Production à l'aide de moteurs à gaz en Afrique du Sud – aperçu général

La plupart moteurs à gaz Il s'agit de moteurs à combustion interne à pistons et à allumage par étincelle fonctionnant selon le cycle Otto, qui utilisent le gaz naturel comme combustible principal. Les modèles de plus petite taille fonctionnent en combustion stœchiométrique, tandis que les moteurs plus puissants sont des moteurs à mélange pauvre équipés de systèmes d'allumage à préchambre. Ces moteurs sont associés à des groupes électrogènes monoblocs, cogénération et même, trigénération des unités permettant d'optimiser l'utilisation de l'énergie contenue dans le combustible brûlé. Les moteurs sont modulaires et plusieurs unités peuvent être installées dans des centrales électriques ou logées dans des conteneurs individuels, tels que des conteneurs ISO standard, ce qui facilite leur déplacement, notamment dans le cadre de projets de valorisation énergétique des gaz de décharge. Article adapté d'un texte initialement publié dans le magazine Energize en octobre 2012 par Ray Lombard. Au cours des cinq dernières décennies, les moteurs à gaz ont évolué pour donner naissance à des modèles capables de fonctionner avec une large gamme de carburants, notamment le gaz naturel, biogaz (gaz de décharge et gaz d'égout), ainsi que gaz de houille (gaz de mine et méthane de houille). Certains fabricants de machines, comme Jenbacher, sont capables d'utiliser les gaz de four (provenant de la production d'acier, de ferrochrome, de ferromanganèse ou de carbure de calcium) dans leurs moteurs pour produire de l'électricité. La puissance des unités disponibles dans le commerce varie entre 20 kW_e jusqu'à 18 MW_e. Les plus petites unités sont généralement équipées de moteurs diesel modifiés et dotés d'un système d'allumage par étincelle, tandis que les plus grandes, d'une puissance d'environ 250 kW_e Les modèles ci-dessus sont spécialement conçus comme des moteurs à gaz. Les moteurs à gaz destinés à la production d'électricité livrés au cours des 20 dernières années représentent une puissance totale d'environ 50 GW [1]. La division moteurs à gaz de GE figure parmi les principaux fabricants mondiaux de moteurs à gaz à pistons, avec plus de 20 000 moteurs livrés représentant une capacité totale de plus de 20 GW. La plupart des moteurs à gaz sont utilisés comme unités de charge de base, fonctionnent en parallèle avec le réseau et tournent en continu, mais un nombre important d'entre eux sont utilisés en mode îloté. Dans certains cas, l'électricité peut être acheminée via le réseau depuis le producteur d'électricité jusqu'à l'utilisateur final. La production d'électricité sur site présente des avantages significatifs, en particulier lorsque des systèmes de cogénération (CHP) ou de trigénération à haut rendement sont utilisés pour récupérer la chaleur du bloc moteur et des gaz d'échappement, qui est souvent gaspillée [2]. L'électricité produite localement, c'est-à-dire l'électricité distribuée (DG), a plus de valeur pour la société que l'électricité produite de manière centralisée (CG). Des recherches récentes menées aux États-Unis ont abouti à deux conclusions qui changent la donne :

• 1 MWh produit à proximité des utilisateurs grâce à une installation de production décentralisée peut, selon l'emplacement du réseau, remplacer entre 1,2 et 1,45 MWh d'électricité produite par le réseau central.
• Chaque MWh de pointe produit par la production décentralisée (DG) permet de remplacer entre 2 et 2,25 MWh de consommation de pointe au niveau du réseau de transport et de distribution (T&D) et de la production centralisée (CG).

À l'heure où nous écrivons ces lignes, aucun modèle à moteur à essence groupes électrogènes sont associés à du ministère de l'Énergie Programme REBID. Les groupes électrogènes qui produisent actuellement de l'électricité pour la consommation interne de diverses installations ont été mis en place en raison de la nécessité stratégique d'éviter des coupures de courant coûteuses qui ont des répercussions très négatives sur la production ou les services. Dans de nombreux cas, ces installations produisent déjà de l'électricité à moindre coût, alors que les tarifs d'Eskom ne cessent d'augmenter.

