du litre de 1,05 CAD, alors que le troisième scénario requiert un prix de 1,15

CAD. Selon un prix du carburant élevé, à 1,50 $/L, le scénario comportant 4 éoliennes

est également rentable, obtenant un taux de 17,7%. Donc, chaque éolienne additionnelle

diminue le rendement économique du projet, mais des scénarios à multiples éoliennes

sont tout de même rentables, pour un prix du carburant économisé supérieur à 1,00 $/L.

Au niveau des performances environnementales, chaque éolienne additionnelle

permet une réduction supplémentaire des émissions de gaz à effet de serre. Pour le

scénario à 6 éoliennes, l’énergie éolienne permet d’éviter le rejet atmosphérique de 15

260 tonnes de CO2/an.

71

Chapitre 5 : Analyses technique et économique du stockage de

l’énergie pour le site minier de Raglan

5.1 Introduction

Le stockage d’énergie vise à emmagasiner l’énergie, principalement électrique,

afin de la rétribuer à un moment plus opportun. Son utilisation permet une méthode

supplémentaire de gestion de la demande en puissance en fonction de sa disponibilité

dans le temps. En plus d’améliorer la sécurité d’un réseau et de diminuer ses besoins en

puissance nominale maximale, le stockage d’énergie permet de tamponner la variabilité

des sources d’énergie intermittentes. Comme le vent et le soleil sont par leur nature

variable, le stockage d’énergie est perçu par plusieurs comme l’élément qui permettra

d’étendre leur utilisation et d’augmenter leur taux de pénétration dans les réseaux

intégrés et les réseaux autonomes.

Le chapitre précédant a présenté une analyse des performances technique et

économique de l’énergie éolienne pour le site minier de Raglan. Pour le cas évalué, à

partir de la deuxième éolienne, des surplus d’énergie électrique sont présents. Ils sont

causés par l’incapacité du réseau à absorber la totalité l’énergie éolienne produite, tout

en répondant à ses critères de sécurité. Ces surplus, autrement perdus, peuvent être

valorisés par les systèmes de stockage d’énergie étant retournés dans le réseau à la fin

de la période excédentaire.

Pour ce chapitre, trois systèmes de stockage d’énergie seront évalués, basé sur

le cas de la mine Raglan. En effet, en plus de la première éolienne industrielle du Nunavik,

le projet de la compagnie Tugliq comporte l’installation de trois technologies de stockage

d’énergie. Ils ont été mis en service sur le site minier une année subséquente à la mise

en service de l’éolienne. Deux systèmes de stockage d’une puissance de 250 kW, soit la

roue inertielle et la batterie lithium-ion, sont opérationnels depuis août 2015. Pour sa part,

la boucle d’hydrogène a amorcé ses opérations au mois d’octobre 2015. La pile à

combustible employée génère une puissance de 200 kW. De façon combinée, les trois

systèmes de stockage d’énergie permettent de générer une puissance de 700 kW pour

une période de 27 secondes et 450 kW pour une période de 90 minutes. Leurs avantages

respectifs nécessitent que chaque système soit utilisé de façon indépendante, selon un

72

mode opératoire individuel. Ces trois systèmes de stockage d’énergie sont également

des démonstrations technologiques, permettant une évaluation précise de leur

performance en conditions climatiques extrêmes. Ils sont présentement utilisés

conjointement à l’éolienne unique du réseau, notamment dans un objectif de permettre

une augmentation du taux de pénétration éolien.

Pour réaliser l’analyse, le logiciel Homer Pro est utilisé afin d’évaluer les

performances techniques de plusieurs tailles différentes de systèmes de stockage

d’énergie pour quatre scénarios possédant des taux de pénétration éoliens différents.

Les quatre scénarios seront ainsi évalués afin d’optimiser le dimensionnement du

stockage d’énergie en fonction de la pénétration éolienne. Le premier scénario

correspond à un faible taux de pénétration, soit la situation présente actuellement avec 1

éolienne de 3,07 MW en opération. Les deuxième et troisième scénarios correspondent

à l’ajout successifs d’une éolienne similaire à l’éolienne actuellement en opération. Ces

systèmes appartiennent toujours à la catégorie de systèmes hybrides à faible taux de

pénétration, bien que leur taux soit plus élevé que dans le premier scénario. Finalement,

le quatrième scénario représente un système hybride à taux de pénétration moyen,

comportant 6 éoliennes de 3,07 MW. En utilisant les résultats obtenus, une analyse

économique est réalisée avec le logiciel RETScreen 4. Des retours simples sur

l’investissement ainsi que le coût de production par kilowattheure sont présentés pour

chaque élément de calcul. L’objectif de l’analyse économique est d’évaluer, pour chaque

taux de pénétration, quelle puissance de stockage peut allonger la valeur économique

des projets éoliens.

73

5.2 Stockage de l’énergie avec la roue inertielle

5.2.1 Introduction

Le premier système de stockage évalué est la roue inertielle. Ce système de

stockage d’énergie permet de stocker de l’énergie électrique en la convertissant en

énergie cinétique. L’énergie emmagasinée est fonction de la masse en mouvement et de

sa vitesse de rotation. Son principal avantage est un taux d’efficacité élevé, permettant

de restituer entre 90 et 95% de l’énergie emmagasinée initialement (Nassar et al. 2014),

alors que son principal désavantage est sa faible autonomie.

Depuis septembre 2015, la compagnie Tugliq a mis en opération une roue

inertielle sur le réseau autonome de la mine Raglan. Cette roue inertielle est du modèle

GTR 200 de la compagnie Hatch-Williams pour une puissance de 250 kW. Elle peut

contenir jusqu’à 1,875 kWh d’énergie, ce qui lui attribue une autonomie à puissance

maximale de 27 secondes.

Une modélisation basée sur le logiciel Homer Pro vise à évaluer les performances

de différentes tailles de roues inertielles pour le réseau autonome de la mine Raglan. Huit

tailles de roues inertielles seront calculées pour chacun des quatre scénarios éoliens qui

comprennent respectivement 1, 2, 3 et 6 éoliennes. Par la suite, les performances

obtenues sont intégrées dans le logiciel RETScreen 4 pour effectuer l’analyse

économique.

74

5.2.2 Méthodologie

Pour les besoins de la modélisation dans Homer Pro, les paramètres employés

pour caractériser le réseau autonome sont en tous points identiques à ceux employés

dans les 2 chapitres précédents. L’unique différence est la présence du stockage

d’énergie, par l’ajout d’une roue inertielle. Les détails supplémentaires sur la charge

électrique, la charge thermique, les différentes génératrices diésel, les éoliennes ainsi

que leurs modes opératoires sont détaillés dans les chapitres 3 et 4. Les quatre scénarios

éoliens ainsi que les différentes tailles du système de stockage d’énergie sont détaillés

dans le tableau 5.1 à la suite.

