Soutenance mémoire
Influence de la taille du bassin et de la puissance
Modèle physique du bassin
L’objectif du bloc du modèle physique est de créer une fonction qui caractérise les grandeurs physiques telles que l’évolution du volume du bassin, la production réelle et le débit réel turbiné. Elle est de ce fait utilisable pour chaque stratégie que l’on souhaite simuler. C’est ici que les limites de taille du bassin sont fixées. Ce bloc reçoit en entrée les valeurs de production horaire souhaitées, les débits d’apports, la taille du bassin et son niveau de remplissage. Si le niveau d’eau dans le bassin n’est pas suffisant pour suivre la consigne de production souhaitée par la stratégie, le programme laisse l’eau s’accumuler jusqu’à la prochaine consigne. Il permet de sortir des valeurs de production réalisables en tenant compte de l’eau disponible dans le réservoir.
Le calcul de l’évolution du volume d’eau dans le bassin s’effectue de la manière suivante : 𝑉(𝑡)= 𝑉𝑎+𝑉𝑡−1−𝑉𝑡𝑢 Cette formule est appliquée pour chaque heure de l’année. Le volume d’apport est calculé avec les débits d’apports de la manière suivante : 𝑉𝑎=𝑄𝑎∗3.6 Le débit correspondant à la puissance développée est calculé par l’interpolation linéaire décrite dans le chapitre « Calcul des débits de Bachtoly ». Le volume d’eau turbiné pendant une heure se calcule comme suit : 𝑉𝑡𝑢= 𝑄𝑡𝑢∗3.6 Lorsque le volume d’eau dans le réservoir atteint son maximum, le surplus est directement turbiné. Cela permet de ne pas perdre de l’eau. Lorsqu’il atteint son minimum, on stoppe la production puis on le laisse accumuler de l’eau. Stratégies Dans cette partie, différentes stratégies permettent de définir quelles sont les périodes de production souhaitées. Les sorties fournies par ces fonctions sont des valeurs de production horaire. Les stratégies abordées sont les suivantes :
Stratégie 1 : estimation du gain maximal atteignable Dans le but de comparer des résultats, les valeurs des bénéfices touchés en 2018 selon l’ancien système ainsi que celui qui aurait été touché avec le nouveau système de rétribution sont calculées. Le montant avec la RPC est fourni sur le site de la Confédération. [5] Concernant le gain sans stratégie, les valeurs de production reçues par Eischoll ont été utilisées telles quelles. Une première stratégie est définie afin de faire une estimation. Elle consiste à faire un classement décroissant des prix de la bourse sur toute l’année. Ensuite le calcul du nombre d’heures de fonctionnement à puissance maximale pour produire la même quantité d’énergie qu’en 2018 est fait. Le résultat suivant est obtenu : #𝐻= 𝐸𝑃𝑚𝑎𝑥= 2191887.63=2469 ℎ Les 2469 meilleurs prix seront donc utilisés pour l’estimation du bénéfice. L’hypothèse est faite pour ce premier calcul que l’on peut turbiner à puissance maximale quand on le souhaite, sans prendre en compte le niveau du bassin d’accumulation. Les résultats se trouvent dans le Tableau 1.
Le revenu total est séparé en deux parties, les gains perçus à l’aide de la prime d’injection et ceux perçus par la commercialisation directe. 𝐺𝑑= 𝑝∗𝐸 𝐺𝑝=𝑝𝑟∗𝐸 A cela s’ajoute l’indemnité de gestion qui ne varie pas avec les stratégies. Le montant est fixé dans l’Ordonnance sur l’encouragement de la production d’électricité issue d’énergies renouvelables. [6] Il s’élève à 0,28 ct/kWh. Pour l’année 2018, le calcul est le suivant : 𝐼=2.8[𝐶𝐻𝐹𝑀𝑊ℎ]∗𝐸=2.8∗2191=6135 𝐶𝐻𝐹 Le gain total se calcule ensuite de la manière suivante : 𝐺𝑡= 𝐺𝑑+ 𝐺𝑝+𝐼 Avec la stratégie 1, le montant touché grâce à la prime d’injection est plus petit car la majorité des prix du marché les plus élevés sont en fin d’année, c’est durant ce trimestre que la valeur de la prime est la plus petite.
Elle est compensée par l’augmentation du gain fait grâce à la commercialisation directe due à la sélection des meilleurs prix du marché. Cela permet de se faire une idée du bénéfice qu’il est possible de toucher. Il est d’environ 30’000 CHF au maximum. En réalité, il sera plus réduit dû à la contrainte du volume du bassin non prise en compte ici. Cependant, la modification des débits turbinés peut entrainer une augmentation de la production et donc du bénéfice également. En effet, cette dernière peut être augmentée si l’on turbine uniquement à un débit correspondant à un meilleur rendement de la turbine Pelton. Le rendement sera pris en compte plus tard dans la simulation.
Stratégie 2 : Production quand le prix est supérieur au prix de référence La deuxième stratégie simulée consiste à produire de l’énergie dès que le prix du marché est supérieur au prix du marché de référence. Elle permet en théorie de gagner plus d’argent qu’avec l’ancien taux de rétribution standard. Cette stratégie ne sélectionne pas les prix, mais la consigne de production est donnée dès que le prix du marché est supérieur au prix moyen. Une fonction est donc créée avec comme sorties des valeurs de production horaire à puissance souhaitée et les débits turbinés correspondant. Le débit correspondant à la puissance est calculé selon l’interpolation linéaire décrite plus loin dans le rapport. Elles seront utilisées comme entrée pour le bloc suivant « modèle physique ».
