• La durée de vie (années), qui doit être adaptée par rapport à la durée de vie des technologies utilisées. Si cette durée est trop faible, l’investissement initial sera amorti sur une durée trop courte, et le coût de l’énergie sera plus élevé.
• Le taux d’actualisation (%), qui permet de comparer les flux financiers des différentes années du projet
• Le taux d’inflation (%), qui représente la hausse moyenne des prix d’une année à l’autre
• Le choix de la devise. Les taux appliqués sont rafraichis tous les jours sur le site de la Banque Centrale Européenne.

• Les consommations, représentant une charge énergétique à satisfaire
• Les productions, divisées en deux sous-catégories : les productions pilotables et les productions non pilotables
• Les stockages, qui permettent de stocker l’énergie sous une forme particulière
• Les convertisseurs, nécessaire à la transformation de l’énergie d’un vecteur en un autre

• L’électricité, sans distinction de la nature continue ou alternative, ni du voltage
• L’énergie thermique basse température, pour des températures inférieures à 100°C
• L’énergie thermique haute température, pour des températures supérieures à 100°C
• Le méthane (CH4)
• L’hydrogène (H2)

Figure 1 : Exemple de configuration énergétique, pour répondre à aux besoins électriques et thermiques de la ville de Nouméa

• La puissance ou la capacité installée.
• CAPEX, soit la somme d’argent à investir pour construire et installer la technologie. Dans le modèle, on fait l’hypothèse que cette somme est proportionnelle à la puissance ou capacité installée.
• OPEX, soit les frais fixes et variables imputés lors de la durée de vie du projet. Les OPEX fixes sont imputés tous les ans, alors que les OPEX variables dépendent de la quantité d’énergie produite. Remarque : les coûts donc sont en général proportionnels à la puissance/capacité installée ou à l’énergie produite.
• Le contenu carbone, soit la quantité de CO2 émise par kWh d’énergie produite.
• Durée de vie, soit la durée de vie de la technologie. Si cette dernière n’est pas en fin de vie à la fin du projet, on considère alors qu’on peut en tirer une valeur résiduelle. Cette valeur correspond à
• Emprise au sol, la surface au sol occupée par la technologie.

• Le vecteur énergétique consommé
• Son profil horaire type sur un an. Il provient soit à partir d’un profil type (Résidentiel, Industriel, Commercial, Tertiaire) normalisé par l’énergie totale consommée sur un an, soit d’un fichier csv chargé sur la page web. Dans ce dernier cas, la première colonne est constituée des consommations horaires sur un an, soit 8760 valeurs. Remarque : Les virgules doivent alors être remplacées par des points.

• Les panneaux solaires photovoltaïques et thermiques
• Les éoliennes
• L’hydraulique au fil de l’eau
• La chaleur fatale industrielle
• La géothermie
• Les centrales de méthanisation

• Soit l’utilisateur a accès à une année type de production de sa technologie. Il peut dans ce cas la charger manuellement au travers du paramètre « Profil horaire ».
• Lorsqu’aucun fichier n’est chargé, la simulation estime d’elle-même la production énergétique associée. Dans le cas du solaire et de l’éolien, une base de données ainsi qu’un modèle physique permet d’effectuer ce calcul. Dans les autres cas, on considère que la production est constante et égale à la puissance crête entrée par l’utilisateur.

• Les données en clarté du ciel au pas journalier d’une résolution de 0.5° en latitude et longitude.
• Les données en température au pas mensuel d’une résolution de 0.5° en latitude et longitude.

Figure 2 : Génération de données horaires d'irradiance horizontale, pour un indice de clarté kt = 0,6

• L’un dépendant essentiellement de l’indice de clarté moyen sur la journée, et de la masse d’air traversée par les rayons du soleil,
• L’autre étant une série aléatoire auto corrélée.