Tableau 5.1 : Détails des scénarios éoliens et du stockage d'énergie

Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4


1 éolienne 2 éoliennes 3 éoliennes 6 éoliennes

Puissance éolienne installée

3,07 MW 6,14 MW 9,21 MW 18,42 MW

Taille du système de stockage

250 kW 500 kW 750 kW

1000 kW 1250 kW 1500 kW 1750 kW 2000 kW

500 kW 1000 kW 1500 kW 2000 kW 2500 kW 3000 kW 3500 kW 4000 kW



75

Sur une base annuelle, la faible autonomie de la roue inertielle ne lui permet pas

de mettre en réserve des excédents éoliens pour les restituer au réseau lorsque la

puissance éolienne n’est plus présente. Son utilité principale est de diminuer les besoins

de réserves opérationnelles liées à la présence d’énergie éolienne. Également, son

utilisation permet de réduire le taux de variation imposé par la puissance éolienne au

réseau autonome, ainsi qu’un contrôle de la fréquence. Ces deux derniers éléments ne

peuvent pas être pris en compte par la modélisation avec le logiciel Homer Pro. Seule

l’utilité principale de la roue inertielle, soit la réduction des réserves opérationnelles, est

calculée. Cet élément de calcul est évalué sur sa capacité à réduire la consommation

totale de carburant diésel par rapport au scénario ne comportant pas de système de

stockage d’énergie. Rappelons que le logiciel attribue des besoins de réserves

opérationnelles équivalentes à 10 % de la charge, auxquels une valeur correspondant à

50 % de la puissance éolienne est ajoutée. Cette réserve opérationnelle doit pouvoir être

supportée par des générateurs opérationnels ne fonctionnant pas à puissance maximale

ou par le système de stockage d’énergie. Tel que modélisé par le logiciel Homer Pro, la

roue inertielle requiert une puissance de base pour assurer le fonctionnement des

équipements électroniques et maintenir la roue en état opérationnel. Cette puissance

électrique requise est ajoutée à la charge électrique totale du réseau autonome. Elle

correspond à une valeur de 12 kW pour une roue inertielle de 250 kW, soit 5 % de la

puissance nominale de la roue inertielle. Elle augmente de manière proportionnelle à

l’augmentation de puissance des roues inertielles.

Au niveau de l’analyse économique réalisée avec le logiciel de calcul RETScreen

4, les résultats sont présentés selon leur retour simple sur l’investissement et selon le

prix du kilowattheure retourné par le système de stockage d’énergie. Le retour simple sur

l’investissement correspond au temps nécessaire avant que les revenus obtenus par le

projet soient équivalents au prix de l’investissement initial. Ce paramètre a été préféré au

taux de rendement interne utilisé précédemment puisque le logiciel de calcul est

incapable de déterminer des taux de rendement négatifs, tels qu’obtenus pour plusieurs

des situations évaluées. Les revenus du projet correspondent aux économies de

carburant réalisées selon trois échelles de prix ainsi que les crédits pour réduction de gaz

à effet de serre. Par absence de données fiables, aucun frais d’entretien n’a été ajouté à

76

l’analyse. Les montants présentés ne sont pas indexés et aucun taux d’inflation n’est

attribué au projet, d’une durée de 10 ans. Le capital initial de l’investissement est fixé à

4 000 CAD par kW capitalisé à 100 %. Ce prix de 1 million de CAD par tranche de 250

kW est basé sur une approximation des coûts réels payés pour la roue inertielle, telle

qu’installée sur le site minier. Les paramètres financiers utilisés sont résumés par le

tableau 5.2.

Tableau 5.2: Paramètres financiers de l'analyse économique

Paramètres financiers Montant

Cout du kW installé 4 000 $

Prix de la tonne de carbone 12,82 $

Ratio d’endettement 0 %

Taux d’indexation et d’inflation 0 %

Taux d’imposition sur le revenu 30 %

Durée de vie du projet 10 ans

5.2.3 Performances techniques

Les performances techniques du stockage d’énergie par une roue inertielle sont

évaluées selon les économies de carburant qu’elle permet de générer. Pour les quatre

scénarios, comportant 1, 2, 3 et 6 éoliennes, huit tailles de système de stockage d’énergie

sont évaluées. Leurs tailles correspondent à une fourchette de 8 % à 64 % de la

puissance éolienne nominale pour chaque scénario. Les résultats obtenus sont présentés

par la figure 5.1 à la suite.

77

Figure 5.1 : Économies de carburant réalisées par la roue inertielle

Pour tous les scénarios, l’augmentation de la puissance de la roue inertielle

comporte deux phases. Pour des petites puissances installées, l’augmentation de la taille

du système de stockage d’énergie augmente les économies de carburant. Cependant,

par la suite, les économies de carburant sont réduites. Cette réduction est attribuée au

fait que la charge parasitaire additionnelle constitue une charge supérieure aux

économies engendrées par le système de stockage.

78

Les économies de carburant sont maximisées à des valeurs différentes pour les

quatre scénarios. Pour le scénario 1, un maximum de 130 000 litres de carburant diésel

est économisé pour une puissance installée de stockage d’énergie de 1500 kW. Les

faibles performances réalisées par le scénario 1 par rapport au scénario 2 sont causées

par la puissance relativement faible de l’éolienne par rapport à la puissance du réseau.

Cela fait en sorte que les besoins de réduire la réserve opérationnelle sont rarement

nécessaires, ceux-ci étant assumés par les générateurs en opération. Le scénario 2

présente des résultats considérablement supérieurs au scénario 1. Pour ce scénario,

chacun des six premiers pas de calcul présente des économies de carburant supérieures.

Le maximum est atteint pour une puissance de stockage de 3 000 kW, qui permet des

économies de 738 000 litres de carburant. Le troisième scénario présente des économies

de carburant numériquement supérieures au scénario 2. Le maximum est également

atteint pour 3 000 kW de puissance de stockage pour la valeur de 850 000 litres.

Finalement, pour le scénario 4, qui comporte 6 éoliennes, les économies obtenues sont

inférieures aux scénarios 2 et 3. Les faibles taux d’intégration de l’énergie éolienne pour

un scénario comportant 6 éoliennes font en sorte que la charge parasitique est plus

souvent une nuisance comparativement aux avantages de la roue inertielle. Pour une

même puissance installée de stockage de 1 500 kW, les résultats pour les quatre

scénarios sont respectivement de 132 000, 540 000, 638 000 et 505 000 litres de

carburant. Les économies de carburant attribuées à la roue inertielle sont donc

maximales en présence de 3 éoliennes.

79

5.2.4 Performances économiques

L’analyse économique permet d’attribuer un prix aux performances décrites

précédemment. Elle tient compte non seulement des économies de carburant, mais

également de la puissance installée et des coûts associés. Pour chacun des quatre

scénarios, trois courbes de retours simples sur l’investissement sont calculées,

correspondant respectivement à trois prix différents pour le litre de carburant diésel

remplacé. Puisqu’il est un élément à forte variabilité et comme il a été démontré être

l’élément ayant la plus forte influence sur la rentabilité de l’éolienne de Raglan, les retours

simples sur l’investissement sont présentés pour des prix de 0,50 $/L, 1,00 $/L et

1,50 $/L. Les résultats sont présentés à la suite sur la figure 5.2.

Figure 5.2: Retour simple sur l'investissement pour la roue inertielle

80

Pour le premier scénario comportant une seule éolienne, les faibles économies de

carburant détaillées précédemment se traduisent par des retours simples sur

l’investissement supérieur à 30 ans pour un prix du litre à 1,00 $/L. Même avec une

augmentation du litre de carburant à 1,50 $/L, le retour simple est supérieur à 20 ans. En

présence de deux ou trois éoliennes, des retours simples de moins de dix ans sont

obtenus pour une puissance de stockage inférieure à 1 500 kW, à 1,00 $/L. Les plus

faibles puissances installées sont celles qui obtiennent les meilleures performances

économiques, les retours simples augmentant pour chacune des plages d’augmentation

de la puissance de stockage installée. Cette augmentation est plus prononcée pour le

scénario comportant six éoliennes. Bien qu’il atteigne une performance légèrement

supérieure à 10 ans pour 1 500 kW installés, à 1,00 $/L, l’augmentation des retours

simples calculés est très grande pour les puissances de stockages supérieures. Les

performances économiques des quatre scénarios sont reprises à la figure 5.3 et

présentées sous la forme du prix de kilowattheure produit pour la roue inertielle.

