PLAIN Nicolas

La réalisation commune de l'objectif du développement durable n°7 des Nations Unies visant à l'accès à une énergie propre et fiable pour tous d'ici 2030 et aux objectifs climatiques de l'accord de Paris nécessite le développement de micro-réseaux (MG), alimentés par des ressources énergétiques renouvelables locales, pour les zones isolées qui ne peuvent pas être connectées au réseau. C'est particulièrement le cas en Afrique subsaharienne où 600 millions de personnes, principalement dans les zones rurales reculées, n'ont pas accès à l'électricité. Cette thèse se concentre sur l'analyse des MG solaires non connectés au réseau (MGSI) pour répondre aux enjeux de la production d'électricité dans les zones isolées du continent africain. La faisabilité technico-économique propre à ces MG repose sur une forte adéquation temporelle entre la ressource solaire et la demande tout en limitant le coût de l'électricité fournie aux consommateurs.Nous explorons d'abord la variabilité temporelle multi-échelle de la ressource solaire en Afrique et son implication sur le dimensionnement des MGSI, en utilisant des données satellitaires à haute résolution de l'irradiance horizontale globale pour une période de 21 ans (1995-2015). La prise en compte des périodes de faibles ressources conduit à surdimensionner la surface photovoltaïque (PV) d'un facteur 1,3 à 4. Avec un tel surdimensionnement, il est possible d'assurer une bonne qualité de service sans dépendre d'un volume de stockage important. Pour certaines zones, une flexibilité de la demande pendant les périodes de faibles ressources permettrait de réduire significativement le dimensionnement.Nous analysons ensuite comment la saisonnalité potentielle de la demande électrique affecte la taille des MGSI, à travers l'analyse de la structure de co-variabilité entre la ressource solaire et la demande. Nous considérons que le MG doit répondre à une demande quotidienne totale d'au moins 95% des jours et à une variation saisonnière de la demande pouvant aller jusqu'à 30%. Alors que dans certaines régions d'Afrique, la taille requise pour répondre à la demande saisonnière est inférieure de 20% à ce qui est nécessaire pour répondre à la demande non saisonnière, elle peut également être supérieure de 20%. Nous explorons également dans quelle mesure l'effet de l'angle d'inclinaison des panneaux PV pourrait réduire l'inadéquation offre-demande et le dimensionnement. Généralement, l'angle d'inclinaison est égal à la latitude. Pour une demande quotidienne constante, le gain de taille obtenu en optimisant l'angle d'inclinaison est inférieur à 4%, mais pour des schémas de demande saisonniers spécifiques, il peut atteindre 9%.Enfin, le coût de l'électricité nécessaire pour assurer une bonne qualité de service est un facteur déterminant du déploiement potentiel des MGSI. Nous évaluons la sensibilité du coût actualisé de l'électricité (LCOE) et de la configuration optimale MG (c'est-à-dire avec le LCOE le plus bas) aux coûts des panneaux PV, des batteries et à d'autres paramètres économiques. Si la sensibilité du LCOE aux coûts actualisés est évidemment importante, la configuration optimale (surface des panneaux PV et capacité de stockage) est très robuste. La configuration optimale est presque uniquement déterminée par la structure de co-variabilité temporelle entre la ressource et la demande. Elle est donc dépendante d'une part du climat régional, et d'autre part de la structure temporelle de la demande. La variable d'ajustement est essentiellement le surdimensionnement des panneaux PV, qui est basé sur les faibles jours de ressource solaire tandis que le stockage a pour fonction principale de gérer l'inadéquation entre demande et ressource au niveau infra-journalier. Un résultat intéressant est que le LCOE est plus faible pour des utilisations productives de l’électricité comparé aux utilisations domestiques uniquement du fait de la capacité de stockage inférieure requise pour les utilisations productives.

La réalisation commune de l'objectif du développement durable n°7 des Nations Unies visant à l'accès à une énergie propre et fiable pour tous d'ici 2030 et aux objectifs climatiques de l'accord de Paris nécessite le développement de micro-réseaux (MG), alimentés par des ressources énergétiques renouvelables locales, pour les zones isolées qui ne peuvent pas être connectées au réseau. C'est particulièrement le cas en Afrique subsaharienne où 600 millions de personnes, principalement dans les zones rurales reculées, n'ont pas accès à l'électricité. Cette thèse se concentre sur l'analyse des MG solaires non connectés au réseau (MGSI) pour répondre aux enjeux de la production d'électricité dans les zones isolées du continent africain. La faisabilité technico-économique propre à ces MG repose sur une forte adéquation temporelle entre la ressource solaire et la demande tout en limitant le coût de l'électricité fournie aux consommateurs.Nous explorons d'abord la variabilité temporelle multi-échelle de la ressource solaire en Afrique et son implication sur le dimensionnement des MGSI, en utilisant des données satellitaires à haute résolution de l'irradiance horizontale globale pour une période de 21 ans (1995-2015). La prise en compte des périodes de faibles ressources conduit à surdimensionner la surface photovoltaïque (PV) d'un facteur 1,3 à 4. Avec un tel surdimensionnement, il est possible d'assurer une bonne qualité de service sans dépendre d'un volume de stockage important. Pour certaines zones, une flexibilité de la demande pendant les périodes de faibles ressources permettrait de réduire significativement le dimensionnement.Nous analysons ensuite comment la saisonnalité potentielle de la demande électrique affecte la taille des MGSI, à travers l'analyse de la structure de co-variabilité entre la ressource solaire et la demande. Nous considérons que le MG doit répondre à une demande quotidienne totale d'au moins 95% des jours et à une variation saisonnière de la demande pouvant aller jusqu'à 30%. Alors que dans certaines régions d'Afrique, la taille requise pour répondre à la demande saisonnière est inférieure de 20% à ce qui est nécessaire pour répondre à la demande non saisonnière, elle peut également être supérieure de 20%. Nous explorons également dans quelle mesure l'effet de l'angle d'inclinaison des panneaux PV pourrait réduire l'inadéquation offre-demande et le dimensionnement. Généralement, l'angle d'inclinaison est égal à la latitude. Pour une demande quotidienne constante, le gain de taille obtenu en optimisant l'angle d'inclinaison est inférieur à 4%, mais pour des schémas de demande saisonniers spécifiques, il peut atteindre 9%.Enfin, le coût de l'électricité nécessaire pour assurer une bonne qualité de service est un facteur déterminant du déploiement potentiel des MGSI. Nous évaluons la sensibilité du coût actualisé de l'électricité (LCOE) et de la configuration optimale MG (c'est-à-dire avec le LCOE le plus bas) aux coûts des panneaux PV, des batteries et à d'autres paramètres économiques. Si la sensibilité du LCOE aux coûts actualisés est évidemment importante, la configuration optimale (surface des panneaux PV et capacité de stockage) est très robuste. La configuration optimale est presque uniquement déterminée par la structure de co-variabilité temporelle entre la ressource et la demande. Elle est donc dépendante d'une part du climat régional, et d'autre part de la structure temporelle de la demande. La variable d'ajustement est essentiellement le surdimensionnement des panneaux PV, qui est basé sur les faibles jours de ressource solaire tandis que le stockage a pour fonction principale de gérer l'inadéquation entre demande et ressource au niveau infra-journalier. Un résultat intéressant est que le LCOE est plus faible pour des utilisations productives de l’électricité comparé aux utilisations domestiques uniquement du fait de la capacité de stockage inférieure requise pour les utilisations productives.