Applications des moteurs à gaz en Afrique du Sud

Groupes électrogènes à moteur au gaz naturel : Sasol Gas fournit actuellement la majeure partie du gaz naturel en Afrique du Sud, mais perdra ce monopole au cours de l'année 2014. Sasol commercialise à la fois du gaz naturel et du gaz riche en méthane. Sasol exploite et entretient un réseau d'approvisionnement en gaz composé de 2 500 km de gazoducs, dont le gazoduc transfrontalier de 865 km reliant les gisements de gaz du Mozambique au réseau de Sasol Gas. Le réseau achemine plus de 150 millions de GJ de gaz par an vers environ 550 clients industriels et commerciaux. Le gaz acheminé par gazoduc est une source d'énergie pratique et fiable, économique et parfaitement adaptée à un large éventail d'applications, notamment Production d'énergie. Les clients sont implantés dans les régions industrielles des provinces de Gauteng, du Nord-Ouest, du Mpumalanga, du KwaZulu-Natal et du nord de l'État libre en Afrique du Sud. Le gaz acheminé par Sasol Gas se présente sous deux formes [3] :

• Gaz naturel d'un pouvoir calorifique de 39,0 MJ ± 5 % à 101 325 kPa et 15 °C
• Gaz riche en méthane présentant un pouvoir calorifique de 33,89 MJ ± 8 % à 101 325 kPa et à 15 °C

En Afrique du Sud, le gaz naturel est acheminé par gazoduc depuis les gisements du Mozambique, tandis que le gaz riche en méthane est un mélange de gaz de synthèse produit par Sasol. Sasol a limité la vente de gaz en Afrique du Sud, car l'entreprise utilise la majeure partie du gaz naturel pour la synthèse Fischer-Tropsch de carburants hydrocarbonés ; son monopole restreint fortement les possibilités d'utiliser le gaz acheminé par gazoduc comme carburant alternatif à court terme. L'électricité produite par des moteurs à gaz fonctionnant au gaz naturel coûte entre 0,75 et 1,00 rand par kWh, selon le prix négocié du gaz acheminé par gazoduc, tandis que l'électricité produite au diesel coûte actuellement entre 2,80 et 3,00 rands par kWh. L'électricité produite à partir du gaz naturel fait l'objet de contrats à long terme, ce qui rend son coût plus stable par rapport à l'électricité produite au diesel, dont le prix du carburant varie fréquemment et est généralement en hausse. Les moteurs à gaz sont plus adaptés aux applications de charge de base que les groupes électrogènes diesel, dont la principale application réside dans les systèmes d'alimentation de secours. L'Afrique du Sud a récemment levé le moratoire de 2011 sur l'exploration du gaz de schiste dans la région semi-aride du Karoo, où la technique d'extraction dite de « fracturation hydraulique » pourrait être utilisée pour exploiter certains des gisements potentiellement les plus importants au monde de cette source d'énergie. Collins Chabane, ministre au sein du cabinet du président, a déclaré vendredi 7 septembre 2012 que le gouvernement avait décidé de lever le moratoire, après qu’une étude eut apaisé les inquiétudes en matière de sécurité liées à cette méthode controversée [4]. Selon une première étude commandée par l’Agence américaine d’information sur l’énergie, l’Afrique du Sud dispose de 485 000 milliards de pieds cubes³ de ressources en gaz de schiste techniquement exploitables, dont la plupart se trouvent dans le vaste bassin du Karoo. Ces réserves pourraient constituer une solution à long terme aux problèmes énergétiques de la plus grande économie d’Afrique, qui dépend du charbon pour produire 85 % de son électricité. Le cabinet de conseil en risques politiques Eurasia estime que la levée du moratoire pourrait « changer la donne » pour l’économie sud-africaine. L'impact de la « fracturation hydraulique » sur les réseaux d'eaux souterraines régionaux suscite de sérieuses inquiétudes et chaque projet devra faire l'objet d'une évaluation minutieuse, pouvant inclure la mise en œuvre de mesures d'atténuation environnementale très coûteuses. D'importantes réserves de gaz naturel ont été découvertes au large de la Namibie, du nord du Mozambique et du sud de la Tanzanie. Selon le ministère de l'Énergie, le développement des gisements de gaz régionaux fera du gaz naturel un combustible plus important en Afrique du Sud. Grâce à la disponibilité du gaz naturel dans les pays voisins, tels que le Mozambique et la Namibie, et à la découverte de réserves de gaz offshore en Afrique du Sud, l'industrie gazière sud-africaine connaît une expansion rapide. Outre le gaz de houille et le gaz de pétrole liquéfié (GPL), l’Afrique du Sud a produit environ 930 000 tonnes de gaz naturel et 104 860 tonnes de condensats associés en 2003. La totalité de la production de gaz et de condensats est destinée à l’usine de synthèse de combustibles liquides de Petro SA et représente environ 1,5 % de l’approvisionnement total en énergie primaire. Le gaz produit à partir du charbon représentait 5 % de la consommation nette d'énergie, tandis que le GPL en représentait environ 6 %. Il existe également un potentiel d'extraction de méthane dans les mines d'or profondes d'Afrique du Sud afin de produire de l'électricité pour compléter l'énergie utilisée par les mines. Les gisements de charbon contiennent également du méthane, mais la plupart des gisements de charbon à l'est du Waterberg ont de faibles rendements en gaz. Un certain nombre de projets ont déjà été mis en place en Afrique du Sud utilisant le gaz acheminé par le pipeline de Sasol.