Figure 5.3: Prix du kilowattheure produit par la roue inertielle

81

En utilisant la proportion entre la puissance de la roue inertielle et la puissance

nominale des éoliennes, il est possible de combiner les résultats économiques des quatre

scénarios et de les comparer. Ainsi présentés sur la figure 5.3, les scénarios comportant

2 et 3 éoliennes présentent des coûts inférieurs à 0,40 $/kWh pour une puissance de

stockage installée inférieure à 25 % de la puissance éolienne. Pour les deux scénarios,

elles atteignent un prix minimal de 0,30 $/kWh pour les plus petites puissances de

stockage calculées. Pour le scénario de forte pénétration éolienne, les couts sont toujours

supérieurs à 0,40 $/kWh et ils augmentent rapidement avec l’augmentation du

pourcentage de stockage installé. Pour le scénario comportant une éolienne, un prix

minimal de 1,18 $/kWh est obtenu. Les meilleures performances économiques pour les

quatre scénarios éoliens sont présentées dans le tableau 5.3 à la suite.

Tableau 5.3 : Meilleures performances économiques pour la roue inertielle

Scénario 1 1 éolienne

Scénario 2 2 éoliennes




3,07 MW 6,14 MW 9,21 MW 18,42 MW

Meilleure performance pour le retour simple

31,4 ans pour 750 kW

7,9 ans pour 500 kW

7,8 ans pour 750 kW


Prix du kWh produit

1,18 $ 0,29 $ 0,29 $ 0,43 $

82

5.2.5. Conclusion

L’utilisation d’une roue inertielle pour un réseau autonome, incluant un jumelage

éolien-diésel, permet de diminuer la quantité de carburant consommé pour la production

d’électricité. Les résultats de la modélisation effectuée avec le logiciel Homer Pro, pour

l’ajout de 8 plages de puissances de roue inertielle pour 4 scénarios éoliens, ont permis

de chiffrer les économies de carburant réalisées. Pour les scénarios comportant 2, 3 ou

6 éoliennes, les économies de carburant sont maximisées pour une puissance de

stockage de 3 000 kW. Au-delà de cette puissance, le maintien du niveau opérationnel

de la roue inertielle consomme plus d’énergie, ce qui diminue les économies de

carburant. Les performances économiques sont calculées par le logiciel RETScreen 4

pour chacune des plages de calcul. Au prix du carburant remplacé de 1,00 $/L, les

scénarios comportant 2 ou 3 éoliennes présentent des retours simples sur

l’investissement inférieurs à 10 ans pour des puissances de stockages inférieures à 1

500 kW. Les retours simples sur l’investissement sont supérieurs pour les puissances de

stockage plus grandes. Au niveau du coût unitaire du kilowattheure, les meilleures

performances économiques mentionnées précédemment évaluent le prix du stockage

d’énergie à moins de 0,40 $/kWh. Un prix minimal de 0,29 $/kWh est atteint pour une

proportion de puissance de stockage de 8 % de la puissance nominale éolienne, en

présence de 2 ou 3 éoliennes. Le scénario comportant un fort taux de pénétration éolien

et le scénario ne comportant pas de surplus éolien présentent des prix unitaires du

kilowattheure plus élevés. Ainsi, l’analyse économique démontre que le stockage

d’énergie par roue inertielle ne présente pas d’avantages économiques significatifs par

rapport au carburant diésel au prix de 1,00 $/L. Néanmoins, les autres fonctions de la

roue inertielle au niveau de l’amélioration de la résilience du réseau autonome et du

tamponnage de la variabilité de la puissance éolienne ne sont pas prises en compte dans

cette analyse économique. Ces éléments sont probablement ceux qui auront la plus forte

influence sur le niveau de pénétration du marché atteint pour des roues inertielles dans

les réseaux autonomes.

83

5.3 Stockage de l’énergie avec la batterie lithium-ion

5.3.1 Introduction

Le deuxième système de stockage évalué est une batterie lithium-ion. Cette

batterie permet d’emmagasiner l’énergie électrique grâce au potentiel électrochimique

des piles. La puissance est fournie par le transfert d’ions lithium entre l’anode et la

cathode. Son principal avantage est un taux d’efficacité considérablement élevé, bien

qu’inférieur à la roue inertielle. Son efficacité pouvant atteindre 95% (Beaudin et al. 2010),

combiné à une autonomie plus grande que la roue inertielle, en fait un système de

stockage d’énergie intéressant. Également, son intérêt pourrait augmenter puisque des

avancées scientifiques et commerciales prévoient une amélioration des performances

mais surtout une réduction des coûts dans un avenir rapproché. (Orcutt, 2015)

Depuis septembre 2015, une batterie lithium-ion a été mise en opération par Tugliq

sur le réseau autonome de la mine Raglan. La batterie lithium-ion employée est produite

par la compagnie Electrovaya. Sa puissance nominale est de 250 kW, mesurée à 240

kW lors de la mise en service. Elle peut accumuler 296 kWh, pour une autonomie à

puissance maximale de 74 minutes.

Le logiciel Homer Pro est utilisé en premier lieu afin de déterminer la stratégie

opérationnelle qui permet de maximiser les performances de la batterie. En utilisant la

stratégie optimale, les performances de différentes tailles de batterie pour le réseau

autonome de la mine Raglan seront modélisées. Également, huit tailles de batteries

seront calculées pour chacun des quatre scénarios éoliens identiques à ceux présentés

pour le stockage par roue inertielle.

84

5.3.2 Méthodologie

Pour chacun de ces scénarios, diverses tailles de batterie lithium-ion seront

ajoutées au réseau de la mine afin que le logiciel Homer Pro calcule l’énergie délivrée

par ce système de stockage d’énergie. Les puissances de batterie analysées sont

identiques aux différentes puissances de roue inertielle analysées dans la section

précédente. Ces puissances de stockage analysées représentent de 8 % à 66 % de la

puissance nominale éolienne pour chaque scénario. Elles sont présentées dans le

tableau 5.4, détaillées selon les scénarios.

Tableau 5.4 : Détails des scénarios éoliens et du stockage d'énergie pour la batterie lithium-ion





3,07 MW 6,14 MW 9,21 MW 18,42 MW


250 kW 500 kW 750 kW

1000 kW 1250 kW 1500 kW 1750 kW 2000 kW




85

Avant de réaliser l’analyse des performances, une première analyse des différents

modes opératoires de la batterie est nécessaire afin de déterminer lequel maximise les

performances de ce système de stockage d’énergie. Le premier mode opératoire analysé

a comme objectif d’emmagasiner les excédents électriques non intégrés dans le réseau

afin de les restituer lorsque la puissance éolienne est inférieure. Ce mode opératoire

permet de diminuer la quantité d’énergie éolienne excédentaire, non intégrée dans le

réseau, qui autrement aurait été perdue. Une plage de variation de l’état de charge de la

batterie lithium-ion de 20 % à 100 % est permise à la batterie pour maximiser l’énergie

emmagasinée et restituée. Le second mode opératoire est similaire au mode opératoire

de la roue inertielle, ce qui veut dire que le système de stockage d’énergie a comme

fonction de remplacer une partie de la réserve opérationnelle. Les économies de

carburant sont attribuées par la réduction des besoins de conserver certains générateurs

diésel en réserve chaude pour assurer les variations de charge et de la puissance

éolienne. Le troisième mode opératoire est une somme partielle des deux précédents

pour lequel la batterie agit à titre de réserve opérationnelle tout en emmagasinant une

partie des surplus. Pour ce mode opératoire, la plage de variation de l’état de charge de

la batterie doit être supérieure à 50 % afin de pouvoir assurer son rôle de réserve

opérationnelle. Les résultats attribués à cette analyse de trois modes opérationnels sont

présentés à la figure 5.4 pour les huit plages de calcul du scénario 1. Le troisième mode

opératoire est démontré plus efficace à produire des économies de carburant pour

chacune des plages de calculs. Il sera sélectionné pour la suite de l’analyse des

performances de la batterie lithium-ion.