Stratégie 3 : Production aux meilleurs prix journaliers Cette stratégie consiste à effectuer un classement des prix chaque 24 heures puis de produire aux meilleurs d’entre eux. La difficulté est de trouver une solution qui s’adapte tout au long de l’année. En effet, en été, lorsqu’il y a beaucoup d’eau, l’installation doit fonctionner toute la journée pour minimiser les pertes d’eau. A contrario, en hiver, il serait possible de se contenter de turbiner par exemple au 5 meilleurs prix journaliers. Une bonne solution consiste à calculer par jour la somme des débits d’apports pour savoir combien d’heures il est possible de turbiner. On ajoute à cela le volume résiduel dans le bassin, c’est-à-dire le volume d’eau dans le bassin à minuit. Calcul du nombre d’heures de production par jour :
Stratégie 4 : Production aux meilleurs prix journaliers avec prévision Dans les simulations précédentes, uniquement les données de 2018 ont été utilisées. Ce n’est donc pas une prévision mais un calcul plus réaliste. En réalité, si l’on souhaite connaître les horaires de production pour l’année à venir, il est obligatoire de faire une prévision des prix. Le schéma bloc est donc un peu modifié. Cette fois, les données des prix et des débits de 2017 sont prises en référence pour définir la stratégie car ils sont connus. En revanche, les données de 2018 sont toujours fournies pour le modèle physique. Cela permet par exemple de définir la stratégie en début d’année. Les prix réels de 2018 permettent ensuite de calculer le bénéfice final. Le calcul avec la prévision est couplé à la stratégie de classement des prix journalier.
Conclusion
L’objectif principal de ce travail de diplôme était d’étudier le potentiel économique de l’ajout d’un lac de stockage pour la centrale de Bachtoly située à Eischoll en Haut-Valais. En effet, le système de rétribution actuel sera remplacé en 2020 par le nouveau système de rétribution de l’injection qui inclus une part de vente directe de l’énergie produite au prix du marché. N’ayant pas de bassin, la production se fait en continu à Bachtoly. Le stockage est donc intéressant afin de pouvoir adapter les périodes de production en fonction des prix du marché. Aux vues de la configuration des installations sur place, c’est-à-dire de l’emplacement de la centrale de Chriz en aval de celle de Bachtoly, il était nécessaire d’étudier l’influence des modifications sur Bachtoly pour Chriz.
Différentes stratégies ont été simulées afin de définir laquelle serait la plus performante. Après les premières simulations, le constat a été fait qu’il n’est pas possible d’optimiser le bénéfice pour une seule centrale puis de regarder l’influence sur l’autre. Il a donc été décider de faire des simulations qui augmenteraient le plus possible le bénéfice global des deux centrales. Le mode de fonctionnement choisi consiste à faire un classement des prix journalier et d’adapter la production chaque jour de l’année. Le modèle de prévision appliqué est relativement simple, les prix de l’année précédente sont utilisés pour définir la stratégie. Le bénéfice quant à lui, est calculé à partir des prix de l’année simulée.
De cette manière, le résultat obtenu pour l’année 2018 est intéressant. Il permettrait de faire un bénéfice global de 17’000 CHF par rapport à l’ancien système RPC. A noter que le résultat est très dépendant des prix d’une année à l’autre. Une simulation pour l’année 2017 a été effectuée mais, par manque de données, il est difficile de vérifier la viabilité de cette dernière. Ce projet a permis de démontrer qu’il est intéressant de pousser les recherches plus loin afin de savoir si les bénéfices estimés sont suffisants. Il serait nécessaire de pouvoir faire des simulations sur plusieurs années pour vérifier l’efficacité du mode de fonctionnement. De plus, une étude approfondie quant à la construction du bassin permettrait d’étudier la rentabilité d’un tel projet. Ce travail donne un exemple de mode de fonctionnement possible pour des petites centrales hydroélectriques similaires à celles d’Eischoll.
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Table des matières
Nomenclature
Introduction
Etapes du projet
Analyse des courbes des prix
Modèle
Schéma bloc
Traitement des données
Dimensionnement du bassin
Modèle physique du bassin
Stratégies
Stratégie 1 : estimation du gain maximal atteignable
Stratégie 2 : Production quand le prix est supérieur au prix de référence
Stratégie 3 : Production aux meilleurs prix journaliers
Stratégie 4 : Production aux meilleurs prix journaliers avec prévision
Stratégie 5 : Optimisation économique
Stratégie 6 : Optimisation avec prévision
Cas d’étude : Bachtoly
Centrale de Bachtoly
Calculs des débits de Bachtoly
Calcul des bénéfices
Calcul de la production totale
Comparaison des stratégies pour Bachtoly
Influence de la taille du bassin et de la puissance
Conclusion
Cas d’étude : Bachtoly et Chriz
Centrale de Chriz
Calcul du débit de Chriz
Comparaison des stratégies pour Chriz
Influence de la taille du bassin et de la puissance de Bachtoly sur Chriz
Conclusion
Calculs avec les données 2016-2017
Suite du projet
Conclusion
Remerciements
Bibliographie
Annexes
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