Dimensionner le solaire d’un site alimenté au diesel : pourquoi plus grand n’est pas toujours mieux

Partir du profil de charge

Le solaire ne remplace le diesel que lorsque le soleil brille. Le premier chiffre à établir est la part de l’énergie des groupes consommée pendant les heures de jour. Il doit reposer sur des données par intervalles couvrant les jours ouvrés, les week-ends et les saisons.

Un site qui travaille de nuit, ou dont la pointe se situe le soir, économisera moins que ne le laisse penser sa consommation annuelle. Une étude de 2015 du Frankfurt School-UNEP Centre portait sur des mini-réseaux hybrides à pointe du soir. Le photovoltaïque y fournissait 31 à 40 % de l’électricité totale, bien qu’il soit dimensionné pour couvrir toute la charge à midi.

Le moment de la consommation compte autant que son volume. L’ESMAP a constaté que l’ajout d’une demande diurne d’entreprises à un mini-réseau solaire hybride réduisait de 25 % le coût de l’électricité. Il notait aussi qu’augmenter la charge sans autre changement conduit généralement à brûler davantage de diesel.

Le groupe fixe un plancher

Un groupe diesel ne doit pas fonctionner longtemps à faible charge. Cummins recommande un minimum de 30 % de la puissance nominale et jamais moins de 10 % sur une période prolongée. Caterpillar associe le fonctionnement prolongé sous 30 % aux imbrûlés à l’échappement (wet stacking) et aux dépôts, et recommande de charger périodiquement le groupe pour les éliminer.

Tant qu’un groupe tourne, le solaire ne peut fournir que la charge située au-dessus de ce plancher. Prenons un groupe de 500 kW avec un plancher de 30 %, qui alimente une charge diurne stable de 300 kW. Le groupe doit produire au moins 150 kW ; le solaire peut donc fournir utilement 150 kW au plus à tout instant.

Un régulateur hybride fait respecter cette limite. Celui de SMA, par exemple, réduit la puissance photovoltaïque en cinq à sept secondes lorsque la charge du groupe passerait sous le minimum réglé. Dans les cas critiques, il arrête les onduleurs en moins de 2,5 secondes pour éviter une puissance inverse vers le groupe.

La réserve tournante

Les groupes en marche doivent aussi garder une marge pour absorber une hausse soudaine de charge ou un passage nuageux. HOMER, un outil de conception hybride très utilisé, retient par défaut une réserve de 10 % de la charge. Il présente 25 % de la production photovoltaïque comme un complément standard. Plus de solaire accroît donc la réserve que les groupes doivent tenir.

Les onduleurs photovoltaïques suivent la tension et la fréquence imposées par les groupes ou le réseau, comme le rappelle SMA. Sauf si un onduleur de batterie formant le réseau fournit cette référence, au moins un groupe doit rester en marche pendant la production solaire. Sur les sites à plusieurs groupes, les règles de réserve déterminent si l’un d’eux peut être arrêté.

Selon SMA, l’impact du photovoltaïque reste très faible jusqu’à 10 à 15 % de la puissance des groupes, et des contrôles spécifiques sont nécessaires au-delà de 20 %. Avec son régulateur, SMA annonce un fonctionnement stable jusqu’à 60 %, rapporté aux groupes fonctionnant en parallèle.

Écrêtement et rendements décroissants

Dès que la production de midi dépasse la marge au-dessus du plancher du groupe, les panneaux supplémentaires n’ajoutent de l’énergie que tôt le matin et en fin d’après-midi. Le reste est écrêté. Chaque kWc supplémentaire économise donc moins de carburant que le précédent.

Une illustration simplifiée, par jour de ciel clair, montre l’effet à partir de l’exemple de 500 kW ci-dessus. Elle suppose un profil solaire culminant à 0,7 kW par kWc, soit environ 5,3 kWh par kWc et par jour, et la courbe de consommation d’exemple de HOMER :

• 200 kWc : environ 1 070 kWh par jour, sans écrêtement, soit environ 292 litres économisés.
• 300 kWc : environ 1 600 kWh produits, 15 % écrêtés, soit environ 374 litres économisés.
• 400 kWc : environ 2 140 kWh produits, 31 % écrêtés, soit environ 405 litres économisés.
• 500 kWc : environ 2 670 kWh produits, 42 % écrêtés, soit environ 423 litres économisés.

Doubler le champ de 200 à 400 kWc augmente les économies de carburant de moins de 40 %. Les résultats réels dépendent de la météo, des variations de charge et du système de contrôle ; une simulation horaire ou infra-horaire est donc indispensable.

Le calcul des économies de carburant

La consommation d’un groupe suit presque une droite : une quantité fixe à vide par heure, plus une quantité marginale par kWh. Dans l’exemple documenté par HOMER, un groupe de 50 kW consomme 8,48 L/h à 25 kW et 15,3 L/h à 50 kW. On en déduit un taux marginal de 0,273 L/kWh et une consommation à vide d’environ 1,66 L/h.

À mi-charge, ce groupe consomme en moyenne 0,339 L/kWh. Tant qu’il reste en marche, le solaire n’économise pourtant que les 0,273 L marginaux. Multiplier la production solaire par la consommation moyenne surestimerait les économies d’environ un quart dans cet exemple.

Une estimation simple en découle. Les litres économisés égalent les kWh solaires effectivement absorbés multipliés par le taux marginal, plus les heures de groupe évitées multipliées par la consommation à vide. Il reste à multiplier par le prix du carburant livré et à tester une fourchette de prix.

En 2019, l’IFC estimait le coût du seul carburant des groupes de secours entre 0,20 et 0,50 USD par kWh produit, selon les pays modélisés. La baisse des heures de fonctionnement peut aussi réduire la maintenance, qu’il faut chiffrer séparément.

Quand une batterie change la donne

Une batterie modifie les contraintes, pas seulement le moment de la consommation. Avec un onduleur formant le réseau et une capacité suffisante, elle peut assurer la réserve et permettre d’arrêter les groupes autour de midi. Chaque heure d’arrêt économise la consommation à vide en plus du carburant marginal, et réduit les heures de fonctionnement.

Elle peut aussi stocker l’énergie de midi qui serait sinon écrêtée et la restituer le soir. La rentabilité dépend du volume écrêté, de la charge du soir, du coût de la batterie, des pertes de conversion et de la durée de vie en cycles.

Une batterie dimensionnée uniquement pour couvrir des interruptions de 15 minutes au plus, comme dans l’étude de 2015, ne déplace pas d’énergie vers le soir. Sans stockage, le champ le plus rentable est souvent plus petit que ce que permet la toiture.

Questions à poser au fournisseur

• Quelles données par intervalles ont été utilisées, sur quelle période, et quelle part de l’énergie des groupes est consommée de jour ?
• Quelle charge minimale a été retenue pour chaque groupe, et correspond-elle aux recommandations du fabricant ?
• Quelle règle de réserve tournante a été modélisée, et combien de groupes doivent tourner à midi ?
• Quelle quantité d’énergie solaire est écrêtée chaque année, en kWh et en part de la production ?
• Les économies de carburant reposent-elles sur le taux marginal ou sur une consommation moyenne en L/kWh, et quelle courbe de consommation a été utilisée ?
• Quel régulateur gérera la charge minimale, la puissance inverse et les rampes de puissance, et est-il compatible avec les contrôleurs des groupes existants ?
• Si une batterie est proposée, permettra-t-elle d’arrêter les groupes, et quels capacité utile, cyclage et garantie s’appliquent ?

Les réponses montrent généralement si un champ plus grand crée de la valeur ou ajoute seulement de l’énergie écrêtée.