• Le projet Thos Begbie utilise du gaz enrichi en méthane pour produire de l'électricité dans un système connecté au réseau.
• Les moteurs des ABSA Towers fonctionnent au gaz de canalisation riche en méthane dans un système en parallèle avec le réseau et utilisent la chaleur du bloc moteur (généralement à 80 °C) pour fournir de l'eau chaude au bâtiment abritant les groupes électrogènes, situés au sous-sol. Le projet des ABSA Towers a été présenté avec brio par Ken Gafner dans le numéro de mai 2012 de la revue Energize [5].
• Le projet MTN utilise du gaz naturel pour produire de l'électricité indépendamment du réseau. La chaleur dégagée par le bloc moteur alimente le système d'eau chaude, tandis que la chaleur des gaz d'échappement (environ 460 °C à pleine charge) assure la climatisation du campus MTN grâce à des refroidisseurs à absorption.

Aux Pays-Bas et en Belgique, des projets d'agriculture sous tunnels à haut rendement utilisent le gaz naturel, associé à la trigénération et à la fertilisation au carbone, pour produire des fleurs coupées et des légumes : l'électricité alimente l'éclairage, la chaleur du bloc moteur chauffe les tunnels, la chaleur des gaz d'échappement permet le refroidissement grâce à des refroidisseurs à absorption, et les gaz d'échappement eux-mêmes sont traités pour éliminer les résidus d'hydrocarbures imbrûlés avant d'être acheminés vers les tunnels où le CO₂ accélère le rythme de croissance des cultures. Plus de 600 groupes électrogènes GE Jenbacher équipés de CO₂ production d'électricité d'une puissance totale de 1 500 MW_e ont été fournis dans l'Union européenne. Des études préliminaires sont en cours concernant le déploiement de cette technologie dans l'agriculture intensive en Afrique du Sud.

