Design of Hybrid Power System with Policy and Regulatory Framework Formulation for Renewable Energy Intervention in Africa, Case Study of Nigeria

Abstract

L'approvisionnement en électricité est une condition préalable solide à la croissance et au développements économiques à tous les niveaux. Cependant, le type de service d'électricité et les mécanismes impliqués sont d'une importance capitale pour garantir la durabilité. L'intégration des systèmes d'énergie renouvelable au réseau est considérée comme l'une des alternatives prometteuses, cependant, des mécanismes politiques efficaces ainsi que la mise en forme des infrastructures techniques sont des éléments nécessaires pour une telle réalisation. En raison de la puissance de ces composants, les technologies des énergies renouvelables ont été vigoureusement promues dans les pays développés, répondant ainsi à leurs préoccupations énergétiques et améliorant le niveau de vie de leur population. En revanche, ce n'est pas le cas dans le contexte africain, et plus précisément le pays de l'étude de cas. Au vu des informations générales ci-dessus, ces travaux de recherche visent donc à l'intégration au réseau des centrales électriques à énergie renouvelable dans le contexte africain, en examinant le cas du Nigéria. Cela a été fait en examinant d'abord un paysage énergétique général et un marché des énergies renouvelables dans le contexte mondial en tant que point de départ et moteur de l'orientation de la tâche politique de la thèse. Sur le plan technique, la modélisation, l'optimisation, la gestion et les évaluations des composants physiques, l'analyse détaillée de la sensibilité, l'évaluation de l'efficacité énergétique, l'évaluation des avantages économiques de la commutation des systèmes, l'évaluation de l'extrapolation à plus grande capacité et l'évaluation du cycle de vie environnemental ont été menées par une combinaison de logiciels à savoir: modèle d'optimisation hybride pour les énergies renouvelables électriques (HOMER), Microsoft Excel, Ganzleitlichen Bilanz (GaBi) et certaines bases de données. En ce qui concerne la politique complémentaire, une analyse approfondie fondée sur des indicateurs définis a été menée sur la politique actuelle en matière d'énergie renouvelable dans le contexte mondial pour un groupe continental de pays hautement performants, avec un rétrécissement à l'étude de cas des politiques énergétiques existantes des pays. Les enseignements tirés à la fois des aspects techniques et politiques avec des idées innovantes supplémentaires ont été suffisamment appliqués dans la formulation des instruments politiques appropriés pour le pays de l'étude de cas tout en évaluant les risques associés. En tant qu'élément livrable supplémentaire et final, une évaluation des infrastructures du réseau a été réalisée pour évaluer les mécanismes appropriés basés sur le réseau en faveur de l'intégration du système d'énergie renouvelable au réseau électrique du pays de l'étude de cas. En ce qui concerne les résultats obtenus, il est évident sur le plan technique que la transition du système autonome au système hybride proposé connecté au réseau a entraîné une réduction drastique du dimensionnement optimisé et finalement une augmentation de 3% de l'approvisionnement énergétique global, 68% et 85% diminution du coût actuel net (NPC) et du coût de l'énergie nivelé (LCOE) respectivement, avec des émissions évitées au niveau opérationnel. L'incorporation de l'efficacité énergétique au système connecté au réseau proposé a entraîné une transition plus louable basée sur une nouvelle diminution du dimensionnement optimisé et, finalement, une réduction de 88% et 81% du NPC global et du LCOE respectivement. En ce qui concerne les avantages économiques supplémentaires du passage du système autonome au système connecté au réseau proposé, les économies observées se sont traduites par une période de récupération (PBP), une période de récupération ix actualisée (DPBP) et un taux de rendement interne (TRI) de 6,09 ans, 7,18 ans et 16% respectivement. La même analyse des avantages économiques sur l'adoption de l'efficacité énergétique du système connecté au réseau proposé a donné des PBP, DPBP et IRR observés de 1,78 ans, 1,99 ans et 56% respectivement. L'évaluation de l'extrapolation au système connecté au réseau proposé et sa mesure d'efficacité énergétique sur 50 systèmes décentralisés ont clairement montré les avantages de l'économie d'échelle. En ce qui concerne l'impact environnemental de l'exécution proposée du système connecté au réseau sur le sol du cycle de vie, les catégories d'impact analysées principalement le potentiel de réchauffement planétaire (GWP), le potentiel d'acidification (AP), le potentiel d'eutrophisation (EP), le potentiel d'appauvrissement de la couche d'ozone (ODP) ), le potentiel de toxicité humaine (HTP) et le potentiel de déplétion abiotique (ADP) après une incorporation d'évaluation de l'incertitude ont révélé 21,3 - 33,38 g CO2 - éq./kWhelec., 1,077 - 1,663 g SO2 - eq./kWhelec., 0,134 - 0,197 g de phosphate éq./kWhelec., 6,33E-11 - 1,01E-10 g R11 - eq./kWhelec., 29,65 - 46,09 g DCB - eq./kWhelec., et 0,246 - 0,383 MJ / kWhelec respectivement. Différents scénarios possibles envisagés à partir du système connecté au réseau proposé à cet égard, combinés à la puissance du réseau uniquement du chemin de génération de système conventionnel, ont clairement montré les différents impacts sur les indicateurs de performance environnementale du cycle de vie pour une décision appropriée. D'autres mesures quantitatives de l'intégration au réseau des systèmes hybrides d'énergie renouvelable, centrées sur les problèmes d'infrastructure du réseau, ont été les mesures d'extension du réseau électrique. La distance d'extension quantifiée en moyenne (Dav.) Pour assurer la viabilité de l'intégralité de l'intégration du réseau du système électrique extrapolé était de 0,5 à 1,6 km, ce qui a finalement donné une distance totale (DTotal) de 25 à 80 km. Conformément à ce cas fondamental, la capacité de distance (CoD1) par rapport à la capacité totale extrapolée du système connecté au réseau proposé était de 32 000 à 102 400 MW.km, tandis que pour la capacité extrapolée sur l'incorporation de l'efficacité énergétique, une capacité de distance (CoD2) de 18 025 à 57 680 MW.km. Compte tenu de ces quantifications d'extension du réseau, les coûts d'investissement équivalents (I.Cs) ont été déterminés à la fois pour le CoD1 et le CoD2 dans les gammes à savoir 43,6 à 526,5 millions d'euros et 24,6 à 296,6 millions d'euros respectivement. Les instruments politiques en vue de l'adoption réussie de l'intégration des énergies renouvelables au réseau électrique public ont été correctement reformulés avec les risques associés évalués ainsi que les mesures qualitatives supplémentaires concernant la durabilité du réseau électrique public. Par conséquent, ces tâches globales seront grandement utiles aux planificateurs et décideurs énergétiques en faveur d'un accès à l'électricité amélioré, durable et de haute qualité pour le pays de l'étude de cas et le continent africain dans son ensemble.