Modélisation et évaluation multicritère de l'intégration du stockage d'énergie de long terme centralisé et diffus en contexte insulaire

Modelling and multi-criteria evaluation of the integration of centralized and distributed long-term energy storage in an island context

• Auteur / Autrice : Mirabelle Scholten
• Direction : Robin Roche, Dominique Grondin
• Type : Projet de thèse
• Discipline(s) : Génie électrique
• Date : Inscription en doctorat le 01/10/2024
• Etablissement(s) : Besançon, Université Marie et Louis Pasteur
• Ecole(s) doctorale(s) : SPIM - Sciences Physiques pour l'Ingénieur et Microtechniques
• Partenaire(s) de recherche : Laboratoire : Franche Comté Electronique Mécanique Thermique et Optique - Sciences et Technologies
• Partenaire(s) de recherche : Equipe de recherche : Département Énergie

Mots clés

Mots clés libres

Stockage de long terme

Systèmes énergétiques

Réseaux électriques;

Hydrogène- énergie

Dimensionnement

Optimisation multicritère

Long term energy storage

Energy systems

Power systems

Hydrogen energy

Sizing

Multicriteria optimization

Résumé

Les zones non-interconnectées, dont notamment les îles françaises, souffrent d'un mix énergétique à la fois plus carboné et plus cher que la France hexagonale. Ces zones sont également fortement dépendantes aux importations d'énergies fossiles, et notamment de pétrole, pour la production d'électricité comme pour les transports. La Réunion en est un exemple, avec, en 2022, un coût de production de l'électricité moyen de plus de 280 €/MWh, 85 % de taux de dépendance énergétique, 65 % de la consommation finale d'énergie utilisée pour les transports, et seulement 14 % d'énergies renouvelables dans la consommation d'énergie primaire [1]. La Réunion s'est rapprochée d'une production électrique 100 % renouvelable en 2024, par la conversion de centrales thermiques à la biomasse et aux bioliquides. Cependant les impacts environnementaux de ces solutions sont discutables, de même que le choix de recourir à des importations de bois d'autres continents. Pour 2030, l'île vise par ailleurs l'autonomie énergétique complète, ce qui semble très ambitieux. Le projet ANR HyLES, qui s'achève en 2024 et est coordonné par FEMTO-ST, a permis une étude du mix énergétique et du rôle de l'hydrogène pour les horizons 2030 et 2050, suivant différents scénarios [2] s'appuyant sur une modélisation de la production (notamment renouvelable), de la consommation, des moyens de transports et du réseau de transport d'électricité. Ces travaux ont montré le besoin de stockage de long terme (en complément du court terme à l'échelle de quelques heures) à l'échelle de l'île mais la question ne pourra pas être étudiée dans le cadre du projet par manque de temps. Ils ont également pointé la forte difficulté à couvrir les besoins nécessaires à la décarbonation du secteur aérien, notamment, tandis que celle du secteur maritime serait envisageable. Verrous : • Le besoin en stockage est encore mal cerné, car dépendant des évolutions de la demande et du mix énergétique, et donc des données météorologiques. Une évaluation sur un minimum de 10 à 20 ans de données historique serait nécessaire pour identifier les probabilités et durées des phénomènes de dunkelflaute (une période avec un vent et un ensoleillement faibles) [3], par exemple. A l'inverse, une capacité d'effacement – par exemple via le pilotage de la recharge de véhicules – pourrait apporter plus de flexibilité côté demande. • Différentes technologies permettent du stockage de long terme (de plusieurs heures jusqu'au saisonnier) à grande échelle [3]. Les STEPs sont une solution classique, mais dont le potentiel est limité ou dont les technologies sont à adapter, comme avec des STEPs marines. L'hydrogène – ou ses dérivés – est une solution potentielle mais qui ne peut reposer sur du stockage géologique (cavités salines, etc.) du fait de son absence à La Réunion. D'autres technologies comme les batteries fer-air, avec une faible densité mais un coût très faible, pourraient émerger à l'avenir [5]. En dehors des questions de faisabilité technique, de coûts et de performances, la question des impacts environnementaux (émissions, biodiversité, ressources, etc.) de ces technologies est également à considérer. • Une autre approche serait de recourir à du stockage diffus, par exemple sous forme de batteries résidentielles, voire de vehicle-to-grid (V2G). Néanmoins, la coordination de ces ressources est bien plus complexe car elle repose sur un grand nombre d'équipements, peut impacter les utilisateurs et pose la question du modèle d'affaires sous-jacent. La faisabilité de cette approche n'est donc pas certaine. • En termes de gestion, la prise en compte simultanée des dynamiques de court terme (de la minute à l'heure) et de long terme (plusieurs années) pose des problèmes de temps de calcul, d'autant plus lorsque le vieillissement des composants est considéré [4].

Non-interconnected areas, including the French islands, suffer from an energy mix that is both more carbon-intensive and more expensive than mainland France. These areas are also highly dependent on imports of fossil fuels, especially oil, for electricity production and transport. La Réunion is an example of this, with, in 2022, an average electricity production cost of more than €280/MWh, an 85% energy dependency rate, 65% of the final energy consumption used for transport, and only 14% of renewable energy in primary energy consumption [1]. La Réunion has moved closer to 100% renewable electricity production by 2024, through the conversion of thermal power plants to biomass and bioliquids. However, the environmental impacts of these solutions are questionable, as is the choice to resort to importing wood from other continents. By 2030, the island is also aiming for complete energy self-sufficiency, which seems very ambitious. The ANR HyLES project, which ends in 2024 and is coordinated by FEMTO-ST, has enabled a study of the energy mix and the role of hydrogen for the 2030 and 2050 horizons, according to different scenarios [2] based on a modelling of production (particularly renewable), consumption, means of transport and the electricity transmission network. This work has shown the need for long-term storage (in addition to short-term storage on the scale of a few hours) on the scale of the island, but the question cannot be studied within the project due to lack of time. The work also pointed out the great difficulty in covering the needs necessary for the decarbonization of the aviation sector while that of the maritime sector would be conceivable. Challenges: • The need for storage is still poorly understood, as it depends on changes in demand and the energy mix, and therefore on meteorological data. An evaluation of a minimum of 10 to 20 years of historical data would be necessary to identify the probabilities and durations of dunkelflaute phenomena (a period with low wind and sunshine) [3], for example. On the other hand, demand response capacity – for example via the management of vehicle charging – could provide more flexibility on the demand side. • Different technologies allow long-term storage (from several hours to seasonal) on a large scale [3]. Pumped hydro plants are a classic solution, but their potential is limited, or the technologies need to be adapted, as with marine pumped hydro plants. Hydrogen – or its derivatives – is a potential solution, but it cannot be based on geological storage (salt caverns, etc.) due to its absence in La Reunion Island. Other technologies such as iron-air batteries, with low density but very low cost, may emerge in the future [5]. Apart from the questions of technical feasibility, costs and performance, the question of the environmental impacts (emissions, biodiversity, resources, etc.) of these technologies must also be considered. • Another approach would be to use distributed storage, for example in the form of residential batteries or even vehicle-to-grid (V2G). However, the coordination of these resources is much more complex because it relies on a large number of equipment, can impact users and raises the question of the underlying business model. The feasibility of this approach is therefore uncertain. • In terms of management, the simultaneous consideration of short-term (minute to hour) and long-term (several years) dynamics poses problems of computation time, especially when the ageing of components is considered [4].