86

Figure 5.4: Analyse des trois modes opératoires de la batterie

Une efficacité aller-retour de 90 % est attribuée à la batterie afin de tenir compte

des pertes thermiques internes de la batterie ainsi que de la conversion du courant

continu vers le courant alternatif du réseau de la mine. Au point de vue économique, les

paramètres financiers utilisés sont en tout point identiques à ceux utilisés pour la roue

inertielle, tels que présentés dans le tableau 5.2 dans la section précédente.

87


Les performances techniques de la batterie lithium-ion sont basées sur la capacité

de cette méthode de stockage de l’énergie à diminuer la consommation annuelle de

carburant. Les quatre scénarios de pénétration de l’énergie éolienne sont analysés pour

chacune des huit différentes puissances de stockage d’énergie. Les résultats des 32

modélisations réalisées par Homer Pro sont présentés à la figure 5.5.

Figure 5.5 : Économie de carburant pour le stockage d’énergie par la batterie lithium-ion

La première observation tirée de l’analyse des économies de carburant attribuée

au stockage de l’énergie par batterie est que les économies sont croissantes pour

chacune des plages d’augmentation de la puissance du système de stockage. Plus la

batterie est puissante, plus les économies de carburant sont grandes. Toutefois, pour

chaque plage de puissance de stockage d’énergie, l’ajout incrémental est inférieur. Les

économies de carburant tendent à plafonner pour les puissances de stockage élevées.

Ensuite, en analysant les scénarios de manière comparative, le scénario comportant une

seule éolienne présente une faible économie de carburant relativement aux autres. Cette

faible performance est principalement causée par l’absence de surplus éoliens ainsi que

88

de la faible réduction des économies attribuées à la réserve opérationnelle. En présence

d’une seule éolienne, l’énergie éolienne étant absorbée à 97 %, la batterie lithium-ion est

peu utilisée. Pour les autres scénarios, la présence de surplus électriques éoliens

augmente considérablement les performances réalisées. Le scénario comportant deux

éoliennes montre des performances considérablement supérieures au scénario 1. Le

scénario comportant trois éoliennes montre des performances nettement supérieures au

scénario 2. Pour sa part, le scénario comportant 6 éoliennes montre des performances

en pourcentage de la puissance éolienne légèrement supérieures au scénario 3.

Néanmoins, en comparant les résultats pour une puissance de stockage fixe à 1500 kW,

les 615 000 litres économisés par le scénario 4 sont inférieurs aux 861 000 litres du

scénario 3 et aux 803 000 litres du scénario 2. Cette réduction de la performance du

stockage d’énergie en présence d’un plus fort taux de pénétration éolien semble contre-

intuitive, puisque les surplus éoliens sont nettement supérieurs avec une forte pénétration

éolienne. En fait, pour maximiser la capacité de la batterie à limiter les surplus éoliens, il

est nécessaire d’avoir un grand nombre de cycles de charge et de décharge de la batterie.

Comme la batterie lithium-ion nécessite 45 minutes pour se charger ou se décharger, en

maintenant son état de charge supérieur à 50 %, il serait optimal pour ce système de

stockage que les cycles de surplus éoliens soient d’une durée équivalente, de 90

minutes. En présence d’un fort taux de pénétration éolien, les cycles de surplus

électriques ont une durée plus grande et sont moins nombreux qu’en cas de plus faible

pénétration éolienne. La batterie, ne pouvant excéder son état de charge maximal, ni

restituer au réseau son énergie emmagasinée, ne peut que maintenir son état de charge

en attendant que le vent diminue. Ainsi, pour un fort taux de pénétration éolien, il serait

nécessaire d’utiliser une batterie comportant un rapport puissance / énergie

emmagasinée nettement inférieur pour améliorer la performance du stockage d’énergie

par batterie électrochimique.

89


Les performances économiques permettent de mettre en relation les économies

de carburant réalisées pour une puissance de stockage installée et son coût d’installation.

La première mesure évaluée pour les performances économiques est le retour simple sur

l’investissement. Tel que mentionné précédemment, ce paramètre évalue le nombre

d’années nécessaires afin que les revenus produits par les économies de carburant ainsi

que les crédits de réduction des émissions de gaz à effet de serre atteignent le niveau de

l’investissement initial. Par la figure 5.6, les retours simples sont illustrés selon trois prix

pour un litre de carburant remplacé, soit 0,50 CAD, 1,00 CAD et 1,50 CAD, pour les

quatre scénarios.

Figure 5.6: Retour simple sur l'investissement pour la batterie Li-ion

90

Ainsi, les quatre scénarios présentent qu’une plus petite puissance de stockage

par batterie lithium-ion obtient une performance économique supérieure. L’augmentation

des retours simples en fonction de la puissance de stockage installée est de linéaire à

légèrement parabolique selon les scénarios. Le scénario comportant une seule éolienne

présente des retours simples supérieurs à 10 ans pour toutes les échelles de prix

calculées. Ainsi, en l’absence de surplus éoliens, les performances économiques de la

batterie sont très faibles. Les scénarios comportant 2 et 3 éoliennes obtiennent des

résultats comparables pour une faible puissance de stockage. Leurs retours simples

respectifs de 5,8 ans et 5,4 ans pour un prix du carburant de 1,00 CAD en font des options

méritant d’être prises en considération pour le jumelage éolien diésel de faible

pénétration. Les retours simples restent inférieurs à 10 ans pour une puissance de

stockage inférieure à 2500 kW à 1,00 $/litre. Pour le scénario comportant 6 éoliennes,

les retours simples obtenus sont supérieurs, étant moins intéressant d’un point de vue

économique. Seule une puissance de 1500 kW permet un résultat inférieur à 10 ans à

1,00 $/litre. Néanmoins, il est probable qu’une puissance inférieure à 1500 kW performe

mieux pour ce scénario. En forte pénétration éolienne, les taux de croissance des retours

simples en fonction de la puissance installée sont supérieurs aux scénarios à plus faible

pénétration éolienne.

Pour les mêmes paramètres, les performances économiques sont présentées sur

la figure 5.7, selon le prix de revient du kilowattheure. Afin que les quatre scénarios soient

présents sur la même figure, l’axe des abscisses correspond la proportion entre les

puissances de stockage et les puissances éoliennes nominales installées.

91

Figure 5.7: Prix du kilowattheure produit par la batterie Li-ion

Il est ainsi plus facile de comparer les performances économiques des scénarios.

