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© 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
5.3.3 PERFORMANCES TECHNIQUES ................................................................................................................................ 87
5.3.4 PERFORMANCES ÉCONOMIQUES ............................................................................................................................. 89
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
5.4.3 PERFORMANCES TECHNIQUES ................................................................................................................................ 96
5.4.4 PERFORMANCES ÉCONOMIQUES ............................................................................................................................. 99
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
Nombre d’éoliennes
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
Nombre d’éoliennes
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
Nombre d’éoliennes
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
750 kW 1500 kW 2250 kW 3000 kW 3750 kW 4500 kW 5250 kW 6000 kW
1500 kW 3000 kW 4500 kW 6000 kW 7500 kW 9000 kW 1050 kW 1200 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
Scénario 3 3 éoliennes
Scénario 6 6 éoliennes
Puissance éolienne installée
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
11,5 ans pour 1500 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
Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4
Nombre d’éoliennes
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
750 kW 1500 kW 2250 kW 3000 kW 3750 kW 4500 kW 5250 kW 6000 kW
1500 kW 3000 kW 4500 kW 6000 kW 7500 kW 9000 kW 1050 kW 1200 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
5.3.3 Performances techniques
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
5.3.4 Performances économiques
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
Scénario 1 1 éolienne
Scénario 2 2 éoliennes
Scénario 3 3 éoliennes
Scénario 6 6 éoliennes
Puissance éolienne installée
3,07 MW 6,14 MW 9,21 MW 18,42 MW
Meilleure performance pour le retour simple
14,4 ans pour 250 kW
5,8 ans pour 500 kW
5,4 ans pour 750 kW
9,4 ans pour 1500 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
Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4
Nombre d’éoliennes
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
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
600 kW 1200 kW 1800 kW 2400 kW 3000 kW 3600 kW 4200 kW 4800 kW
1200 kW 2400 kW 3600 kW 4800 kW 6000 kW 7200 kW 8400 kW 9600 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.
5.4.3 Performances techniques
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
5.4.4 Performances économiques
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
Scénario 1 1 éolienne
Scénario 2 2 éoliennes
Scénario 3 3 éoliennes
Scénario 6 6 éoliennes
Puissance éolienne installée
3,07 MW 6,14 MW 9,21 MW 18,42 MW
Meilleure performance pour le retour simple
+ 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
Répartition de la charge électrique du 15 janvier 2015 en la présence de 3 éoliennes
Répartition de la charge électrique du 15 janvier 2015 en la présence de 5 éoliennes
Répartition de la charge électrique du 15 janvier 2015 en la présence de 6 éoliennes