Assessing the Energy Flexibility Potential of Residential Photovoltaic Panel with Battery Systems in Cold Climate

Le secteur résidentiel représente une partie importante de la consommation énergétique et des émissions de gaz à effet de serre (GES) dans le monde, et il est la cible de nombreux programmes visant à réduire ces émissions. Les systèmes photovoltaïques (PV) résidentiels sont ainsi devenus financièrement intéressants pour les propriétaires dans de nombreuses régions du monde, y compris dans certaines provinces canadiennes, en raison de programmes incitatifs généreux et de la baisse du prix des modules PV. Cependant, la pénétration croissante des systèmes PV pose des problèmes aux gestionnaires des réseaux électriques, ce qui a conduit les distributeurs d'électricité à sévèrement réduire ou supprimer les programmes incitatifs. Dans le même temps, l'attention s'est portée non plus sur l'objectif de générer une quantité maximale d'énergie, mais sur l'objectif de répondre aux besoins en puissance du réseau, c'est-à-dire d'offrir à celui-ci une flexibilité énergétique. L'addition de stockage électrique aux systèmes PV résidentiels permet de délivrer cette flexibilité. Cette thèse étudie les systèmes résidentiels PV+Batterie dans le contexte canadien par des études en modélisation utilisant le logiciel TRNSYS, un outil de simulation des systèmes énergétiques basés sur une approche par composants. D'abord, une librairie de modèles est développée dans TRNSYS, afin d'améliorer la représentation des différentes technologies de batteries, la prise en compte de la dégradation des performances, et les effets de la température sur les performances. Les modèles développés sont comparés à des résultats expérimentaux pour confirmer leur validité. Ensuite, un modèle archétypal est développé, comprenant une résidence typique canadienne avec un système de chauffage, ventilation et conditionnement d'air et un système d'eau chaude tout-électrique, et un système PV+Batterie. Le modèle utilise des profils de consommation mesurés pour les besoins reliés aux occupants (eau chaude, appareils électriques, éclairage). Le modèle développé est utilisé pour évaluer la flexibilité offerte par les systèmes PV+Batterie en utilisant des indices de performance (key performance indices, KPI) annuels tels que l'autoconsommation. Des indices dynamiques sont ensuite utilisés pour caractériser la flexibilité offerte par différentes stratégies de contrôle. Une analyse économique est réalisée en utilisant deux structures tarifaires typiques au Canada : un tarif basé sur le moment de l'utilisation (en utilisant l'Ontario comme exemple) et un tarif constant avec des crédits ou pénalités pendant des évènements de gestion de la demande de pointe (en utilisant les tarifs volontaires récemment introduits au Québec comme exemples). Une analyse de la valeur nette actualisée est réalisée, et le coût d'investissement pour disposer d'une puissance pendant les évènements de gestion de la demande est comparé à des alternatives. Les résultats montrent que, même si les systèmes PV+Batterie ne sont pas rentables dans les conditions actuelles du marché sans avoir recours à des incitatifs généreux ou sans compter sur une baisse significative du coût des batteries, ils représentent un atout intéressant pour les distributeurs d'électricité dans leur adaptation aux futurs réseaux décarbonisés qui auront à gérer un parc de bâtiments ayant électrifié les besoins en chauffage et en eau chaude.