Pour une proportion de puissance de stockage par rapport à la puissance éolienne

inférieure à 20 %, les scénarios comportant 2 et 3 éoliennes obtiennent un prix du

kilowattheure inférieur à 0,30 CAD, ce qui est similaire au coût de revient du kilowattheure

éolien en faible pénétration. En forte pénétration, le prix obtenu est supérieur à

0,35 $/kWh, alors qu’il est supérieur à 0,50 $/kWh en absence de surplus électriques.

Les meilleures performances économiques réalisées sont présentées en détail dans le

tableau 5.5 à la suite.

92

Tableau 5.5 : Meilleures performances économiques pour la batterie Li-ion






3,07 MW 6,14 MW 9,21 MW 18,42 MW



5,8 ans pour 500 kW

5,4 ans pour 750 kW


Prix du kWh produit

0,53 $ 0,21 $ 0,19 $ 0,35 $

93

5.3.5. Conclusion

Les analyses techniques et économiques précédentes ont permis de quantifier les

performances du stockage de l’énergie par batterie lithium-ion pour le réseau autonome

de la mine Raglan, en présence de 1, 2, 3 ou 6 éoliennes.

Tout d’abord, un mode opératoire permettant à la batterie d’agir comme réserve

opérationnelle ainsi que d’emmagasiner les surplus électriques a été sélectionné comme

optimal. Ensuite, les économies annuelles de carburant attribuées au stockage, ainsi que

les performances économiques, ont démontré qu’en présence de surplus électriques

éoliens, une batterie lithium-ion de faible puissance respectivement à la puissance

éolienne est une option à considérer. En présence de 2 ou 3 éoliennes et pour une

proportion de puissance de stockage sur puissance éolienne nominale inférieure à 25 %,

la batterie permet de produire des kilowattheures à un coût semblable au coût du

kilowattheure éolien. Pour un taux de pénétration élevé, évalué par la présence de 6

éoliennes, les performances ont été calculées inférieures aux plus faibles taux de

pénétration. Ce résultat est la conséquence d’un nombre de cycles de charge-décharge

inférieurs causé par des périodes prolongées de surplus ou de manque de puissance

éolienne. Pour un système éolien à forte pénétration, et pour le profil éolien utilisé, une

batterie électrochimique devrait avoir un ratio puissance sur profondeur de charge

nettement inférieure pour être optimal. Ainsi, la batterie lithium-ion peut, dans certaines

situations, allonger le taux de pénétration du système éolien à faible pénétration

comportant des surplus électriques.

94

5.4 Stockage de l’énergie avec la boucle à hydrogène

5.4.1 Introduction

Le troisième système de stockage évalué est une boucle d’hydrogène composé

d’un électrolyseur couplé à une pile à combustible. Cette boucle permet d’emmagasiner

l’énergie électrique en produisant de l’hydrogène. L’énergie emmagasinée est récupérée

par une réaction d’oxydation de l’hydrogène ayant comme produit final de l’eau. Son

principal avantage est la possibilité de stocker une grande quantité d’énergie utilisable au

moment voulu. Par contre, l’efficacité aller-retour de la boucle est nettement inférieure à

l’efficacité des deux autres systèmes de stockage d’énergie analysés. Également, outre

la production d’électricité, l’hydrogène produit pourrait avoir comme finalité une utilisation

souterraine pour les véhicules miniers mobiles alimentés à l’hydrogène (Hinkly 2014) ou

encore comme produit enrichissant le carburant employé (Pechlivanoglou 2007).

La boucle à hydrogène est en opération depuis l’automne 2015 sur le site minier

de Raglan. Elle comporte un électrolyseur alcalin HySTAT 60 de 200 kW (Hydrogenics,

2011) ainsi qu’une pile à combustible HyPM R200 d’une puissance de 200 kW

(Hydrogenics, 2015) produit par la compagnie Hydrogenics. Le réservoir de stockage

d’hydrogène permet une autonomie de 20 heures à puissance maximale.

Les logiciels Homer Pro et RETSreen 4 sont utilisés pour calculer les

performances techniques et économiques réalisées par la boucle d’hydrogène. De façon

similaire aux deux analyses précédentes, huit puissances de stockage seront calculées

pour chacun des quatre scénarios éoliens.

95

5.4.2 Méthodologie

Pour chacun de ces scénarios, diverses tailles d’électrolyseur et de piles à

combustible seront ajoutées au réseau de la mine afin que le logiciel Homer Pro calcule

l’énergie délivrée par ce système de stockage d’énergie. Les puissances des

équipements correspondent à des multiples entiers des équipements installés sur le site

minier de Raglan. Ces puissances de stockage analysées représentent de 7 % à 53 %

de la puissance nominale éolienne pour chaque scénario. Elles sont présentées dans le

tableau 5.6, détaillées selon les scénarios éoliens.

Tableau 5.6 : Détails des scénarios éoliens et du stockage d'énergie pour la boucle à hydrogène





3,07 MW 6,14 MW 9,21 MW 18,42 MW


200 kW 400 kW 600 kW 800 kW

1000 kW 1200 kW 1400 kW 1600 kW

400 kW 800 kW

1200 kW 1600 kW 2000 kW 2400 kW 2800 kW 3200 kW



Les données sur la performance des éléments de la boucle à hydrogène sont

basées sur les travaux de Bernier et al. (2005) qui ont calculé l’efficacité aller-retour d’une

boucle à hydrogène comportant un électrolyseur alcalin ainsi qu’une pile à combustible.

Ainsi, une efficacité de 90 % est attribuée à l’électrolyseur. Pour sa part, une efficacité

moyenne de 15 % est attribuée pour la pile à combustible. Cette valeur inférieure à

l’efficacité réelle d’une pile à combustible, évaluée à 30%, est employée afin de tenir

96

compte des dépenses énergétiques du système au niveau de la compression du gaz. En

utilisant ces valeurs d’efficacité, la boucle d’hydrogène possède l’efficacité aller-retour de

13,5 %, telle que décrite par les travaux de Bernier et al. (2005). Notons que lesdits

travaux ont démontré l’atteinte d’une efficacité supérieure de 18 % par la capture et

l’utilisation de l’oxygène pur produit, ce qui n’est pas le cas pour le système utilisé à la

mine Raglan. Il aurait été préférable d’effectuer les calculs en utilisant une valeur

d’efficacité aller-retour supérieure à celle utilisée pour tenir compte de l’évolution des

technologies. Actuellement, Pellow et al. (2015) mentionnent qu’il est possible d’atteindre

une efficacité aller-retour de 30%. Ainsi, les résultats obtenus par le stockage d’énergie

par la boucle à hydrogène et présentés dans ce mémoire sont sous-évalués par rapport

à leur performance potentielle.

Au niveau économique, les mêmes paramètres qu’utilisés précédemment sont

employés pour les calculs avec RETSceen 4. Seule exception, les coûts en capitaux sont

évalués à 20 000 $/ kW, selon l’évaluation réalisée du projet actuel.


De façon similaire aux deux autres méthodes de stockage d’énergie évaluées, les

performances techniques de la boucle à hydrogène sont évaluées selon leur capacité à

réduire la consommation annuelle totale de carburant par le réseau autonome minier. Les

résultats sont présentés sur la figure 5.8 pour les quatre scénarios éoliens ainsi que les

8 puissances de stockage énumérées précédemment.

