L’industrie minière est un contributeur majeur aux émissions de dioxyde de carbone (CO₂) à l’échelle mondiale. Les exploitations ont besoin d’une grande quantité d’énergie, dont la majeure partie provient encore des carburants fossiles, alourdissant son empreinte écologique.

À mesure que les pressions vis-à-vis du climat augmentent, les sociétés minières sont soumises à des contraintes croissantes pour repenser la manière dont elles alimentent leurs mines. Toutefois, la transition vers des systèmes énergétiques à faible émission n’est ni simple, ni rapide. Aujourd’hui, un nombre croissant de sociétés énergétiques développent des technologies qui peuvent répondre en toute fiabilité aux demandes énergétiques diversifiées des exploitations minières, tout en ouvrant la voie à un avenir doté de solutions énergétiques plus durables.

Des centrales d’énergie solaire flottantes

Les modules photovoltaïques flottants (modules PVF) sont explorés comme nouvelle option pour les systèmes d’énergie renouvelables dans le secteur minier par des sociétés telles que Ciel & Terre, le spécialiste français en énergie renouvelable.

Les systèmes de centrales photovoltaïques flottantes fonctionnent de la même manière que les panneaux solaires traditionnels installés au sol. À la place de modules photovoltaïques, qui convertissent l’énergie solaire en électricité, les structures flottantes sont ancrées au fond ou sur les rives de masses d’eau continentales ou artificielles.

Ciel & Terre a installé plus de 330 modules PVF sur six continents, et notamment au Japon, à Taïwan et aux États-Unis. La société a aussi mis au point des conceptions préliminaires pour certains projets miniers au Canada et dispose de plusieurs contrats d’ingénierie, d’approvisionnement et de gestion de la construction (IAGC).

Les modules PVF sont installés dans des lacs formés dans d’anciennes fosses minières et des bassins de décantation des stériles abandonnés ou opérationnels. Ils les transforment pour obtenir une production d’énergie renouvelable sans rivaliser avec les ressources foncières. Les installations PVF ont une durée de vie de 25 à 30 ans, déclarait Chris Bartle, directeur des ventes et du marketing pour le continent américain à la division États-Unis de Ciel & Terre.

Les caractéristiques techniques et les conditions d’installation des modules PVF diffèrent en fonction des lacs formés dans d’anciennes fosses minières et des bassins de décantation des stériles. Les lacs formés dans d’anciennes fosses minières constituent des environnements plus stables pour le déploiement de modules PVF. Quant aux bassins de décantation des stériles, ils exigent des conceptions plus spécifiques au site en raison de leur composition chimique et de la qualité de l’eau.

Pour les applications dans l’industrie minière, les modules PVF présentent des avantages que les modules solaires installés au sol n’offrent pas, indiquait M. Bartle.

« Les principaux avantages de ces systèmes sont qu’ils n’occupent pas de place au sol qui pourrait servir, de diverses manières, à d’autres usages », indiquait-il.

Les installations PVF s’accompagnent également d’avantages environnementaux uniques. Recouvrir l’eau de panneaux solaires flottants réduit l’évaporation en limitant la surface active exposée au soleil. « C’est important dans des régions enclines à la sécheresse, comme la Californie », ajoutait M. Bartle. Réduire l’exposition au soleil permet aussi de ralentir la croissance d’algues, réduisant ainsi la contamination de l’eau.

En raison de la diversité des masses d’eau sur lesquelles les modules PVF peuvent être installés, des considérations techniques propres au site sont indispensables pour leurs systèmes structurels complexes ainsi que pour les systèmes d’ancrage et d’amarrage. Ces dernières « incluent la bathymétrie, la profondeur de l’eau, la variation du niveau de l’eau, les poussées exercées par le vent, la formation de glace, l’accumulation de neige », ajoutait-il. Associé aux préoccupations relatives aux propriétés chimiques de l’eau et à l’assainissement occasionnel du site, ceci rend les modules PVF plus onéreux que des modules solaires classiques installés au sol. D’après M. Bartle, le coût est de 10 % à 15 % supérieur.

Malgré le coût initial supérieur, les systèmes énergétiques PVF suscitent un grand intérêt, précisait-il. « Nous nous développons bien sur le marché international », indiquait-il.

