Auteur / Autrice : | Arthur Clerjon |
Direction : | Yves Bréchet, Fabien Perdu |
Type : | Thèse de doctorat |
Discipline(s) : | Mécanique des fluides, procédés, énergétique |
Date : | Soutenance le 05/03/2021 |
Etablissement(s) : | Université Grenoble Alpes |
Ecole(s) doctorale(s) : | École doctorale Ingénierie - matériaux mécanique énergétique environnement procédés production (Grenoble ; 2008-....) |
Partenaire(s) de recherche : | Laboratoire : Laboratoire d'innovation pour les technologies des énergies nouvelles et les nanomatériaux (Grenoble) |
Jury : | Président / Présidente : Luc Salvo |
Examinateurs / Examinatrices : Marie Dégremont-Dorville, François Maréchal | |
Rapporteurs / Rapporteuses : Sylvain Quoilin, Régis Réau |
Mots clés
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 la journée 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 pourdifférents 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 à l’échelle Française, bien que la méthodologie soit applicable ailleurs.