Literatura académica sobre el tema "Intégration énergies renouvelables"

Afin de lutter contre le changement climatique et de préserver les ressources naturelles, de nombreux pays ont mis en place des politiques plus ou moins ambitieuses de développement des énergies renouvelables électriques à court et moyen terme, tandis que, en parallèle, des scénarii de prospective à long terme envisagent un approvisionnement électrique majoritairement d'origine renouvelable. Certaines de ces énergies sont intermittentes et non contrôlables et, du fait des faibles économies d'échelle dont elles bénéficient, peuvent être développées de manière décentralisée, intégrées au bâtiment et raccordées au réseau de distribution, à l'opposé des moyens de production actuels. Concomitamment, les pointes de consommation augmentent à un rythme soutenu et obligent les gestionnaires de réseaux et les producteurs/fournisseurs à toujours plus d'investissements dans des moyens de production et de transport qui ne seront utilisés que pendant un faible nombre d'heures par an.Les changements décrits ci-dessus vont avoir un impact sur les trois grands objectifs de la planification et de la gestion du système électrique : minimiser le coût global, assurer la sûreté de l'approvisionnement et garantir la qualité de la fourniture. Si on analyse le fonctionnement actuel du système, les transformations à venir et les possibilités offertes par l'intégration de solutions de contrôle et de gestion (compteurs électriques communicants, transformateurs régleur en charge, onduleurs PV avec gestion de réactif, stockages, etc.) au réseau de distribution, il est possible de mettre en évidence trois grands domaines d'application - et donc de valorisation - pour celles-ci. Il s'agit du déplacement temporel d'énergie, de la fourniture de services auxiliaires (régulation et suivi de charge, réserve ou gestion de tension, par exemple) et de l'optimisation de la planification et de la gestion du réseau (évitement et/ou retardement d'investissement).Cependant, l'ensemble des procédures et méthodes de planification et d'opération actuel est basé sur l'hypothèse d'une production centralisée et d'un réseau de distribution passif. Dans ce contexte, cette thèse contribue au développement d'une méthode de simulation d'un réseau de distribution actif en proposant trois avancées: une méthode de décomposition-coordination permettant la simulation intégrée du système centralisé et du réseau de distribution, un algorithme de résolution du problème des flux optimaux dans le réseau de distribution et un critère de criticité diminuant les besoins en capacité de calcul de la simulation si elle est employé dans un cadre de planification
Many countries have set up mechanism support in favor of renewable energy development at a short or long term, while, in parallel, long-term scenarios of predominantly renewable energy provisioning are studied. Some of these energies are intermittent and non-dispatchable and, due to the low economies of scale they exhibit, can be deployed in a decentralized manner, integrated in buildings and connected to the distribution system.However, the methods and tools currently used to plan and operate the power system rely on hypothesis of centralized generation and passive distribution network. In this context, this thesis contributes to the development of a method aimed at simulated an active distribution network by proposing three novel approaches: a decomposition and coordination method allowing the integrated simulation of the centralized power system and the active distribution network, an algorithm to solve the single-stage optimal power flow in the distribution system as well as two criticality criteria allowing to decrease the computational burden of the simulation when it is used for planning purposes

Le droit et l’intégration des énergies renouvelables dans le bâtiment, dans un contexte politique favorable au développement durable et à la diminution de la production des gaz à effet de serre, entretiennent des rapports étroits qui nous conduisent à aborder les règles incitant à leur mise en place -cependant freinée à certains égards-, mais également les dispositifs juridiques encadrant l’utilisation de ces systèmes producteurs d’énergie. L’intégration des énergies renouvelables vise, dans le cadre de cette étude, les équipements fournissant de l’énergie électrique par des systèmes photovoltaïques, la production d’eau chaude par les panneaux solaires, et la géothermie. Les différents dispositifs tels que l’obligation de rachat, les incitations fiscales et subventions, les certificats, les labels, la réglementation thermique et le DPE, paraissent dans leur ensemble bien intégrés