Spatial and temporal multi-objective optimization of energy supply chains based on Power-to-Gas concepts

Optimisation spatiale et temporelle multi-objectif de chaînes logistiques « énergie » basées sur le concept Power-to-Gas

• Auteur / Autrice : Eduardo Carrera-Guilarte
• Direction : Catherine Azzaro-Pantel
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Génie des Procédés et de l'Environnement
• Date : Soutenance le 04/03/2021
• Etablissement(s) : Toulouse, INPT
• Ecole(s) doctorale(s) : École doctorale Mécanique, énergétique, génie civil et procédés (Toulouse)
• Partenaire(s) de recherche : Laboratoire : Laboratoire de génie chimique (Toulouse ; 1992-....)
• Jury : Président / Présidente : Corinne Alonso
• Jury : Examinateurs / Examinatrices : Catherine Azzaro-Pantel, Henri Schneider, Alessandro Manzardo
• Jury : Rapporteurs / Rapporteuses : Christian Cristofari, Assaad Zoughaib

Mots clés

Mots clés contrôlés

Optimisation globale

Mots clés libres

Power-to-Gas

Hydrogène

Méthanation

MILP

Optimisation de chaines logistiques

Analyse d’exergie

Power-to-Gas

Hydrogen

Methanation

MILP

Supply chain optimization

Exergy analysis

Résumé

Ce travail présente un cadre de conception méthodologique pour les chaînes logistiques d'hydrogène et méthane (HMSC), en mettant l'accent sur les concepts « Power-to-Hydrogen » (PtH) et Power-to-Methane (PtM), et leurs interactions avec d'autres technologies et vecteurs énergétiques (c'est-à-dire, le reformage du méthane - SMR, et le gaz naturel). L'objectif général de ce travail est de réaliser des optimisations mono-objectives et multi-objectives de la HMSC afin de fournir un soutien efficace à l'étude des scénarios de déploiement. Une attention particulière sera accordée à la satisfaction simultanée d’une demande d'hydrogène utilisé comme carburant (secteur du transport) et pour la production de méthane à partir du processus de méthanation, en différenciant les sources fossiles et renouvelables. Le cadre méthodologique développé est basé sur une approche de programmation linéaire en nombres entiers mixtes (MILP) avec la méthode - contrainte augmentée, mise en œuvre dans l'environnement GAMS selon une approche multi- période (2035-2050). Plusieurs sources d'énergie disponibles (éolienne, photovoltaïque, hydraulique, réseau électrique et gaz naturel) pour la production d'hydrogène par électrolyse et par SMR sont incluses. Les sources de dioxyde de carbone proviennent principalement des processus de méthanisation et de gazéification, qui sont utilisés pour produire du méthane par méthanation. La demande de méthane peut également être satisfaite par l'importation de gaz naturel. La demande d'hydrogène est déterminée en fonction de l'utilisation prévue de véhicules électriques à pile à combustible (FCEV), tandis que la demande de méthane renouvelable comprend les secteurs résidentiel, industriel, des transports et des services. L'objectif à minimiser dans l'approche de mono-optimisation est le coût annuel total en considérant l'externalité des émissions de gaz à effet de serre par le biais du prix du carbone pour l'ensemble du HMSC sur toute la période étudiée. L'optimisation multi-objectifs inclut comme objectifs le coût annuel total, les émissions de gaz à effet de serre, la production totale de méthane par méthanation et l’exergie perdue et détruite. La méthode m-TOPSIS a été mise en œuvre pour sélectionner une solution du front Pareto qui prend en compte un compromis entre les différents critères. Les variables d'optimisation concernent le nombre et la taille des unités de production et de stockage, le nombre de camions pour le transport de l'hydrogène ainsi que les flux d'hydrogène importés/exportés d'un réseau à l'autre. La méthodologie est appliquée à l'étude de cas de la Région d'Occitanie (France). Le coût actualisé de l’énergie (LCOE en anglais) et les émissions de gaz à effet de serre pour chaque vecteur d'énergie sont également calculés. Enfin, une évaluation de la sensibilité est réalisée pour étudier l'influence de trois paramètres sur le LCOE (le taux d'actualisation, le coût de l'électricité et le prix du carbone). Les résultats montrent que l'hydrogène renouvelable provenant du PtG peut être compétitif par rapport au SMR grâce à l'application de prix du carbone inférieurs à 0,27 €/kgCO2. Dans le cas du méthane synthétique, les ressources disponibles peuvent répondre à la demande grâce au PtG et même si le méthane synthétique destiné à l'injection dans le réseau n’est pas compétitif par rapport au gaz naturel, les concepts PtG ont le potentiel de catalyser la décarbonisation de l'économie et aussi de réaliser une économie circulaire grâce à la valorisation des émissions de CO2. De plus, le couplage avec d'autres systèmes et processus énergétiques est essentiel pour augmenter la performance exergetique du HMSC.

This work presents a methodological design framework for Hydrogen and Methane Supply Chains (HMSC), focusing on Power-to-Hydrogen (PtH) and Power-to-Methane (PtM) concepts, and their interactions with other technologies, and energy vectors (i.e., Stream Methane Reforming – SMR, and natural gas). The overall objective of this work is to perform mono-objective and multi- objective optimizations of the HMSC to provide effective support for the study of deployment scenarios. Particular attention will be paid to meet simultaneously the demand for hydrogen to be used as a fuel, and to produce methane from the methanation process, differentiating fossil and renewable sources. The methodological framework developed is based on a Mixed Integer Linear Programming (MILP) approach with augmented -constraint implemented in the GAMS environment according to a multi-period approach (2035-2050). Several available energy sources (wind, PV, hydro, national network, and natural gas) for hydrogen production through electrolysis and SMR are included. Carbon dioxide sources stem mainly from methanization and gasification processes, which are used to produce methane through methanation. Methane demand can be also met by importing natural gas. Hydrogen demand is determined based on the expected use of fuel cell electric vehicles (FCEVs) whereas the demand for renewable methane includes the residential, industry, transport, and service sectors. The objective to be minimized in the mono- optimization approach is the total annual cost considering the externality of greenhouse gas emissions through the carbon price for the whole HMSC over the entire period studied. The multi- objective optimization includes as objectives the total annual cost, greenhouse gas emissions, and the total methane production from methanation. A modified Technique for Order of Preference by Similarity to Ideal Solution (m-TOPSIS) has been implemented to select a good compromise solution from the Pareto front. The optimization variables involve the number and size of production and storage units, the number of tanker-trucks for hydrogen transport as well as the flows of imported/exported hydrogen from one grid to another one. The methodology is applied to the case study of Occitania (France). The Levelized Cost of Energy (LCOE), and the greenhouse gas emissions for each energy carrier are also computed. Finally, a sensitivity assessment is carried out to study the influence of three parameters on the LCOE (i.e., discount rate, cost of electricity, and carbon price). The results show that renewable hydrogen from PtG can be competitive with SMR through the implementation of carbon prices below 0.27 €/kgCO2. In the case of synthetic methane, the available resources can meet the demand through PtG and even if synthetic methane for grid injection is thus far from competitiveness with natural gas, power-to-gas technologies have most potential to decarbonize the fossil economy and achieve circular economy via CO2 valorization. Furthermore, coupling with other energy systems and processes is essential to increase the exergetic performance of the HMSC.