Moteurs et groupes électrogènes au biogaz

Le biogaz est l'un des sous-produits finaux de la biodégradation anaérobie des effluents issus du traitement des eaux usées municipales, des effluents industriels et du traitement des flux de déchets agricoles, lorsque ces installations sont gérées correctement. Bien que l'usine de Petro SA ne dispose pas d'un système de cogénération, de nombreuses stations d'épuration en Europe exploitent à la fois la chaleur du bloc moteur et celle des gaz d'échappement via des échangeurs de chaleur afin d'optimiser les températures de fonctionnement des digesteurs anaérobies. Les rendements en biogaz sont relativement faibles pour les eaux usées. De meilleurs rendements peuvent être obtenus à partir des déchets alimentaires. En effet, les animaux, y compris l'être humain, sont en réalité assez efficaces pour extraire l'énergie des aliments qu'ils ingèrent ; leurs excréments contiennent donc moins d'énergie qu'on ne le suppose généralement. Le biogaz se compose généralement de méthane (CH₄) à 65 % et de dioxyde de carbone (CO₂) à 35 % en volume, et est saturé en vapeur d'eau. Parmi les impuretés notables, on trouve les siloxanes et le sulfure d'hydrogène (H₂S). Les siloxanes entraînent la formation de résidus de silicate dans les chambres de combustion des moteurs, ce qui nécessite un décokage lors de l'entretien des moteurs. Si les siloxanes sont présents en concentrations excessives, les intervalles de décokage peuvent être trop fréquents pour permettre un fonctionnement efficace des moteurs. Il sera alors nécessaire d'éliminer les siloxanes lors du conditionnement du flux gazeux avant son utilisation dans les moteurs. Pendant la combustion, H₂S se transforme en SO_x qui forment de l'acide sulfureux et de l'acide sulfurique. Ces acides s'accumulent dans l'huile moteur et, s'ils sont présents en quantités excessives, ils obligent à effectuer des vidanges plus fréquentes que celles recommandées par le constructeur du moteur. Si la concentration en H₂S dans le gaz dépasse les limites recommandées par le constructeur, il est possible de l'éliminer au cours d'un processus de traitement du biogaz avant son utilisation dans les moteurs. Il peut également s'avérer nécessaire d'éliminer les condensats du biogaz. La décision de conditionner le biogaz est toujours une question économique et, dans de nombreux cas, un décokage et des vidanges d'huile plus fréquents peuvent être tolérés en raison d'analyses coûts-avantages favorables. Il n'existe pas de solution unique adaptée à toutes les circonstances et les installations doivent être conçues pour répondre aux besoins individuels des clients. Il peut être nécessaire d'utiliser des réservoirs de gaz pour minimiser l'impact de la pression négative sur les digesteurs anaérobies, car ceux-ci risquent d'imploser si la pression d'aspiration appliquée pour extraire le biogaz est excessive. Les réservoirs de gaz contribuent à assurer un approvisionnement régulier en combustible des groupes électrogènes.

Groupes électrogènes pour décharges

Le gaz de décharge provient de la décomposition des déchets municipaux solides et s'apparente à bien des égards au biogaz, car il constitue l'un des sous-produits finaux de la biodégradation anaérobie des déchets et est également saturé en vapeur d'eau. Le gaz résiduel présent dans les décharges en activité, où le gaz n'a jamais été extrait, est similaire au biogaz extrait d'une station d'épuration des eaux usées, avec une concentration en CH₄ de 65 %. Cependant, lorsque le gaz est extrait à des fins de Production d'énergie se compose généralement de méthane (CH₄) à 50 % et le dioxyde de carbone (CO₂) à 50 % en volume. Il peut contenir des siloxanes et du H₂S et nécessiter un traitement préalable avant d'être utilisé dans des moteurs à gaz. La décision de traiter le gaz de décharge relève toujours de considérations économiques et, dans de nombreux cas, on accepte des opérations de décokage et des vidanges d'huile plus fréquentes en raison des résultats favorables des analyses coûts-avantages. La décharge de Bisasar Road est la plus grande décharge d'Afrique australe. Elle est entourée d'une zone résidentielle au sud et d'un bidonville à forte densité au nord-ouest. En raison de la proximité du site avec le quartier environnant, il est essentiel de réduire les odeurs et d'atténuer les risques pour la santé et la sécurité liés au gaz de décharge. Le gaz ne peut pas être stocké dans la décharge et s'échappe en continu dans l'atmosphère. Pour gérer ces rejets de gaz, Bisasar Road a mis en place un projet de valorisation énergétique du gaz de décharge. Une combinaison de puits de gaz verticaux et horizontaux est installée dans le corps des déchets de la décharge et le gaz est extrait par deux soufflantes qui créent une aspiration négative pour acheminer le gaz vers le complexe énergétique, où il est comprimé et acheminé vers sept moteurs à gaz GE Jenbacher à 110 millibars. La pression d'alimentation des moteurs est contrôlée par une torche Hofstetter qui brûle tout excédent de gaz à des températures supérieures à 1 000 °C avec des temps de séjour supérieurs à 2 s. Les six groupes électrogènes équipés de moteurs GE J320 et le groupe électrogène équipé d'un moteur GE J312 sont capables de produire une puissance totale combinée de 6,9 MW._e / h, qui est injectée dans le réseau électrique d'Ethekwini. Bisasar Road extrait et brûle en moyenne 4 200 Nm³/h de gaz et alimente en électricité l'équivalent de 7 000 foyers. Cela peut sembler une goutte d'eau dans l'océan au vu de la crise énergétique actuelle, mais il s'agit d'une énergie produite à partir d'un gaz résiduel qui, sans cela, aurait été rejeté dans l'atmosphère. Le CH₄ est un gaz à effet de serre dont le potentiel de réchauffement global est 21 fois supérieur à celui du CO₂₂ et le projet de la route Bisasar est donc éligible, au titre du Protocole de Kyoto, en tant que projet relevant du Mécanisme de développement propre. Chaque réduction d'émissions certifiée (REC) équivaut à 1 tonne de CO₂ non rejetée dans l'atmosphère. Jusqu'en décembre 2011 , la route de Bisasar avait accumulé un peu moins de 700 000 CER (d'une valeur d'environ 94 millions de rands), ainsi que 44 millions de rands supplémentaires grâce à la vente d'électricité fournie au réseau électrique local d'eThekwini.