dans le système juridique français malgré quelques imperfections. En revanche, le droit de l’urbanisme ainsi que l’intervention des ABF se profilent en véritable frein pour un développement exponentiel. Nous démontrons que les règles juridiques ayant un impact direct sur la gestion relèvent principalement du droit de la copropriété ainsi que du droit des baux. La mise en place de tels équipements en copropriété n’est pas aisée, elle ne l’est pas plus lorsque le bien est soumis à une location. Si on peut souligner qu’en matière de louage la principale difficulté réside dans le paiement de l’énergie par le locataire, qui peut semble-t-il, être solutionnée simplement ; il n’en est pas de même en matière de copropriété où les difficultés se cumulent. Pour une vision d’ensemble opportune, il convient de rappeler que la mise en place des équipements fournissant de l’énergie renouvelable dans les bâtiments va certainement induire une garantie décennale couverte par la responsabilité des constructeurs et particulièrement l’assurance dommages-ouvrage
The law and the integration of renewable energies in buildings, within a political context favoring sustainable development and reducing production of greenhouse gases, are closely related subjects which leads us to consider the rules that encourage their implementation - however slowed in some respects - but also legal devices monitoring the use of these energy producing systems. The integration of renewable energies means, for this study, the provision of electricity by photovoltaic systems, and water production through the use of solar panels and geothermal energy. Different devices, such as the obligation to repurchase, taw incentives and subsidies, certificates, labels, the Thermal regulation and the DPE (energy performance diagnostic), seem to be well integrated together in the French legal system despite a few imperfections. On the other hand, planning law, as well as the intervention of the ABF, stands out as a veritable brake on an exponential development. We show that the legal rules which have an immediate impact on management are mainly the laws on co-ownership (condominium) and the rights of leases. The placing of such equipment in condominiums is not easy, neither is it when the property is rented. In leasing the main difficulty lies in the payment for energy by the tenant which can it seems be simply resolved, it is not the same in co-ownership, where difficulties are cumulative. For an appropriate global vision, we should stress that placing equipment providing renewable energy in buildings will certainly induce a 10 year warranty covered by the manufacturers' responsibility and also particularly the 'dommages-ouvrage' insurance

Cette thèse traite des problèmes de stabilité introduits par l'interconnexion d'énergies renouvelables massives dans un micro-réseau isolé. Cette recherche vise à identifier les problèmes liés au sujet, les indices permettant de mieux comprendre ces problèmes, ainsi que la stratégie visant à améliorer la stabilité des microréseaux du point de vue du réseau électrique. Dans la première partie, un état de l'art sur l'évolution de la stabilité du réseau electrique est abordé. Un bref historique de la stabilité du système électrique depuis sa première identification et son évolution a été présenté. Une revue des indices pratiques d’évaluation de la stabilité du réseau est également présentée, y compris ceux que nous proposons. Cette partie est également utile pour analyser le positionnement de cette thèseLa deuxième partie de la thèse présente les efforts pour améliorer la stabilité dynamique des microréseaux caractérisés par une pénétration massive des énergies renouvelables. Les principaux défis et les efforts en cours sont passés en revue, qui ont montré que les solutions actuelles se concentrent sur le maintien de la philosophie d’un réseau électrique classique. Avec l'avènement des énergies plus intermittentes, les efforts actuels se sont révélés coûteux. Par conséquent, une nouvelle perspective est proposée. Ici, les générateurs et les clients sont exposés à des écarts de tension et de fréquence plus élevés, qui sont nécessaires pour maintenir l'équilibre de puissance et la stabilité du microréseau. Cette perspective convient avec le concept de micro-réseau pour réaliser le rêve de l’électricité universelle.Le concept est ensuite développé en une nouvelle stratégie de régulation dans laquelle le rapport de la fréquence et la tension du système sont maintenues essentiellement constant autour de 1 (en per unit). Cette stratégie peut potentiellement être mise en œuvre sur toutes les technologies de grid forming. Les avantages de cette stratégie sont l’assurance