Rendement du diesel

Le fournisseur de solutions énergétiques écossais Aggreko a lancé son groupe électrogène diesel de 400 kilowatts répondant à la norme Tier 4 Final (norme de niveau 4) en Amérique du Nord. Conçu pour une utilisation rapide sur des châssis mobiles ou des remorques, le groupe électrogène offre une source d’électricité flexible et fiable pour des applications industrielles et isolées. Ce groupe électrogène de 400 kW est parfaitement adapté aux exploitations minières qui requièrent une source d’électricité fiable pendant les pannes des services publics, à des utilisations dans des lieux isolés ou aux demandes variables des chantiers.

Le groupe électrogène est équipé d’un moteur diesel certifié Tier 4 Final, qui répond aux normes d’émissions les plus strictes de l’Agence américaine de protection de l’environnement pour les moteurs diesel des véhicules hors route. Il permet jusqu’à 99 % de réduction des oxydes d’azote et des matières particulaires par rapport aux moteurs de précédentes générations. Le résultat est un air pur et une diminution des émissions globales pour les activités du site.

Le groupe électrogène de 400 kilowatts répondant à la norme Tier 4 Final d’Aggreko peut être associé à des sources d’énergie renouvelable et au stockage d’énergie par batterie pour fournir de l’électricité à faible émission aux exploitations minières isolées. Avec l’aimable autorisation d’Aggreko

D’après Isaac Silva, spécialiste des comptes pour le secteur minier à Aggreko, le groupe électrogène associe la fiabilité du diesel à la flexibilité de l’intégration hybride. « Les exploitations minières ont besoin de solutions énergétiques qui peuvent s’adapter aussi rapidement que leurs projets le nécessitent », indiquait-il. « En associant la conception modulaire, la flexibilité du type de carburant utilisé et la surveillance avancée, nous aidons nos clients à préserver une source d’énergie fiable aujourd’hui, tout en les préparant aux technologies plus propres et plus efficaces de demain. »

Au cœur de ce nouveau groupe électrogène se trouve une technologie de traitement aval, qui inclut la réduction catalytique sélective et des catalyseurs d’oxydation. Cette technologie permet de se conformer aux normes strictes Tier 4 Final et en fait une solution adaptée aux sites miniers sensibles sur le plan environnemental ou isolés, expliquait la société.

Le groupe électrogène pourra également être transformé en version hybride ultérieurement. En d’autres termes, l’intégration de sources d’énergie renouvelables et de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS, de l’anglais battery energy storage systems) permettra de réduire encore davantage son intensité en carbone.

« En association avec les BESS, le groupe électrogène fonctionne à son niveau de production le plus élevé, et les batteries peuvent supporter des variations soudaines, pics ou chutes, de la demande », expliquait M. Silva. « Ceci permet de minimiser les marches au ralenti, de réduire la consommation de carburant et de prolonger la durée de vie du moteur. En période de faible demande, le groupe électrogène peut même s’éteindre totalement, permettant aux BESS de supporter la charge, ce qui réduit encore davantage les émissions. »

Cette flexibilité du groupe électrogène de 400 kW conforme à la norme Tier 4 Final répond directement à l’une des plus grandes difficultés énergétiques du secteur minier, à savoir la gestion des demandes variables en énergie pendant la journée dans des sites isolés ou non connectés au réseau électrique.

Pour répondre aux exigences en matière de charge maximale, les groupes électrogènes classiques sont souvent très volumineux, entraînant une utilisation inefficace du carburant, des émissions plus élevées et un entretien accru. Le groupe électrogène répondant à la norme Tier 4 Final élimine cette inefficacité en permettant aux mines d’augmenter ou de diminuer l’énergie nécessaire rapidement et de la croiser avec des sources d’énergie renouvelables ou le stockage par batterie afin de stabiliser la puissance de sortie et de diminuer l’empreinte carbone sans compromettre la fiabilité.

« Ceci en fait un outil particulièrement précieux pour faire le pont entre les systèmes électriques pendant les agrandissements, pour soutenir la création de nouvelles fosses ou compléter des raccordements au réseau médiocres, des cas de figure courants dans les exploitations minières modernes », indiquait M. Silva.

