[05/03/2021 - 9h] Soutenance de thèse sur l'impact du développement des ENR et le potentiel de stockage en complémentarité avec les réseaux de chaleur

Bonjour,

Je soutiens le 5 mars prochain ma thèse et j’ai pensé que le sujet pourrait intéresser certains membres des Shifters, notamment l’équipe de Grenoble, où se trouve mon laboratoire.

J’ai travaillé durant 3 ans sur la modélisation du système énergétique français. L’objectif était de comprendre l’impact de développement des ENR intermittentes et le potentiel du stockage et sa complémentarité avec les réseaux de chaleurs pour y répondre. C’est un sujet assez général qui se concentre sur les spécificités du cas français.

Si vous êtes intéressé, la soutenance sera publique et accessible via le lien ci-dessous.
https://liten.virtualrooms.actandmatch.com/besoins-de-flexibilite-induits-par-les-enrs-et-quelques-moyens-pour-y-repondre

Intitulé :
Analyse et modélisation des impacts du développement des énergies renouvelables intermittentes sur le système énergétique Français : Etude du potentiel du stockage de l’électricité, et de la complémentarité avec la chaleur.

Résumé :

La France affiche une volonté de développer massivement les énergies renouvelables intermittentes – éolien et photovoltaïque - tout en diminuant la part des sources pilotables, ici le nucléaire. Ce changement de paradigme implique de repenser la gestion des systèmes énergétiques. En effet, l’intermittence des renouvelables génère un besoin de flexibilité à différentes échelles de temps, de l’heure à l’année. Ne pouvant plus se reposer sur la flexibilité des moyens pilotables, cette thèse questionne le potentiel d’autres moyens pour y répondre : stockage d’électricité, surdimensionnement de la production et réseaux de chaleur.

Face à la nécessité d’une approche système, des modèles simples ont été développés pour affiner la compréhension des interdépendances entre production et stockages. Les indicateurs optimisés sont économiques (€) mais aussi environnementaux : énergie grise et émission de gaz à effet de serre sur l’ensemble du cycle de vie. Les performances des systèmes considérés sont celles d’aujourd’hui et leur développement est limité par les ressources et l’espace disponibles. Sans rentrer dans le détail précis du fonctionnement de chaque technologie, cette approche physique donne les domaines de fonctionnement optimaux des différentes technologies, et les cas difficiles pour lesquels les solutions manquent encore.

Dans un premier temps, le besoin en flexibilité généré pour différents taux de pénétration de l’intermittence est quantifié pour plusieurs échelles de temps. Cela permet de comparer le potentiel de différentes technologies de stockage d’électricité à chacune de ces échelles pour mettre en phase production et consommation. Les résultats montrent que les temps longs –-- typiquement le stockage saisonnier –-- sont ceux qui demandent les plus gros investissements pour une faible rentabilité. Ensuite, les mécanismes de compétition entre plusieurs stockages et le surdimensionnement sont analysés pour montrer dans quel cas les optimums utilisent des solutions complémentaires. L’étude aborde alors le potentiel du couplage entre le réseau électrique et le réseau de chaleur comme moyen de flexibilité, notamment pour la gestion des besoins longs termes.

Ce travail de thèse se focalise sur l’échelle française, bien que la méthodologie soit applicable ailleurs.

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Bonjour Arthur,

Je ne serai pas dispo sur ce créneau mais le sujet m’intéresse : sais-tu déjà s’il sera possible de voir ta soutenance en replay ?
Bon courage pour la dernière ligne droite,

Arnaud

Bonjour Arnaud,

Sauf incidents techniques, on devrait arriver à enregistrer la soutenance? Je ferai passer le lien sur le forum quand ça sera fait.
Merci également pour ton intérêt pour le sujet !

Arthur

Bonjour Arnaud,

Voilà le lien pour visionner la rediffusion de la soutenance : https://youtu.be/0wpwx5UmCWY

Au plaisir d’en discuter !
Arthur

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Ca s’est bien passé ? :slight_smile:

Merci je regarde dès que j’ai un instant!

J’ai écouté, bravo! :slight_smile:
J’en profite pour 2 petites questions :

  • dans tes hypothèses de stockage H2, tu as pris quelles hypothèses pour la partie électrolyse? Et en particulier quel facteur de charge pour les électrolyseurs? Alimentés par des EnR j’ai toujours du mal à imaginer qu’on puisse les charger assez pour que ça ait un sens
  • pour ton fameux graphe qui montre combien stocker d’énergie par tranche temporelle en fonction du modèle électrique retenu, je ne comprends pas comment ça marche. Pour le 100% PV par exemple, je m’attends à ce que pour pouvoir tenir n’importe quel créneau de 0,75h il faille être capable de couvrir la conso française (puisque déjà toutes les nuits le pv produit 0). Pourtant sur le graphe je lis seulement 10GWh, ce qui me semble très faible par rapport à la conso de 3/4 d’h en France. Ca ne se calcule pas comme ça?
    Merci!

Dans l’ensemble ça s’est plutôt bien passé oui, merci !
Et les échanges avec les membres du jury ont été très intéressants. Il y avait parmi eux des académiques, des industriels (RTE, Air Liquide, Saint Gobain) et une politiste. Ça a permis de croiser les points de vues et d’ouvrir encore plus le sujet !

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Bonjour Arnaud,

Je te remercie pour ta question. Voilà mes réponses pour ces deux points :

  • Pour l’électrolyse :

J’ai modélisé l’électrolyseur avec les caractéristiques des électrolyseurs alkalin, utilisé pour le stationnaire. Le facteur de charge n’est en revanche pas une donnée d’entrée, c’est une variable d’optimisation. Il dépend donc de la manière dont le stockage d’hydrogène est utilisé.