que les machines électriques ne sont pas endommagées, la fonctionnalité plug-and-play, la compatibilité avec les technologies actuelles d’onduleurs et l’absence de systèmes de communication rapides. Enfin, la stratégie proposée est facile à mettre en œuvre et ne nécessite pas de révolution en termes d’équipement et de contrôle du réseau électrique. Cette mise en œuvre de ce concept offre un élément de flexibilité très précieux: le temps, qui améliore la résilience et la stabilité d'un microréseau. Cependant, des écarts de fréquence et de tension plus importants se produisent et doivent être acceptés par tous les acteurs du microréseau. Une validation par des simulations numériques en Power Factory et des expérimentations dans une plateforme hardware-in-the-loop en temps réel ont été réalisées avec des résultats satisfaisant
This thesis deals with the stability issues introduced by the interconnection of massive renewables into an isolated microgrid. This research aims to identify the problems related to the topic, the indices to help understand the issues, and the strategy to enhance microgrid stability from the power system point of view.In the first part, a state of the art on the evolution of power stability is addressed. A short history of power system stability since its first identification and how it has evolved is firstly presented. This part also provides a literature review of the power system stability, including its classification, and how it has evolved due to two reasons: the microgrid concept and the trend towards the integration of more inverter-based generation. A review of the practical indices for grid stability assessment is also reported, including the ones that we propose. This part is also useful for analyzing the positioning of this PhD research.The second part of thesis presents the efforts to enhance the dynamic stability of microgrids characterized by massive renewable penetration. The main challenges and the current efforts are reviewed, which have shown that the current solutions focus on maintaining the philosophy of a classical power grid. With the advent of more intermittent energy, the current efforts have proven to be costly. Therefore, a new perspective is proposed. Here, the generating elements and the customers are exposed with higher deviations in voltage and frequency, which are necessary so that that the power equilibrium and the stability of the microgrid can be maintained. This perspective is suitable with the microgrid concept to realize the dream of universal electricity.The concept is then developed into a novel regulation strategy in which the system frequency and voltage are maintained in such a way to keep their ratio essentially constant around 1 (p.u. voltage to p.u. frequency). This strategy can potentially be implemented on all grid forming technologies. The benefits of employing this strategy include assurance that the electrical machinery is not harmed, plug-and-play feature, compatibility with current grid-tied inverter technologies, and no need for fast communication systems. Finally, this proposed strategy is easy to implement and does not require revolution in terms of power system equipment and control. This implementation of this concept provides a very valuable piece of flexibility: time, which enhances the resilience and stability of a microgrid. However, wider frequency and voltage deviations occur and have to be accepted by all the actors within the microgrid. A validation through computer simulations in Power Factory and real-time hardware in the loop experiments has been carried out with satisfactory results

L'objectif de la thèse est de développer un modèle de connaissance qui permette d'évaluer l'amélioration de la qualité environnementale d'un bâtiment par l'intégration de composants solaires. La méthodologie comporte trois étapes : Le calcul de la productivité des composants solaires intégrés au bâtiment ; le calcul de l'énergie consommée dans le bâtiment. Le modèle thermique de bâtiment, ainsi que la manière dont sont couplés les différents modèles, sont exposés; l'évaluation des indicateurs environnementaux par l'analyse de cycle de vie. Des données d'inventaire de cycle de vie de systèmes photovoltai͏̈ques, ainsi que de chauffes eau solaires, ont été collectés, et ces inventaires sont ensuite intégrés dans la base de données d'analyse de cycle de vie du bâtiment. A titre d'illustration, l'ensemble logiciel a été appliqué à différents cas, et l'analyse de cycle de vie a été effectuée pour chacune des configurations