Moteurs à gaz pour chaudières / groupes électrogènes

L'Afrique du Sud est l'un des plus grands producteurs de ferro-alliages au monde. Les gaz de four générés par les procédés de fusion varient considérablement d'un procédé à l'autre, mais se composent principalement de monoxyde de carbone (CO) et d'hydrogène (H₂) qui, par le passé, étaient brûlés à la torche dans l'atmosphère. Dans chaque cas, les groupes électrogènes sont conçus pour utiliser les gaz de combustion produits par les fours spécifiques du client. La taille et la concentration des particules dans le flux gazeux constituent un sujet de préoccupation particulier ; ces particules sont donc extraites à l'aide de divers systèmes de filtration spécialisés. La concentration en H₂ pose également un problème, car ce gaz provoque un cliquetis dans les moteurs à gaz, ce qui peut entraîner des dommages importants. Il faut tenir compte du mélange de gaz lié aux cycles de soutirage et de recharge des fours afin de garantir la stabilité de la qualité du gaz. L'humidité présente dans le flux de gaz peut également nécessiter une gestion particulière. Ces problèmes potentiels sont tous gérés à l'aide de systèmes de conditionnement du gaz appropriés. La production d'électricité à partir de gaz de four à l'aide de moteurs correctement configurés et alimentés en gaz conditionné s'est avérée viable. Le tableau 4 répertorie les installations actuelles de production d'électricité à partir de gaz résiduaire de four en Afrique du Sud. L'usine d'International Ferro Metal (IFM) produit actuellement 16 MW_e de manière continue, ce qui correspond à 11 % de la consommation électrique des fours de cette usine. Si Eskom venait à appliquer le plafond de 10 % de consommation électrique imposé à l'IFM, cette opération ne serait pas affectée. Les personnages situés dans le coin supérieur droit de la figure 5 donnent une idée de l'échelle de l'usine. L'usine SA Calcium Carbide est actuellement en cours d'installation à Newcastle et deux des moteurs seront configurés pour la cogénération.

Le potentiel de production d'électricité à partir de sources de gaz « résiduelles » en Afrique du Sud

Biogaz et gaz de décharge

L'étude sur le renforcement des capacités en matière d'efficacité énergétique et d'énergies renouvelables, réalisée pour le ministère des Ressources minérales et de l'Énergie en 2004, a démontré que les gaz de décharge pourraient à eux seuls contribuer à hauteur de 80 MWe aux besoins en électricité de l'Afrique du Sud [7]. Bien que le biogaz issu des stations d'épuration des eaux usées municipales n'ait pas fait l'objet d'une étude, sa contribution potentielle est estimée être d'un ordre de grandeur similaire. Il est important de noter que ces sources d'énergie pourraient être mises en œuvre assez rapidement, dans un cycle de réalisation de projet de 12 à 14 mois. De plus, étant donné que les principales décharges et les grandes installations de traitement des eaux usées sont toutes associées aux agglomérations urbaines en Afrique du Sud, l'électricité resterait sous le contrôle des structures du réseau des autorités métropolitaines et présenterait tous les avantages de la production décentralisée. Durban Solid Waste, l'agence de gestion des déchets de la métropole d'eThekwini, en coopération avec le département métropolitain de l'électricité d'eThekwini, a démontré que cette approche est viable. Il existe également un potentiel considérable pour des projets de plus petite envergure situés dans des unités de production agricole intensive, qui pourraient soit contribuer au réseau, soit satisfaire leurs propres besoins en électricité. Plusieurs pays de l’UE ont choisi de développer la production d’électricité distribuée de cette manière et on compte plus de 1 750 projets de conversion de biogaz en électricité à petite échelle en activité, où des subventions publiques sont accordées aux « agriculteurs produisant du biogaz ». Une contrainte majeure à la mise en œuvre de cette approche est la mise à disposition de points d’entrée dans l’infrastructure du réseau. Par conséquent, les projets lancés à court terme seront associés à une production d’électricité pour usage propre et, là où des points de raccordement pratiques et rentables existent, le transport d’électricité pourra être envisagé.