97

Figure 5.8: Économie de carburants pour la boucle d'hydrogène

Les résultats présentés sur la figure précédente indiquent, tout d’abord, que les

économies de carburant réalisées augmentent avec l’augmentation du taux de

pénétration éolien. Pour une puissance identique de stockage de 1200 kW, des

économies respectives de 12 000, 324 000, 471 000 et 470 000 litres de diésel sont

obtenues. Bien que ces résultats ne montrent pas de différence significative entre les

scénarios comportant 3 et 6 éoliennes, pour une puissance de stockage supérieure, le

scénario à plus forte pénétration éolienne montre des économies nettement supérieures,

soit de 573 000 et 690 000 litres pour une puissance de stockage de 2400 kW. La

différence est encore plus grande pour une puissance de stockage de 4800 kW ou 421

000 et 825 000 litres sont économisés. Ainsi, pour le stockage d’énergie sous la forme

d’hydrogène, plus le taux de pénétration augmente, plus les économies de carburant sont

importantes.

Au niveau de chaque scénario, les économies de carburant augmentent pour les

quatre premières plages analysées, plafonnent à la cinquième et diminuent par la suite.

La réduction des économies est causée par l’obligation de l’électrolyseur de fonctionner

à une puissance minimale équivalente à 50 % de sa puissance nominale. Cette contrainte

98

peut obliger l’électrolyseur à demander une puissance supérieure à la puissance

excédentaire éolienne. L’efficacité aller-retour étant faible, seul 1 kWh est retourné pour

7 kWh consommés, l’utilisation de la boucle d’hydrogène pour autre chose que des

surplus électriques autrement perdus augmente la consommation de carburant. Pour le

scénario comportant une seule éolienne, la faible quantité de surplus électrique induit de

très faibles économies de carburant pour le réseau autonome. Par contre, pour les trois

autres scénarios, en présence de surplus électriques, des économies de carburant

maximales de 337 000, 573 000 et 832 000 litres sont réalisées pour les scénarios

comportant respectivement 2, 3 et 6 éoliennes.

Les économies de carburant réalisées sont pour chaque plage de calcul

inférieures aux économies réalisées par la roue inertielle ou la batterie lithium-ion. La

cause principale de cette performance inférieure est la faible efficacité aller-retour de la

boucle d’hydrogène. En fait, cette boucle est le système de stockage étant le plus efficace

à réduire les surplus électriques. Puisque l’électrolyseur peut fonctionner pour la totalité

de la durée des surplus électriques, et non durant seulement 45 minutes comme la

batterie électrochimique, il réduit considérablement les surplus éoliens. Par contre, seule

une fraction des surplus est retournée sous forme d’électricité.

Un résultat intéressant qui est ressorti de l’analyse des performances du stockage

d’énergie sous la forme d’hydrogène est que la boucle est plus performante pour une

puissance nominale de l’électrolyseur plusieurs fois supérieure à la puissance de la pile

à combustible. En effet, en considérant les efficacités de 90 % pour l’électrolyseur et de

15 % pour la pile à combustible, pour une puissance nominale égale, la consommation

d’hydrogène par la pile à combustible est nettement supérieure à la production

d’hydrogène par l’électrolyseur. La boucle est optimisée au niveau des performances

lorsque la consommation et la production d’hydrogène par unité de temps sont similaires.

Cet objectif est atteint par une augmentation relative de la puissance de l’électrolyseur

par rapport à la pile à combustible.

99


Au niveau des performances économiques, les forts coûts associés à la boucle à

hydrogène ainsi que les économies de carburant réalisées inférieures aux autres

systèmes de stockage d’énergie entrainent des retours simples sur l’investissement

nettement supérieurs à ceux enregistrés pour les deux autres types de stockage

d’énergie. Les résultats sont présentés sur la figure 5.9 à la suite.

Figure 5.9: Retour simple sur l'investissement pour la boucle d'hydrogène

La meilleure performance de retour simple sur l’investissement réalisée est de 40

ans pour le scénario comportant trois éoliennes, pour un litre de carburant remplacé de

1,00 CAD. Pour les scénarios comportant 2 et 6 éoliennes, pour le même prix du

carburant, un retour simple sur l’investissement de 50 ans est obtenu. Ces résultats sont

obtenus pour les plus petites puissances de stockage installées pour les trois scénarios.

Les retours simples du scénario comportant une seule éolienne ne sont pas illustrés sur

le graphique parce qu’ils sont supérieurs à 80 ans, en l’absence de surplus électrique.

Un fort niveau du prix du kilowattheure est également obtenu pour la boucle à hydrogène.

Ils sont présentés par la figure 5.10, pour les différentes proportions entre la puissance

de stockage et la puissance nominale éolienne des scénarios.

100

Figure 5.10: Prix du kilowattheure produit par la boucle d'hydrogène

Un prix minimum supérieur à 1,40 $/kWh est obtenu pour une puissance de

stockage égale à 7 % de la puissance éolienne pour le scénario 3. Pour leur part, les

scénarios comportant 2 et 6 éoliennes présentent des prix du kilowattheure minimal de

1,90 $/kWh. Un prix supérieur à 3,00 $/kWh est obtenu pour le scénario comportant une

seule éolienne présentant peu de surplus électriques. Le tableau 5.7 présente les

meilleures performances économiques réalisées pour chaque scénario.

101

Tableau 5.7 : Meilleures performances économiques pour la boucle d’hydrogène






3,07 MW 6,14 MW 9,21 MW 18,42 MW


+ de 80 ans 50,1 ans

pour 400 kW 39,9 ans

pour 600 kW 49,6 ans

pour 1200 kW

Prix du kWh produit

11,64 $ 1,91 $ 1,47 $ 1,87 $

5.4.5. Conclusion

Bien que les avantages du stockage d’énergie par la production d’hydrogène

soient nombreux, la faible efficacité aller-retour de la boucle d’hydrogène ainsi que les

coûts élevés pour l’équipement font de ce système de stockage d’énergie une alternative

moins performante sur le plan économique que la batterie lithium-ion ou la roue inertielle.

Un prix minimum de 1,47 $/kWh est obtenu pour une puissance de stockage de 600 kW

en présence de 3 éoliennes.

Néanmoins, la production d’hydrogène est une façon intéressante de valoriser les

surplus éoliens générés lors de jumelages éolien-diésel, qui seraient perdus autrement.

Des utilisations alternatives à la génération de puissance électrique par une pile à

combustible mériteraient d’être évaluées. Entre autre, l’enrichissement du carburant

diésel, de l’essence ou le gaz naturel par l’hydrogène permettrait de valoriser les surplus

électriques pour les véhicules miniers. Particulièrement au niveau des véhicules

fonctionnant en milieu souterrain, des économies croisées importantes peuvent être

réalisées au niveau de la ventilation lorsque les équipements utilisent l’hydrogène pur ou

mélangé avec des hydrocarbures.