The aim of the study is to develop a model, which helps to assess the improvement of the environmental quality of buildings by the integration of solar components. The method was developed according to three steps : prediction of the productivity of building integrated solar components. The models of the three basic solar systems are presented ; prediction of the energy consumption in the building. The thermal model of the building, and the coupling between the building and the solar component is explained; environmental indicators assessment by life cycle analysis. Life cycle inventory databases of photovoltaic systems and solar water systems are collected, and these inventories are then integrated in the life cycle analysis database of the building. The whole package has been applied on several case studies, and a life cycle analysis was performed on each case

Avec la croissance des nouvelles technologies émergentes dans les réseaux de distribution, tels que les éoliennes, les panneaux solaires, les véhicules électriques et les sources de génération distribuées, la nécessité d'étudier simultanément les réseaux de transmission et de distribution (T&D) et leurs interactions bilatérales ne peut plus être négligée. Une forte pénétration des sources d'énergie renouvelable, naturellement stochastiques, peut inverser le flux d'énergie, ce qui ne rentre pas dans le paradigme d’un écoulement de puissance à flux descendant qui caractérise les systèmes d'alimentation conventionnels. Par conséquent, les méthodes d'étude de réseaux telles que le fux de puissance optimal (Optimal Power Flow), l'engagement des groupes de production (unit commitment) et l'analyse de la stabilité doivent être revisitées. Cette thèse propose l'application de systèmes de stockage d'énergie sur batterie (BESS) dans un cadre intégré de T&D minimisant les impacts négatifs des énergies renouvelables insérées dans le réseau de distribution ou chez le client. Les BESS peuvent être interprétés comme des équipements flexibles supplémentaires, contrôlés à distance et/ou localement, qui absorbent ou libèrent des puissances actives et réactives et améliorent l'efficacité globale du système T&D au complet du point de vue de la stabilité et de la performance dynamique. Selon la pratique courante, les études des systèmes T&D intégrés peuvent être classées en sous-groupes d’études dynamiques vs stationnaires ou en sous-groupes d’études de cooptimisation vs co-simulation. Suivant la même approche, l’analyse à l’état d’équilibre est d’abord lancée par un nouvel outil d’allocation optimisée stochastique de BESS (VSCSOBA) à contrainte de stabilité de tension. L'outil d'optimisation développé basé sur GAMS à deux niveaux prend en compte les BESS et des modèles détaillés de ressources énergétiques distribuées stochastiques tout en minimisant principalement les pertes de puissance active, mais les écarts de tension, les coûts de délestage, l'augmentation de la capacité de charge (chargeabilité ou « loadbility ») ainsi que la réduction de la vulnérabilité sont aussi des fonctions objectives qui ont été considérées. L’applicabilité de l’outil proposé a été confirmée sur des cas d’utilisation basés sur des réseaux T&D benchmark de l’IEEE comportant des centaines de variables et contraintes. Dans la partie suivante, l'architecture du framework de co-simulation, ainsi que les différents acteurs clés qui y participent seront examinés. Les objectifs de cette partie sont les suivants : développer, simuler et résoudre des équations algébriques de chaque niveau indépendamment, à l'aide de simulateurs bien connus, spécifiques à un domaine (c’est-à-dire, transport vs distribution), tout en assurant une interface externe pour l'échange de données. L'outil d'interface devrait établir une connexion de partage de données robuste, fiable et bilatérale entre deux niveaux de système. Les idées et les méthodologies proposées seront discutées. Pour completer cette étude, La commutation optimale de réseaux de transport (Optimal Transmission Switching) en tant que nouvelle méthode de réduction des coûts d'exploitation est considérée d'un point de vue de la sécurité, en assument ou non la présence des BESS. De toute évidence, l'OTS est un moyen efficace (tout comme la référence de tension ou le contrôle des références de puissances P-Q) qui s’avère nécessaire dans le cadre T&D intégré, tel que nous le démontrons à travers divers cas d'utilisation. Pour ce faire, afin de préserver la sécurité des systèmes de transport d'électricité contre les attaques ou les catastrophes naturelles telles que les ouragans et les pannes, un problème OTS stochastique orienté vulnérabilité (VO-SOTS) est également introduit dans cette thèse tout en considérant l'incertitude des charges via une approche par échantillonage de scénarios respectant la distribution statistique des incertitudes.
