Une étude menée par des chercheurs de l'Institut de technologie énergétique de Norvège a analysé la faisabilité technico-économique de l'hybridation d'un hypothétique système hydroélectrique en cascade avec des systèmes photovoltaïques flottants (FPV) et des systèmes photovoltaïques au sol (GPV) dans les conditions du marché de l'Afrique subsaharienne. Dans ce type de système hybride, un réservoir amont est relié à un réservoir aval, et les FPV peuvent être installés sur chaque réservoir.
"Cette étude vise à mettre en évidence comment le fonctionnement dans le cadre d'une tarification de l'énergie variable et basée sur des tarifs XNUMX heures sur XNUMX, avec et sans engagements de charge, affecte le dimensionnement optimal du système hybride à l'échelle des services publics connecté au réseau", ont déclaré les scientifiques, notant que l'hybridation des services publics Le photovoltaïque à grande échelle associé à l’hydroélectricité peut être « un moyen réalisable de réduire la variabilité saisonnière de la production d’énergie renouvelable ».
L'étude a révélé que les bénéfices annuels des producteurs pour un système hydroélectrique hybride ont augmenté respectivement de 18 à 21 % et de 0 à 4 % pour un système de contrat d'achat d'électricité (PPA) à trois tarifs et un système de marché au comptant, par rapport à un système uniquement hydroélectrique en conditions du marché de l’Afrique subsaharienne. Il a également constaté que l’hybridation avec des GPV de suivi à axe unique peut être une « option techno-économiquement plus réalisable par rapport au système FPV » en raison des investissements inférieurs et du rendement énergétique plus élevé du GPV.
« En outre, on estime que les investissements du FPV devraient être d'environ 42 à 57 % inférieurs à ceux du PV monté au sol (GPV) avec suivi sur un seul axe pour que le système hydro-FPV atteigne le même bénéfice annuel pour le producteur que le système hydroélectrique. -Système GPV », ont expliqué les chercheurs.
Ils ont basé les hypothèses technico-économiques pour les systèmes FPV et GPV sur les estimations des coûts d'analyse comparative des coûts des systèmes photovoltaïques du Laboratoire national des énergies renouvelables du Département américain de l'énergie, les dépenses en capital et les dépenses d'exploitation fixes liées au système hydroélectrique en place étant considérées comme des coûts irrécupérables. Pour les données sur les conditions du marché de l’électricité, le document a utilisé les données historiques du marché au comptant du Southern African Power Pool (SAPP) de 2014 à 2021.
L'étude de cas suppose également la connexion du système hybride au réseau national, avec une puissance maximale de 126 MW. De plus, l’article propose un « modèle de programmation linéaire pour le dimensionnement/programmation optimal d’un système hybride hydro-FPV ».
Au cours d'une année sèche, l'hybridation des centrales hydroélectriques avec les FPV peut compenser la réduction de la production hydroélectrique, entraînant une augmentation de 4 % des bénéfices annuels des producteurs. Cependant, pendant les années de temps pluvieux, l’hybridation de la centrale hydroélectrique avec le FPV n’a pas été économiquement réalisable, tandis que dans les années médianes, seule une augmentation négligeable des bénéfices annuels des producteurs (moins de 0.1 %) peut être obtenue, en raison des limites de capacité du réseau. sur la possibilité pour le FPV de participer au marché spot pendant les heures de pointe. "De plus, on observe que le système hydro-GPV génère des bénéfices annuels plus élevés pour les producteurs par rapport au système hydro-FPV dans tous les scénarios analysés (environ 13 à 18 %)", note le document.
Les résultats sont disponibles dans le rapport « Faisabilité technico-économique des systèmes hybrides hydro-FPV en Afrique sub-saharienne dans différentes conditions de marché », publié dans Énergie renouvelable.
« Les résultats mettent en évidence les effets de différents schémas de marché et des différentes années météorologiques sur le dimensionnement et le fonctionnement du système hybride. Cependant, dans la modélisation à long terme, la robustesse des résultats pourrait être améliorée en incluant des méthodes d’optimisation stochastique dans l’analyse technico-économique des systèmes hybrides-FPV », ont conclu les chercheurs.
Source à partir de magazine pv
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