Micro-réseaux d'électricité 100% solaire et isolés en Afrique. Eléments de dimensionnement, coût de l'électricité, dépendance au climat régional et au profil de demande

The joint achievement of the United Nations sustainable development goal n°7 aiming at access to clean and reliable energy for all by 2030 and the climate objectives of the Paris agreement requires the development of microgrids (MG) powered by local renewable energy resources for isolated areas that cannot be connected to the grid. This is particularly the case in Sub-Saharan Africa where 600 million people, mainly in remote rural areas, do not have access to electricity. This thesis focuses on the analysis of solar MG not connected to the grid to meet the challenges of electricity generation in isolated areas in Africa. The socio-technical feasibility specific to these MG is based on a strong temporal adequacy between the solar resource and the demand while limiting the cost of the electricity supplied to the consumers.We first explore the multiscale temporal variability of the local solar resource in Africa and its implication on the MG sizing, using high-resolution satellite data of global horizontal irradiance for a 21-year period (1995-2015). The low percentile values of the solar resource give a first guess on the size of the solar panels surface required for the microgrid to achieve a given quality service. We show that the usual sizing of microgrids based on the average solar resource is underestimated. Taking into account low resources periods leads to oversizing the photovoltaic (PV) surface by a factor of 1.3 to 4. With such an oversizing, it is possible to ensure a good quality of service without relying on a large amount of storage. For certain areas, some demand flexibility during low resource periods would make it possible to reduce significantly the sizing.We then analyze how the potential seasonality of electricity demand impacts the size of fully solar-powered microgrids, through the analysis of the co-variability structure between solar resource and demand. We consider that the MG has to meet total daily demand at least 95% of days and a seasonal variation in demand of up to 30%. While in some parts of Africa the size required to meet seasonal demand is 20% lower than what is needed to meet non-seasonal demand, it may also be 20% higher. We also explore to what extent the effect of PV panels tilt angle could reduce the resource supply-demand mismatch and the sizing. Usually the tilt angle is equal to the latitude. For a constant daily demand, the gain in size achieved by optimizing tilt angle is generally less than 4%, but for specific seasonal demand patterns, it may reach 9%. In a number of locations, focused surveys and analysis to estimate the temporal structure of demand would nevertheless yield significant gains in MG size.Finally, the cost of electricity required to ensure a good quality of service is a determining factor of the potential deployment of solar MG. We evaluate the sensitivity of the levelized cost of electricity (LCOE) and of the MG optimal configuration (i.e. with the lowest LCOE) to solar panels and battery costs and to other economic parameters. If the sensitivity of the LCOE to updated costs is obviously large, the optimal configuration (surface of PV panels and storage capacity) is very robust. The optimal configuration is almost only determined by the temporal co-variability structure between the resource and the demand. It is thus dependent on the one hand on the regional climate, and on the other hand on the temporal structure of the demand. The adjustment variable is essentially the PV panels oversizing, which is based on the low solar resource days while storage has the main function of managing the resource-demand mismatch at sub daily level. One interesting result is the significantly lowest LCOE to ensure productive uses compared to domestic uses only because of the lower storage capacity required for productive uses. Such results have direct implications for all operational and institutional actors involved in the deployment of energy access in remote areas in Africa.La réalisation commune de l'objectif du développement durable n°7 des Nations Unies visant à l'accès à une énergie propre et fiable pour tous d'ici 2030 et aux objectifs climatiques de l'accord de Paris nécessite le développement de micro-réseaux (MG), alimentés par des ressources énergétiques renouvelables locales, pour les zones isolées qui ne peuvent pas être connectées au réseau. C'est particulièrement le cas en Afrique subsaharienne où 600 millions de personnes, principalement dans les zones rurales reculées, n'ont pas accès à l'électricité. Cette thèse se concentre sur l'analyse des MG solaires non connectés au réseau (MGSI) pour répondre aux enjeux de la production d'électricité dans les zones isolées du continent africain. La faisabilité technico-économique propre à ces MG repose sur une forte adéquation temporelle entre la ressource solaire et la demande tout en limitant le coût de l'électricité fournie aux consommateurs.Nous explorons d'abord la variabilité temporelle multi-échelle de la ressource solaire en Afrique et son implication sur le dimensionnement des MGSI, en utilisant des données satellitaires à haute résolution de l'irradiance horizontale globale pour une période de 21 ans (1995-2015). La prise en compte des périodes de faibles ressources conduit à surdimensionner la surface photovoltaïque (PV) d'un facteur 1,3 à 4. Avec un tel surdimensionnement, il est possible d'assurer une bonne qualité de service sans dépendre d'un volume de stockage important. Pour certaines zones, une flexibilité de la demande pendant les périodes de faibles ressources permettrait de réduire significativement le dimensionnement.Nous analysons ensuite comment la saisonnalité potentielle de la demande électrique affecte la taille des MGSI, à travers l'analyse de la structure de co-variabilité entre la ressource solaire et la demande. Nous considérons que le MG doit répondre à une demande quotidienne totale d'au moins 95% des jours et à une variation saisonnière de la demande pouvant aller jusqu'à 30%. Alors que dans certaines régions d'Afrique, la taille requise pour répondre à la demande saisonnière est inférieure de 20% à ce qui est nécessaire pour répondre à la demande non saisonnière, elle peut également être supérieure de 20%. Nous explorons également dans quelle mesure l'effet de l'angle d'inclinaison des panneaux PV pourrait réduire l'inadéquation offre-demande et le dimensionnement. Généralement, l'angle d'inclinaison est égal à la latitude. Pour une demande quotidienne constante, le gain de taille obtenu en optimisant l'angle d'inclinaison est inférieur à 4%, mais pour des schémas de demande saisonniers spécifiques, il peut atteindre 9%.Enfin, le coût de l'électricité nécessaire pour assurer une bonne qualité de service est un facteur déterminant du déploiement potentiel des MGSI. Nous évaluons la sensibilité du coût actualisé de l'électricité (LCOE) et de la configuration optimale MG (c'est-à-dire avec le LCOE le plus bas) aux coûts des panneaux PV, des batteries et à d'autres paramètres économiques. Si la sensibilité du LCOE aux coûts actualisés est évidemment importante, la configuration optimale (surface des panneaux PV et capacité de stockage) est très robuste. La configuration optimale est presque uniquement déterminée par la structure de co-variabilité temporelle entre la ressource et la demande. Elle est donc dépendante d'une part du climat régional, et d'autre part de la structure temporelle de la demande. La variable d'ajustement est essentiellement le surdimensionnement des panneaux PV, qui est basé sur les faibles jours de ressource solaire tandis que le stockage a pour fonction principale de gérer l'inadéquation entre demande et ressource au niveau infra-journalier. Un résultat intéressant est que le LCOE est plus faible pour des utilisations productives de l’électricité comparé aux utilisations domestiques uniquement du fait de la capacité de stockage inférieure requise pour les utilisations productives