With the growing trend of emerging new technologies in distribution networks, such as wind turbines, solar panels, electric vehicles, and distributed generations, the need for simultaneously studying Transmission & Distribution (T&D) networks and their bilateral interactions cannot be overlooked anymore. High penetration of naturally stochastic renewable energy sources may reverse the energy flow which does not fit in the top-down energy transfer paradigm of conventional power systems. Consequently, network study methods such as optimal power flow, unit commitment, and static stability analysis need to be revised. This thesis proposes application of battery energy storage systems (BESS) within integrated T&D framework minimizing the adverse impacts of renewable energy resources. The BESSs can be interpreted as additional flexible equipment, remotely and/or locally controlled, which absorb or release both active and reactive powers and improve the overall efficiency of the complete T&D system from both steady-state and dynamic viewpoints. As a common practice, the integrated T&D framework studies are categorized into either dynamic and steady-state subcases or co-optimization framework and co-simulation framework. Following the same approach, the steady-state analysis is first initiated by a novel voltage stability constrained stochastic optimal BESS allocation (VSC-SOBA) tool. The developed bi-level GAMS-based optimization tool takes into account BESSs and detailed models of stochastic distributed energy resources while minimizing active power losses, voltage deviation, load shedding costs, increasing loadability, and vulnerability mitigation are objective functions. The applicability of proposed tool has been confirmed over large IEEE recognized T&D benchmarks with hundreds of variables and constraints. In the next part, the architecture of co-simulation framework and different key players will be investigated. The objectives of this part are set as: developing, simulating, and solving differential and algebraic equations of each level independently, using existing well-known domain-specific simulators, while externally-interfaced for exchanging data. The interface tool should stablish a robust, reliable, and bilateral data sharing connection between two levels of system. The ideas and proposed methodologies will be discussed. To complete this study, optimal transmission switching (OTS) as a new method for reduction of operation costs is next considered from a security point of view. It is shown clearly that OTS is an effective mean (just like voltage reference or P-Q reference control), which is necessary in the integrated T&D framework to make it useful in dealing with various emerging use cases. To do so without impeding the security of power transmission systems against attacks or natural disasters such as hurricane and outages, a vulnerability oriented stochastic OTS (VO-SOTS) problem is also introduced in this thesis, while considering the loads uncertainty via a scenario-based approach.

Le " Power-to-Gas " pourrait devenir une solution attractive pour le stockage des énergies renouvelables, pourvu que des électrolyseurs soient capables de fonctionner efficacement dans des conditions intermittentes à un coût abordable. Ce travail a pour objectif d'évaluer la faisabilité technique du fonctionnement intermittent de systèmes d'électrolyse à oxyde solide (SOEC) autour de 1073 K. Des conditions réalistes défavorables sont considérées, consistant en un système autonome sans source externe de chaleur et intégrant une compression d'hydrogène à 3 MPa. La problématique se compose de deux aspects : i) la gamme de fonctionnement du système, limitée à 60-100% en raison de gradients thermiques, est étendue via des stratégies de contrôle efficaces, ii) des procédures sont définies pour minimiser l'impact de l'intermittence sur la durée de vie. Premièrement, une stratégie de contrôle modulaire est proposée, consistant en l'utilisation de plusieurs unités indépendantes qui fonctionnent dans une gamme de puissance tolérable, ou sont arrêtées. La gamme de fonctionnement du système est ainsi étendue à 15-100% dans le cas de quatre unités. Une stratégie de contrôle complémentaire, consistant en un chauffage électrique interne, permet d'étendre la gamme de fonctionnement en réduisant les gradients thermiques, mais elle est susceptible de diminuer la durée de vie. Elle n'est donc appliquée qu'à une unité afin de suivre la courbe de charge et d'étendre la gamme de fonctionnement du système à 3-100%. Deuxièmement, 1800 cycles électriques on-off sont appliqués à une SOEC sans impact sur la dégradation, ce qui montre que des arrêts/démarrages répétés ne diminuent pas la durée de vie. De plus, des procédures de démarrage, standby et arrêt sont définies. Enfin, deux études de systèmes Eolien-SOEC et Solaire-SOEC fonctionnant pendant un an montrent que, avec les stratégies de contrôle implémentées, le système SOEC stocke la puissance appliquée avec un rendement de 92% sur PCS en moyenne, alors que les unités fonctionnent dans des conditions tolérables mis à part une unité qui suit la courbe de charge et est susceptible d'avoir une durée de vie diminuée.