Gaz de four

Les gaz qui composent les gaz de haut fourneau constituent une source d'énergie à faible pouvoir calorifique, mais ils pourraient contribuer de manière significative à l'approvisionnement en électricité de l'Afrique du Sud à eux seuls ; certaines estimations indiquent ce qui suit [7] ;

• 60 fours ouverts – 1,64_GWe
• 42 centrales à combustible fermées – 1,98_GWe

À elle seule, l'industrie des fours consomme 10 % de la capacité totale de production d'électricité du pays, qui s'élève à 40 GW en pleine production. Comme l'a démontré l'IFM, un nombre important d'exploitants de fours seront en mesure de respecter les restrictions imposées par Eskom si celles-ci venaient à être appliquées à l'avenir. Au lieu de cela, Eskom propose des incitations financières aux exploitants de fours pour qu'ils ferment leurs installations. Cela a des conséquences négatives sur les mines fournissant des minerais, du charbon et d'autres matières premières, ce qui réduit la capacité d'un secteur important de l'économie en termes de croissance et d'opportunités d'emploi.

NOUVEL APPEL D'OFFRES

En 2009, l'Autorité nationale de régulation de l'énergie d'Afrique du Sud (NERSA) a annoncé le calendrier REFIT pour toute une série de technologies [8]. Le processus REFIT a semblé marquer le pas et, en juillet 2011, le ministère de l'Énergie a annoncé que l'attribution des contrats d'achat d'électricité comporterait un volet concurrentiel. Au moment de la rédaction du présent document, les soumissionnaires retenus lors du premier cycle du processus REBID n'ont pas encore finalisé leur montage financier. Le processus semble extrêmement lent et entraîne des retards qui risquent d'aggraver systématiquement les retards dans la mise en œuvre des prochains cycles REBID. Un retard de neuf mois a déjà été annoncé concernant le troisième cycle REBID, c'est-à-dire d'octobre 2012 à mai 2013. Le lien entre l'approvisionnement en électricité et la création d'emplois a été clairement établi [8], et bon nombre des projets potentiels de valorisation des gaz résiduaires créeraient des opportunités d'emploi dans l'exploitation des installations elles-mêmes tout en contribuant efficacement à l'approvisionnement en électricité grâce à la production décentralisée. Indépendamment de la situation actuelle et des obstacles qui y sont associés, les petits producteurs d'électricité indépendants deviendront économiquement viables à mesure que le prix de l'électricité augmentera et que davantage de ces installations s'implanteront en Afrique du Sud. Toutefois, cela devrait se produire le plus tôt possible.

Références

[1] Diesel & Gas Turbine Worldwide – Enquête annuelle sur les commandes dans le secteur de la production d'électricité, 20 dernières années. [2] Thomas R Casten, « Not all megawatts are created equal », Cogeneration & On-site Power Production, juillet 2012 [3] Spécifications du gaz de Sasol Gas Storefront www.sasol.com/sasol_internet/frontend/navigation.jsp?navid=5800007&rootid=600000 [4] Chabane, Collins, ministre au cabinet du président, « Moratorium on Fracking Lifted by Cabinet on Friday, September 7, 2012 », Creamer Media’s Mining Weekly, 7–13 septembre 2012, ISSN 1562-9619 [5] K Gafner, « ABSA Campus CHP and the big picture », Energize, mai 2012, ISSN 1818-2127 [6] Publication GE – Jenbacher sur la production d’électricité à partir de biogaz [7] Rapport n° 2.3.4 – 19 sur le renforcement des capacités en matière d’efficacité énergétique et d’énergies renouvelables, février 2004, Danida Réf. : M 123/138-0180 [8] AAP Power – Conférence GE EPC, Le Cap, septembre 2011 [9] A. Kernan, « From REFIT to REBID: South Africa’s Renewable Energy Auctions » – Clean Energy Solutions Centre.