102

Chapitre 6 : Analyses de l’éolien pour une communauté nordique

6.1 Introduction

Le Grand Nord canadien est avant tout le lieu de résidence permanente de

communautés autochtones occupant le territoire depuis plus de 8 000 ans. Le ministère

des affaires autochtones et du Nord recense 175 communautés dites hors réseaux, pour

une population totale de près de 100 000 individus (Affaires autochtones et du Nord

Canada, 2016 et Weiss & Maissan, 2007). Au niveau de la logistique

d’approvisionnement et de la production d’électricité, il est possible d’établir plusieurs

parallèles entre ces communautés isolées et le site minier de Raglan. Tout d’abord, ces

communautés dépendent des transports aériens et maritimes pour l’acheminement des

biens et de la nourriture puisqu’aucun lien terrestre permanent n’a été construit. Ensuite,

leurs réseaux énergétiques sont dits autonomes et dépendent exclusivement de

l’acheminement et la combustion du diésel pour la production d’électricité. Comme la

mise en service d’une éolienne pour le site minier de Raglan a été démontrée

économiquement profitable, une analyse technique et économique sera réalisée afin

d’évaluer l’intérêt potentiel d’installer une éolienne similaire pour une communauté du

Grand Nord canadien. Pour cette analyse, la ville de Salluit fut sélectionnée pour sa

proximité du site minier, pour son historique de collaboration rapprochée avec la mine et

pour sa taille appréciable en comparaison des autres communautés du Nunavik. Deux

scénarios hypothétiques pourraient être envisagés pour la mise en place d’une éolienne

alimentant en électricité la ville de Salluit. Le premier serait la mise en place d’une

deuxième éolienne industrielle pour le Nunavik, la communauté de Salluit emboitant le

pas à la mine Raglan. Le deuxième scénario serait l’éventualité où la compagnie minière

prendrait la décision de léguer comme héritage l’éolienne actuelle à la communauté au

moment de la fermeture de la mine.

Le jumelage éolien-diésel pour les communautés du Grand Nord canadien est un

sujet qui a été travaillé depuis plusieurs années. Pour mentionner quelques résultats de

ces travaux, Weiss & Maissan (2007) ont fait l’inventaire des réseaux autonomes du pays

afin d’évaluer le potentiel d’intégration de l’énergie éolienne. Ces travaux se basent sur

des données de mesures de vents réalisés notamment aux aéroports des communautés.

103

Leurs travaux ont permis de cibler des projets de faible à moyenne pénétration pour un

total de 55 MW. Hydro-Québec, unique fournisseur d’énergie pour la province du Québec,

a notamment évalué la valeur du jumelage éolien-diésel par son plan

d’approvisionnement 2008-2017 des réseaux autonomes d’Hydro-Québec Distribution

(Deslauriers & Fontaine, 2008). Également, Mariano Arriaga Martin (2015), pour sa thèse

de doctorat, a développé un modèle multi-annuel favorisant l’étude de faisabilité des

énergies renouvelables pour le nord canadien. De plus, il a produit une étude de cas

détaillé pour l’implantation d’un jumelage éolien-solaire pour une communauté de

l’Ontario.

6.2 Description du réseau autonome

L’électricité du réseau autonome de la ville de Salluit est fournie par un groupe de

trois générateurs au diésel. Ce groupe comporte deux générateurs de 855 kW et un

troisième de 420 kW pour une puissance totale de 2130 kW (Deslauriers & Fontaine,

2008). Ce groupe de générateurs est utilisé à un facteur d’utilisation de 58,6% pour une

consommation annuelle totale de 10 934 057 kWh. Selon le rendement moyen de 3,70

kWh/litre (Deslauriers et Fontaine, 2008) il est calculé que la consommation annuelle de

carburant pour la communauté de Salluit est de 2 955 150 litres de diésel.

Ce réseau autonome est modélisé par le logiciel Homer Pro. Pour ce faire, un profil

annuel de charge électrique dont le pas de calcul est horaire et correspondant au profil

d’une communauté est généré par le logiciel. Les valeurs pour chaque pas de calcul sont

multipliées par un coefficient afin que la somme annuelle soit précisément de 10 934 057

kWh, soit la valeur cible. Le profil annuel de la charge est présenté par la figure 6.1. Les

trois générateurs, dont les puissances nominales sont de 855 kW, 855 kW et 420 kW,

sont ajoutés au réseau pour représenter avec conformité la situation actuelle de la

communauté.

104

Figure 6.1 : Charge annuelle pour la communauté de Salluit

Le profil éolien pour la communauté est calqué sur les données de mesures

éoliennes de la première année d’opération de l’éolienne de Raglan. Ces données

mesurées sont réduites par un coefficient uniforme afin que la moyenne des vitesses

annuelles corresponde précisément à la moyenne des vitesses mensuelles mesurée pour

la communauté de Salluit, soit de 7,5 m/s à 30 m du sol. (Weiss et Maissan, 2007) Ce

profil est présenté par la figure 6.2.

Figure 6.2 : Vitesse mensuelles moyennes pour la communauté de Salluit

105

6.3 Résultats obtenus

La viabilité d’un projet éolien équivalent à celui de la mine Raglan pour la

communauté de Salluit est évaluée en utilisant le logiciel Homer Pro. Le réseau autonome

est tout d’abord modélisé, sans éolienne, tel que décrit précédemment, par la présence

de trois générateurs au diésel supportant la charge annuelle de 10,9 GWh. Cette étape

permet de comparer la consommation annuelle véritable de carburant par la communauté

avec le résultat de la modélisation. Les résultats suivants sont obtenus :

Consommation actuelle de carburant pour la communauté de Salluit :

10 934 057 𝐾𝑊ℎ ÷ 3,70 𝐾𝑊ℎ/𝑙𝑖𝑡𝑟𝑒 = 2 955 150 𝑙𝑖𝑡𝑟𝑒𝑠

Consommation de carburant calculé par le logiciel Homer Pro

2 977 576 litres

L’erreur relative, inférieure à 1%, démontre la validité du modèle utilisé pour caractériser

le réseau électrique de la communauté de Salluit.

L’ajout d’une éolienne seule de type Enercon 82 E4, équivalente à celle du site

minier de Raglan, permet la production théorique de 8,07 GWh d’électricité, selon les

conditions mentionnées préalablement. Bien que cette production théorique s’approche

des besoins annuels en énergie, la majeure partie de l’énergie produite n’est pas

absorbée par le réseau autonome. Les résultats de la modélisation montrent que 3,88

GWh, soit 48,2%, de l’énergie produite peut être absorbée par le réseau. Cette électricité

éolienne intégrée se traduit par des économies en carburant totales de 1,10 million de

litres de diésel.

Avec l’addition d’un système de stockage d’énergie, pour ce cas, une batterie Li-

ions d’une puissance de 250 kW, des économies additionnelles de 136 000 litres de

diésel dont réalisables.

106

6.4 Conclusion

Ainsi, une analyse simplifiée du potentiel de jumelage éolien-diésel pour la

communauté de Salluit indique que des économies annuelles de l’ordre de 1 million de

litre de carburant pourraient être réalisées par l’implantation d’une éolienne similaire à

l’éolienne de Raglan pour cette communauté nordique. Bien que les économies soient

inférieures à celle réalisées sur le site minier, elles méritent d’être prises en compte pour

le prochain plan d’approvisionnement énergétique. Ces économies s’additionnent aux

avantages associés à la réduction de la production de gaz à effet de serre, tout en en

diversifiant le portefeuille énergétique des communautés du Nunavik. Également, un

point d’importance, le risque financier pour un projet communautaire est inférieur à un

projet minier.

107

Chapitre 7 : Conclusion générale

La première éolienne industrielle du Nunavik aura produit, à sa première année

opérationnelle, un total de 8,3 GWh d’énergie électrique, intégrée dans le réseau

autonome de la mine Raglan. Pour les années subséquentes, elle devrait atteindre son

objectif visé de 9,4 GWh annuels, permettant des économies annuelles de 2,35 millions

de litres de carburant diésel et 6 439 tonnes de CO2. La rigueur de l’hiver aura causé des

pertes de 0,21 GWh. Bien qu’un total de 193 épisodes eut lieu en 10 mois, la grande

majorité de ces épisodes n’auront pas causé de pertes de puissance.