Le « Power-to-Gas » pourrait devenir une solution attractive pour le stockage des énergies renouvelables, pourvu que des électrolyseurs soient capables de fonctionner efficacement dans des conditions intermittentes à un coût abordable. Ce travail a pour objectif d'évaluer la faisabilité technique du fonctionnement intermittent de systèmes d'électrolyse à oxyde solide (SOEC) autour de 1073 K. Des conditions réalistes défavorables sont considérées, consistant en un système autonome sans source externe de chaleur et intégrant une compression d'hydrogène à 3 MPa. La problématique se compose de deux aspects : i) la gamme de fonctionnement du système, limitée à 60-100% en raison de gradients thermiques, est étendue via des stratégies de contrôle efficaces, ii) des procédures sont définies pour minimiser l'impact de l'intermittence sur la durée de vie. Premièrement, une stratégie de contrôle modulaire est proposée, consistant en l'utilisation de plusieurs unités indépendantes qui fonctionnent dans une gamme de puissance tolérable, ou sont arrêtées. La gamme de fonctionnement du système est ainsi étendue à 15-100% dans le cas de quatre unités. Une stratégie de contrôle complémentaire, consistant en un chauffage électrique interne, permet d'étendre la gamme de fonctionnement en réduisant les gradients thermiques, mais elle est susceptible de diminuer la durée de vie. Elle n'est donc appliquée qu'à une unité afin de suivre la courbe de charge et d'étendre la gamme de fonctionnement du système à 3-100%. Deuxièmement, 1800 cycles électriques on-off sont appliqués à une SOEC sans impact sur la dégradation, ce qui montre que des arrêts/démarrages répétés ne diminuent pas la durée de vie. De plus, des procédures de démarrage, standby et arrêt sont définies. Enfin, deux études de systèmes Eolien-SOEC et Solaire-SOEC fonctionnant pendant un an montrent que, avec les stratégies de contrôle implémentées, le système SOEC stocke la puissance appliquée avec un rendement de 91% sur PCS en moyenne, alors que les unités fonctionnent dans des conditions tolérables mis à part une unité qui suit la courbe de charge et est susceptible d'avoir une durée de vie diminuée
Power-to-Gas could become an attractive solution for renewable electricity storage, provided that affordable electrolysers are able to operate efficiently under intermittent conditions. This work aims to assess the technical feasibility of operating intermittently a Solid Oxide Electrolysis Cell (SOEC) system around 1073 K. Realistic unfavourable conditions are considered, consisting in a standalone system operated with no external heat source and integrating hydrogen compression to 3 MPa. Two challenges are tackled in this work: i) the system power load range, limited to 60-100% due to thermal gradients, is extended via efficient control strategies, ii) procedures are defined to minimise the impact of the intermittency on the lifetime. First, a modular control strategy is proposed, consisting in the use of several SOEC units which are either operated in a tolerable power load range, or switched off. The system power load range is hence extended to 15-100% in the case of four units. A complementary control strategy, consisting in internal electrical heating, enables to extend the load range by reducing thermal gradients, but it may decrease the lifetime. Thus, it is applied to only one unit for it to follow the load curve and extend the system power load range to 3-100%. Secondly, 1800 on-off electric cycles are applied to an SOEC with no degradation increase, which shows that repeated start/stops do not decrease the lifetime. Start-up, standby and shut-down procedures are also defined. Finally, two case studies of Wind-SOEC and Solar-SOEC systems operated over one year show that, with the implemented control strategies, the SOEC system stores the applied power with an average efficiency of 91% vs. HHV, while units operate under tolerable conditions apart from one unit which follows the load curve and may have a decreased lifetime