L’utilisation de ce stockage dans les simulations présentées est un résultat de l’optimisation, c’est donc une solution qui permet de minimiser le coût total du système. En revanche, mon modèle ne tient pas compte des contraintes de fonctionnement des électrolyseurs, comme ça peut être le cas avec les « marche/arrêt » répétés d’un signal de production qui serait très intermittent.

  • Sur le second point, j’imagine que tu parles de la diapo numéro 19 ? Si c’est bien le cas :

La lecture de ce graph ne fonctionne pas comme tu l’expliques. Chacune des échelles de temps (abscisse) revoie le besoin en énergie pour cette échelle de temps seulement.

Pour être plus clair, prenons l’exemple de la journée. L’énergie représente la taille du stockage qu’il faudrait installer pour être capable de gérer les plus grandes fluctuations entre le jour (avec une très forte production et faible consommation) et la nuit (avec une faible production et forte consommation). Cette grandeur ne tient pas compte des autres échelles de temps et représente seulement les fluctuations à la journée. C’est pour ça que le besoin à 0.75h ne couvre pas la totalité de la consommation électrique.

J’espère avoir été suffisamment clair dans mes explications ! N’hésites pas si tu as encore d’autres questions.

Très bonne journée,

Arthur

Merci pour ton retour!
Je dois avouer que je ne dois pas être assez dedans, du coup j’ai du mal à comprendre comment marche la simu pour l’hydrogène. Tu calcules un coût par kWh stocké sous forme d’H2 non ? Donc dans ce coût tu dois compter le coût de l’électrolyse, dont l’investissement dans l’électrolyseur représente une très grosse partie ? Donc tu dois bien faire une hypothèse pour répartir cet investissement sur x tonnes de H2? Pour moi c’est une des grosses limites du couplage EnR + H2, c’est pour ça que j’essaye de comprendre ce point…

Pour le graphe page 19 (en effet), si on reprend l’exemple d’une journée pour le scenario 100% PV, ça veut dire que le nombre de MWh indiqué est le max de la différence élec consommée - élec produite sur une période de 24h, en considérant que la production actuelle est multipliée par un facteur important pour faire comme si le parc PV produisait notre conso annuelle (500TWh) et pas seulement 2% de celle-ci. Correct ?

En ce qui concerne la partie stockage d’hydrogène, le coût est triple.

Il y a l’electrolyseur et la pile à combustible, qui ont un coût d’investissement en puissance (€/MW rentrant ou sortant), et le réservoir d’hydrogène qui a un coût en énergie (€/MJ de H2 stocké).

Le coût total du système se calcul donc comme la somme de ces 3 investissements. Les puissances entrante et sortante vont dimensionner l’electrolyseur et la pile à combustible. La durée de stockage dimensionnera la taille du reservoir.

Le modèle que j’utilise optilse les flux, c’est a dire les puissances qui rentrent et sortent de chaque élément du système. Je n’ai donc pas besoin de formuler une hypothèse sur la réparation des coûts pour le stockage complet de H2. C’est une variable de sortie de l’optimisation

Ce qui est intéressant de remarquer, c’est qu’après une ou deux semaines, le coût du réservoir d’hydrogène (bouteilles en acier) devient prépondérant sur le coût de l’electrolyseur et de la pile à combustible.

En ce qui concerne la diapo 19, c’est exactement ça

Des coûts, des €, des kwh, j’ai hâte de la regarder :blush:
mais je prépare le terrain

=> ok pas mal comme entourloupe à l’oral slide 30 mais c’est honnête et j’aime l’honnêteté.
=> donc pas de commentaire ultérieur vu que tu donnes des € virtuels indicatifs à comparer entre eux.

J’aime :blush: => les € sont peu corrélés aux limites physiques (t’as mal écrit pas du tout :laughing:)

En plus, il faudra aussi considérer que la demande sera décroissante (*) à mesure que la puissance EnR (sur une base techno actuelle) augmentera.

(*)
En chaleur car réduction de la taille des logements
En électricité car réduction de la consommation de biens

Ok, compris le périmètre de coûts. Mais dans les scenarios que tu décris, je ne comprends toujours pas « comment ça marche concrètement ». Imaginons ton scenario 100% PV par exemple : la puissance disponible varie très fortement au cours de la journée, l’idée est de stocker sous forme de H2 l’énergie excédentaire. Mais si tu veux tout stocker (ou une grosse partie), il te faut une puissance d’électrolyse extrêmement élevée. Et cette puissance d’électrolyse est très fortement surdimensionnée quand on est sur des périodes où la production PV est plus faible. Du coup quelle puissance entrante prends-tu pour ton électrolyseur ? Le plus gros delta entre puissance produite et puissance consommée ? Ca doit te faire une puissance d’électrolyse absolument énorme, non ?

Du coup si je reprends ta diapo, en 100% PV, on a 10GWh pour le pas de temps 0,75h (45 minutes). Dans la mesure où en hiver on a des puissances appelées de l’ordre de 80GW vers 19h et qu’il fait nuit, pourquoi seulement 10GWh ? Je me serais attendu à un besoin de stockage de l’ordre de 80GW * 0.75h = 60 GWh ?

Est-ce que ta thèse estime le volume de batteries lithium nécessaires ?

Bonjour Fred,

A partir des calculs que j’ai réalisés on peu évaluer un besoin de stockage. Mais ça dépend pour quoi faire, quel type de stockage ?