Lorsque nous travaillons avec des clients, « nous menons initialement une consultation et une évaluation qui identifient les besoins énergétiques de l’exploitation minière et prennent en compte la demande actuelle et future », expliquait-il. « Ensuite, notre équipe conçoit un bouquet énergétique personnalisé conçu en ayant à l’esprit l’évolutivité du prêt-à-l’emploi. De là, l’équipe d’Aggreko est une ressource continue pendant et après l’installation et l’intégration. Elle garantit une source d’électricité sûre et fiable pour le site, surveillée 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7 par le centre des opérations à distance d’Aggreko. »

Aggreko accompagne ses clients de la consultation initiale à l’installation et l’exploitation. Elle supervise la logistique, la mise en service et l’intégration avec l’infrastructure existante. « Nos actifs modulaires réduisent l’apport de capitaux propres tout en évitant les perturbations dans la production en cours », expliquait M. Silva. « Nous garantissons des délais d’exécution minimaux entre la signature du contrat et la mise en service, ce qui est essentiel pour les projets miniers isolés ou dont la réalisation doit être accélérée. »

Fiable et flexible

Dans la région reculée du Balochistan au Pakistan, l’accès à une infrastructure essentielle telle que l’eau potable, l’électricité et le transport est limité. Pourtant, cette région abrite l’un des plus grands gisements de cuivre et or non mis en valeur au monde, le projet de Reko Diq, détenu par Barrick Mining.

L’isolement de ce projet signifie que les systèmes fiables, flexibles et modulables sont une exigence incontournable pour la mise en valeur de la mine.

Pour répondre à ce besoin, le groupe technologique international Wärtsilä fournit une centrale électrique de 204 mégawatts au site. « La centrale fonctionnera avec 12 moteurs et auxiliaires de type Wärtsilä 50 », déclarait Alexandre Eykerman, directeur commercial à l’énergie à Wärtsilä Energy, une filiale de Wärtsilä.

Au projet de mine de Reko Diq au Pakistan, la centrale électrique de 204 mégawatts de Wärtsilä associe la flexibilité au niveau des types de carburant utilisés et la technologie de récupération de chaleur au profit de l’énergie renouvelable future. Avec l’aimable autorisation de Wärtsilä

La centrale fonctionnera initialement au gaz naturel et aux carburants liquides, faciles à obtenir dans la région. Toutefois, sa conception pérenne lui permettra à l’avenir de s’adapter à des sources d’énergie plus propres à mesure qu’elles deviennent accessibles.

« La centrale électrique inclura des dispositions technologiques pour permettre la conversion des moteurs afin de fonctionner avec d’autres carburants à l’avenir », indiquait M. Eykerman. « Les moteurs de Wärtsilä fonctionnent avec différents types de carburants. Nos moteurs fonctionnent déjà avec divers combustibles gazeux et liquides, et peuvent être convertis de manière à fonctionner avec des carburants plus durables dès lors qu’ils deviennent accessibles. Ceci signifie que les centrales électriques ne sont pas restreintes à un seul carburant. »

Au-delà de la flexibilité en matière de carburant, la technologie de Wärtsilä intègre des chaudières de récupération de la chaleur qui permettent un fonctionnement en mode Flexicycle, une configuration qui associe les moteurs au gaz ou ceux fonctionnant avec divers carburants à une turbine vapeur afin d’augmenter le rendement. Cette configuration permet également l’intégration d’énergies renouvelables telles que le solaire ou l’éolien, ainsi qu’un futur raccordement au réseau à mesure que l’infrastructure régionale se développe.

« Une fois que la source d’énergie renouvelable est opérationnelle, cet atout flexible jouera un rôle important pour offrir le coût moyen de l’électricité le plus bas », ajoutait M. Eykerman. Il faisait référence au coût moyen le plus bas de la production d’électricité durant la vie d’une centrale, en incluant notamment l’investissement, l’exploitation, l’entretien, le carburant et la mise en service.

D’après Wärtsilä, ajouter la flexibilité au fonctionnement d’une centrale électrique améliore la fiabilité du système, maintient la stabilité du réseau et réduit le coût global de la transition vers des systèmes énergétiques à faible émission de CO₂ lorsque le temps est venu.

En mode de cycles combinés, qui utilise dans la même centrale électrique deux processus différents de production d’électricité tels que des moteurs fonctionnant avec un carburant et des turbines à vapeur pour récupérer et réutiliser l’énergie thermique, la centrale de Reko Diq devrait considérablement renforcer le rendement électrique et réduire la quantité de carburant utilisé ainsi que les émissions de CO₂ par kilowatt produit à la centrale. 

Traduit par Karen Rolland