D'un point de vu général, l'épuisement prévisible des énergies fossiles, la nécessité de lutter contre le réchauffement climatique, la prise de conscience pour la sauvegarde de l'environnement et enfin la prise en compte du développement durable dans les politiques énergétiques ont mis les énergies renouvelables au cœur d'un enjeu stratégique pour l'avenir de notre planète. Mais pour la République de Djibouti qui connaît actuellement une croissance économique annuelle de 3,5%, il est presque vital d'exploiter son potentiel en matière d'énergies renouvelables pour assurer sa croissance économique, réaliser des économies de devises et atteindre dans un premier temps les objectifs de développement humain du Millénaire dont le calendrier est fixé à 2015. Malheureusement, le pays connaît la même situation énergétique des pays d'Afrique subsaharienne où l'énergie est abondante mais l'électricité est rare ! En effet, la balance énergétique actuelle du pays est fortement déficitaire. Les 97% des besoins énergétiques de la population (majoritairement urbaine à plus de 85%) sont satisfaits par les importations des produits pétroliers et 90% des ménages Djiboutiens utilisent le kérosène comme combustible domestique. Le taux de couverture du réseau électrique est très bas, de l'ordre de 30%. Seulement 0,2 % de la production électrique (avec une capacité totale installée de 130 MW) est faite à partir d'une unique source d'énergie renouvelable (l'énergie solaire photovoltaïque). Et pourtant, le pays dispose d'un important potentiel en énergies renouvelables. Au niveau de l'énergie solaire photovoltaïque (PV), le potentiel solaire techniquement exploitable est évalué à 1535 GWh/jour. Au niveau de l'énergie éolienne, l'estimation du potentiel actuellement exploitable est de 8 MW et pourtant aucune forme d'énergie éolienne (que ce soit le grand ou le petit éolien) n'est exploitée dans le pays. Au niveau de l'énergie géothermique, le potentiel techniquement exploitable est actuellement estimé entre 350 et 650 MWe. Le potentiel économiquement exploitable pour la seule région d'Assal-Ghoubbet est supérieur à 150 MWe, très largement supérieur aux besoins actuels du pays. Au niveau de l'énergie marémotrice, un potentiel non encore évalué existe et pourrait être exploité au niveau de la passe du Goubbet. La planification énergétique que nous proposons pour le moyen long-terme se base sur l'intégration de l'une des énergies renouvelables potentielles et plus particulièrement la plus noble d'entre-elles : la géothermie. En effet, la géothermie possède des atouts que les autres formes d'énergies renouvelables n'ont pas : elle est une énergie de base, indépendante du climat, susceptible d'être exploitée à la fois pour la production de la chaleur et la production électrique. Le schéma électrique que nous proposons est le suivant : A l'horizon 2015, nous estimons que la demande électrique se situera aux alentours de 165 MW. De ce fait, nous préconisons 74,5% d'énergies fossiles (avec une option substituable en période chaude par l'électricité importée depuis l'Ethiopie à hauteur de 30,3%) et 25,5% d'énergies renouvelables (dont 18,2% de géothermie, 6,8% d'éolien et 0,5% de solaire)

En 2015, lors de la COP21, à l’occasion de l’accord global sur le climat de Paris, l’Afrique s’est engagée sous le Leadership du Groupe de la Banque Africaine de Développement (BAD) et de ses autres Partenaires Techniques et Financiers, à installer à l’horizon 2030 une capacité de 300 GW d’énergies renouvelables. Cet ambitieux objectif de l’Initiative Africaine pour les Energies Renouvelables (AREI) dont la BAD est agence d’exécution, vient compléter son engagement sur la décennie 2005- 2015, qui a permis de faire passer la part des énergies renouvelables de 4% à 20% de son portefeuille. Et pourtant, l’Afrique reste le continent qui, malgré son fort potentiel en énergies renouvelables (solaire :10 TW ; hydroélectrique : 350 GW ; éolien :110 GW, et géothermie : 15 GW), a 2/3 de sa population (645 millions) sans accès aux sources modernes d’énergie (BAD, 2016).C’est dans ce contexte d’urgence d’une part et de besoin de solutions durables d’autre part que notre thèse, en s’appuyant sur des projets structurants d’énergie renouvelables instruits et suivis sur la période 2010-2015 comme Economiste Principal de l’Energie au sein de la BAD, a consisté à analyser comment la BAD, en tant que première Institution Africaine de financement du développement couvrant les 54 pays africains, peut-elle mieux appuyer l’Afrique à faire face aux défis de l’économie post-pétrole grâce à une promotion plus efficace des énergies renouvelables. Cette analyse, normative, nous a permis d’aboutir à une double série de recommandations à la fois internes et externes à la BAD, dans la perspective d’une amélioration de l’efficacité de l’aide publique au développement drainée par cette Institution