• P_nom, la puissance crête installée (kWc)
• PR, le ratio de performance (%)
• GTI, le rayonnement solaire incident (W/m²)
• G_STC, le rayonnement solaire standard, soit 1000 W/m²
• α, le coefficient de dépendance à la température de -0.41%/K
• T, température du panneau solaire (°C)
• T_STC, Température en condition standard de 25°C

• Un profil sinusoïdal de période une journée, présentant un pic à 15h,
• Une variable aléatoire auto corrélée.

Figure 3 : Distribution de Weibull

Figure 4 : Production d'une éolienne de 1.5MWc en fonction de la vitesse du vent

• Les centrales, qui sont des unités de production faisant partie intégrale du projet. On retrouve notamment : les centrales électriques, hydrauliques, les chaudières, et les productions pilotables personnalisés.
• Les réseaux, qui peuvent échanger de l’énergie avec le projet. Remarque : la capacité des réseaux n’est pas bornée, et les coûts de raccordement ne sont pas inclus dans le modèle financier.

• Rendement (%), obtenu lors d’un cycle de charge puis de décharge
• Autodécharge (%/h ou %/mois), soit la diminution de la quantité d’énergie stockée dans la batterie.
• Temps caractéristique de décharge, soit le temps nécessaire à une décharge complète de la technologie. Cette information permet notamment d’estimer la puissance de l’installation.

• Rendement (%), soit le rapport entre la quantité du vecteur A consommé et la quantité de vecteur B restituée. Il est possible que ce rendement soit supérieur à 100% : une pompe à chaleur peut consommer 1kWh d’électricité pour produire 4kWh de chaleur. Le rendement sera alors de 400%.
• La possibilité de co-produire un second vecteur. Par exemple, une pile à combustible produit non seulement de l’électricité, mais aussi de la chaleur basse température. La simulation permet de valoriser cette co-production de chaleur.
• Le rendement de co-production, soit la quantité du vecteur énergétique produit par unité du vecteur énergétique consommé.

• Les productions non pilotables
• La mobilisation des productions pilotables, des réseaux, des moyens de stockage, des convertisseurs énergétiques
• Les consommations énergétiques effectivement réalisées

Figure 5 : Etapes horaires de la modélisation, dans le cas d'un réseau isolé contenant panneaux solaires PV, batteries et deux groupes électrogènes

• N la durée de vie du projet (années)
• ac le taux d’actualisation corrigé de l’inflation (%), qui s’exprime en fonction du taux d’actualisation a (%), et de l’inflation i (%) comme :
• C(t) la somme des coûts de l’année t (€) comprenant CAPEX, OPEX variables, OPEX fixes et coût de combustible. Les technologies dont la durée de vie est inférieure à N, sont renouvelées à leur fin de vie et on impute à nouveau la valeur du CAPEX.
• V(t), la valorisation des technologies en fin projet, dont la durée de vie est de de V années, et R le nombre d’années résiduelles.
• E(t) la somme des énergies consommées à l’année t (kWh)

• Les technologies qui n’ont pas été utilisées lors de la simulation sont listées.
• Les technologies dont la durée de vie n’est pas adaptée au projet, lorsque l’espérance de vie d’une technologie est supérieure à la durée du projet.
• Les heures de l’année présentant un risque d’instabilité électrique. Elles correspondent aux cas ou l’inégalité suivante est satisfaite :
  • NP la puissance instantanée non pilotable
  • P la puissance instantanée pilotable
  • P_{stockage électrique}, la puissance nominale des moyens de stockage électrique
• Les cas où une technologie est trop éloignée du projet (>1000 km).

[1] J.A. Duffie and W.A. Beckman, Solar Engineering of Thermal Processes

[2] V.A. Graham and K.G.T Hollands, A method to generate synthetic hourly solar radiations globally (1990)

[3] Erbs DG, Klein SA, Duffie JA, Estimation of the diffuse radiation fraction for hourly, daily, and monthly-average global radiation, Solar Energy

[4] NREL, Generating synthetic wind data,
https://www.homerenergy.com/products/pro/docs/3.11/generating_synthetic_wind_data.html