Au niveau économique, le coût de production de l’énergie éolienne a été calculé à

0,198 $/kWh. Considérant un prix du litre de diésel de 1,00 CAD, un taux de rendement

interne après impôts de 22,4% est attribué au projet. Par une analyse de sensibilité, il a

été démontré que l’élément possédant le plus fort impact sur le taux rendement du projet

est le prix du litre de diésel. Pour le site utilisé, il n’existe pas de scénario permettant de

rentabiliser un projet éolien pour un prix du carburant de 0,50 $/L, le prix minimum

permettant d’atteindre le seuil de rentabilité recherché est de 0,90 $/L. Ce prix minimum

serait plus élevé en présence d’un vent moyen plus faible; à noter que ce dernier a été

mesuré à 9,13 m/s sur le site de la mine Raglan. Pour leur part, les crédits accordés à la

réduction des émissions de gaz à effet de serre ont, selon leur prix actuel, une très faible

influence sur la rentabilité du projet.

En fait, pour le développement de l’énergie éolienne, le principal élément de risque

est le prix du carburant sur lequel il n’existe aucun contrôle de la part des utilisateurs. En

effet, durant le temps de cette étude, le prix du baril de pétrole brut de Brent a varié de

plus de 100 CAD à 27 CAD, soit d’un facteur 4, divisant considérablement les revenus

du projet. Néanmoins, l’implantation d’énergie éolienne permet de fixer, pour la durée de

vie de l’éolienne, un prix du kWh pour une portion de la dépense énergétique. De ce fait,

la vulnérabilité financière de l’opération minière face au prix du carburant est réduite.

108

Les performances technique et économique d’éoliennes additionnelles ont été

évaluées avec les logiciels Homer Pro et RETScreen 4. Il a été démontré que les

performances de chaque éolienne additionnelle sont inférieures à l’éolienne actuellement

en opération. Ce résultat est principalement causé par une intégration partielle de

l’énergie éolienne par le réseau autonome. Les contraintes opérationnelles du jumelage

éolien-diésel font diminuer le taux d’intégration de l’énergie éolienne de 38,9% en

présence de 6 éoliennes, alors qu’elle est de 97% pour la première éolienne. Pour le

réseau autonome de la mine Raglan, une deuxième éolienne atteint le seuil de rentabilité

pour un prix du litre de 1,05 CAD, alors que la troisième éolienne requiert un prix de 1,15

CAD. Ainsi, chaque éolienne additionnelle diminue le rendement économique du projet.

Des scénarios à multiples éoliennes sont tout de même rentables, pour un prix du

carburant économisé supérieur à 1,00 $/L.

En présence de plus d’une éolienne, la limitation de l’intégration de l’énergie

éolienne provoque des surplus électriques qui peuvent être valorisés par des systèmes

de stockage d’énergie. Les performances technique et économique de trois technologies

de stockage ont été évaluées avec les logiciels Homer Pro et RETScreen 4. Les

technologies évaluées sont celles en opération depuis l’automne 2015 sur le site minier.

La première technologie, soit la roue inertielle, présente des performances

économiques intéressantes en présence de 2 ou 3 éoliennes, pour une puissance de

stockage inférieure à 25% de la puissance éolienne installée. Un prix minimal de 0,29

$/kWh est atteint pour une proportion de puissance de stockage de 8% de la puissance

nominale éolienne. Ne représentant pas un avantage économique significatif face à la

combustion de carburant, l’intérêt de la roue inertielle réside plutôt au niveau de

l’amélioration de la résilience du réseau autonome et du tamponnage de la variabilité de

la puissance éolienne.

La seconde technologie évaluée, soit la batterie lithium-ion, présente un coût

unitaire du kWh inférieur. En présence de 2 ou 3 éoliennes et pour une proportion de

puissance de stockage sur puissance éolienne nominale inférieur à 25%, la batterie

permet de produire des kWh à un coût inférieur à 0,30 $/kWh. Un mode opératoire

permettant à la batterie d’agir comme réserve opérationnelle ainsi que d’emmagasiner

109

les surplus électriques a été sélectionnée comme optimal. En tenant compte de l’actuelle

réduction importante du prix par kWh de stockage, les batteries lithium-ion, seront une

composante importante des réseaux hybrides éolien-diesel.

La troisième technologie évaluée, soit une boucle à hydrogène, présente des

performances économiques moins intéressantes. Bien que les avantages du stockage

d’énergie par la production d’hydrogène soient nombreux, la faible efficacité aller-retour

de la boucle d’hydrogène ainsi que les coûts élevés pour l’équipement font que ce

système de stockage d’énergie limite les retombés économiques. Néanmoins, un intérêt

majeur de l’hydrogène serait de générer des économies croisées au niveau des véhicules

fonctionnant en milieu souterrain. Dans ce contexte, la réduction des besoins de

ventilation ajoute un intérêt additionnel à cette technologie. Également, l’ajout d’un

pourcentage d’hydrogène dans le carburant diésel, l’essence ou le gaz naturel,

permettrait de valoriser les surplus électriques autrement que par la pile à combustible,

réduisant les coûts du matériel et améliorant l’analyse économique.

Ainsi, sous certaines conditions, les technologies de stockage d’énergie

représentent une valeur ajoutée au projet éolien. Notamment, les batteries lithium-ion

permettent une augmentation économiquement viable du taux de pénétration de l’énergie

éolienne pour le réseau autonome de la mine Raglan. Une alternative, soit d’utiliser des

génératrices pouvant fonctionner sur 100% de leur puissance nominale, mériterait d’être

évaluée en détail. Une analyse rapide avec le logiciel Homer Pro a démontré que

d’importantes économies de carburant peuvent être réalisées, avec ces génératrices, en

complément à l’énergie éolienne, principalement puisqu’elles agissent comme réserve

opérationnelle de l’énergie éolienne. La brève analyse effectuée a montré qu’il est

possible de réaliser des économies de carburant annuelles de plus d’un million de litres

pour une génératrice évaluée à 2 millions de CAD. Cette alternative est, selon toute

vraisemblance, plus intéressante du point de vue économique que les systèmes de

stockage d’énergie.

Finalement, au niveau communautaire, des économies annuelles appréciables

d’un million de litres de carburant pourraient être réalisées par la mise en service d’une

éolienne identique à celle de Raglan, pour la communauté avoisinante de Salluit.

110

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Annexe 1 : Profils éoliens

Profil éolien journalier pour le 1er novembre 2014

Profil éolien hebdomadaire pour la 1ère semaine de novembre 2014

Profil éolien mensuel pour le mois d’octobre 2014

Profil éolien mensuel pour le mois de novembre 2014

Profil éolien mensuel pour le mois de décembre 2014

Profil éolien mensuel pour le mois de Janvier 2015

Profil éolien mensuel pour le mois de février 2015

Profil éolien mensuel pour le mois de mars 2015

Profil éolien mensuel pour le mois d’avril 2015

Profil éolien mensuel pour le mois de mai 2015

Profil éolien mensuel pour le mois de juin 2015

Profil éolien mensuel pour le mois de juillet 2015

Profil éolien mensuel pour le mois d’août 2015

Profil éolien mensuel pour le mois de septembre 2015

Profil éolien journalier et puissance de l’éolienne pour le 21 mai 2015

Profil éolien journalier et limitation de la puissance de l’éolienne pour

le 2 octobre 2014

Annexe 2 : Répartition de la charge électrique selon la modélisation

avec Homer Pro

Répartition de la charge électrique du 15 janvier 2015 en la présence de 2 éoliennes

Potentiel d'utilisation de l'énergie éolienne pour les ...

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