In 2015, during the COP 21, on the occasion of the global climate agreement in Paris, Africa committed under the Leadership of the African Development Bank Group (AfDB) and its other technical and financial partners, to install a capacity of 300 GW of renewable energy by 2030. This ambitious target set in the framework of the African Renewable Energy Initiative (AREI) for which AfDB is the executing agency, completes its commitment of the decade 2005-2015, which permitted it to increase the share of renewable energy from 4% to 20% of its energy portfolio. Yet, Africa remains the continent which, despite its strong renewable energy potential (10 TW of solar, 350 GW hydroelectric, 110 GW wind and 15 GW of geothermal potential), is paradoxically characterized by two third of its population (645 millions) without access to modern energy sources (AfDB, 2016). It is in this context of energy emergency in one hand and the need for sustainable energy solutions on the other hand, that our thesis, based on renewable energy projects designed or implemented as Principal Energy Economist within the AfDB over the period 2010-2015, analyzes how AfDB, as the first African Development Financing Institution covering the 54 African countries, can assist this continent to better meet the challenges of the post-oil economy, through a more effective development of renewable energy. This analysis, essentially normative, allows us to achieve a double set of recommendations both internal and external to the AfDB in the perspective of enhanced effectiveness of Official Development Aid channeled by this institution, from the specific angle of the promotion of renewable energy

Le développement de la production éolienne permet de satisfaire les objectifs de lutte contre le réchauffement climatique. Cependant, dans certaines zones du réseau électrique, l’intégration d’un volume important de production peut créer des congestions qui traduisent l'incapacité du réseau à évacuer cette production. Les méthodes actuelles pour gérer les congestions sont basées sur des calculs prévisionnels de restrictions de production qui peuvent entrainer des pertes de production importantes pour le renouvelable. Cependant, dans le cadre d’un développement important du renouvelable, il est nécessaire de définir une méthodologie de gestion des congestions fiable, optimale du point de vue économique et non discriminatoire pour la production renouvelable.Dans le cadre de cette thèse, la méthodologie de gestion des congestions locales proposée repose sur l’usage d’un contrôle correctif. Le contrôle correctif est basé sur une boucle de régulation et un algorithme utilisant les réseaux de Petri. Une étude de stabilité de la boucle de régulation a montré que les marges de stabilité dépendantes des gains composant la boucle sont suffisantes. L’algorithme permet de définir les groupes de production à choisir pour la gestion des congestions en considérant leur coût d’utilisation et leur impact sur la congestion. Les essais, effectués sous le logiciel EUROSTAG, ont montré la pertinence de la méthodologie proposée et sa capacité à s’adapter à l’insertion des moyens de production. De plus, des conclusions générales sur les différents coûts associés à la gestion des congestions en fonction des différentes règlementations régissant la production renouvelable ont été obtenues
Development of wind generation is a mean towards global warming reduction. However, in some parts of the electrical grid, the massive integration of renewable generation can lead to congestion problems. These congestions are related to the impossibility for the power grid to transport the generation. Nowadays, congestion management methods are based on day(s)-ahead computation of generation restriction which leads to important production losses for renewables. Based on this context, it’s therefore important to develop a methodology which is optimal, reliable and non-discriminatory for renewable.In this work, the proposed congestion management method is based on corrective actions. These actions are computed in real-time using regulation loops and Petri net-based algorithms. A stability study proved that gain margins are sufficient to assure the stability of the corrective actions. The algorithm allows an optimal selection of the generators than will participate in the congestion management. This selection is based on their cost and efficiency for congestion alleviation. Simulation results using the software EUROSTAG have shown the efficiency of the method and its adaptability to different generator types. Furthermore, general conclusions on congestions costs according to different regulations on the renewable generation were obtained