With the growing demand for electricity, renewable sources of energy have garnered a lot of support from all quarters. The problem with depending on these renewable sources is that the output from them is independent of the demand. Storage of electricity gives us an opportunity to effectively manage and balance the supply and demand of electricity. Fuel cells are a fast developing and market capturing technology that presents efficient means of storing electricity in the form of hydrogen. The aim of this research is to study the impact of integrating hydrogen fuel cell storage system with a wind farm to improve the reliability of the grid for allowing higher penetration of renewable energy sources in the power system. The installation of energy storage systems strongly depends on the economic viability of the storage system. We identified four types of fuel cells that could be used in a hydrogen fuel cell storage system. We bring together a range of estimates for each of the fuel cell systems for the economic analysis that is targeted towards the total capital costs and the total annualized costs for the storage system for individual applications like rapid reserve and load shifting. We performed sensitivity analysis to determine the effect of varying the rate of interest and cost of fuel cell on the total annualized cost of the storage system. Finally, we compared the costs of hydrogen based storage system with other storage technologies like flywheel, pumped hydro, CAES and batteries for the individual application cases.

The study focuses on the possible positive impacts derived from implementing innovative energy solutions to the Åland energy system by 2030. Four scenarios are formulated in order to determine feasible solutions in economic and technological terms. At the present most of the energy supply relies on the power exchange with mainland by subsea interconnections. The archipelago’s main challenge is to reduce the high dependence from the main importer (Sweden) by increasing the use of local renewable energy sources. Wind power results to be the most favorable form of variable renewable energy (VRE) available. “Behind the meter” photovoltaic (PV) rooftop solar panels, biomass combined heat and power (CHP) generation and a Li-ion battery system are considered as supportive solutions to wind power. The simulations made with RetScreen and EnergyPLAN confirm that solar power and a battery system can only have a modest role compared to wind power. A final economic analysis assesses the revenue projections for the new technologies implemented. The results indicate a very positive investment potential for the new wind farms, coupled with a proper Li-ion battery solution. Additionally, the thesis investigates the best options for solving frequency and voltage imbalances, appearing after the implementation of intermittent energy sources. A flywheel technology has been included in the scenarios in order to enhance the primary frequency control of the whole system.

L'objectif de cette thèse est de concevoir, d'évaluer les performances énergétiques et d'étudier le comportement en régime transitoire pendant les opérations de chauffage et de démarrage d'un procédé réversible Power To Gas qui est une solution pour l'intégration des énergies renouvelables dans le mix énergétique. L'évaluation des performances énergétiques montre que 66,7% de l'énergie électrique entrante est stockée sous forme de substitut du gaz naturel et que les pertes concernent principalement les étapes de conversion en particulier la conversion AC/DC, la co-électrolyse et la méthanation. Le déstockage de l'électricité (Gas To Power) est réalisé en inversant le RSOC en mode SOFC alimenté par le gaz de synthèse (H2 et CO) produit dans un tri-reformeur. Ce procédé est autonome énergétiquement et produit de la chaleur inexploitée qui est à l'origine de sa faible efficacité de 40%. Une étude de la réponse en régime transitoire est conduite en développant des modèles dynamiques du co-électrolyseur réversible, des réacteurs et des échangeurs par le biais de deux logiciels: Matlab et Dymola. Les résultats permettent de préciser la pénalité énergétique et de revoir l'architecture du procédé prédéfinie en régime stationnaire. Plusieurs stratégies ont été étudiées afin d'optimiser le temps de démarrage et l'énergie consommée. Il s'est avéré que le RSOC est le composant qui consomme le plus d'énergie (71% de l'énergie totale) et qui nécessite le plus de temps de démarrage (60% du temps total) à cause de la quantité du gaz utilisée pour le chauffage et du temps important qu'il faut respecter afin d'assurer une augmentation en température progressive qui évite la détérioration des cellules. / The objective of this thesis is to design, evaluate the energetic performance and study the transient behavior during heating and startup operations of a reversible process Power To Gas process which is a solution for the integration of renewable electricity in the energy mix. Steady state models are first established in Aspen plus. Assessment of energetic performance shows that 66.7% of the electrical energy is stored as a Synthetic Natural Gas and the losses are caused mainly by the converting steps: the AC/DC, co-electrolysis and methanation conversions. Electricity production (Gas to Power) is performed by reversing the RSOC in SOFC mode fueled by synthesis gas (CO and H2) produced in a tri-reformer. This process is energetically autonomous and produces untapped heat which causes its 40% low efficiency. A study of the transient response during heat-up and start-up operations is conducted through the development of dynamic models of reversible co- electrolyzer, reactors and heat exchangers by using Matlab and Dymola softwares. The results allow to specify the energetic penalty and to review the architecture of predefined process in steady state. Several strategies have been studied to optimize the time and the energy consumption. It turned out that the RSOC is the slowest component (60% of total time) with the most energetic consumption (71% of total energy) because of the amount of gas used in heat-up operation and the significant time that must be respected in order to ensure an increase in temperature that prevents the cells deterioration.

To reach the Swedish goal of reaching a completely fossil-free electricity sector by the year 2040, there is a need for an increased rate of installed renewable electricity sources. Companies have the opportunity to work towards this goal by investing in solar power technologies, which results in a lowered electricity bill, and an additional revenue when electricity is sold to the grid. As a result, the investment usually pays back within a reasonable timeframe. GEHAB is a company located that is located in Alvesta, Sweden, and they are interested in investing in rooftop solar power. This thesis investigates the potential and effects of such an investment at the company through energy simulations. This is done through four different scenarios, which aim at finding the largest possible installation, the most cost-optimal installation, according to the Levelized Cost Of Energy (LCOE), the impact of an added battery installation and finding the current issues with becoming a net-zero consumer of electricity. Finally, a sensitivity analysis was made to investigate how different factors impacted the LCOE. The results showed that the most cost-optimal size for the company to invest in was a 215 kWp installation, which is smaller than the maximum possible size of 335 kWp that can be installed on the rooftop. Such an installation would have an LCOE of -366 SEK/MWh when the avoided costs are included. The discounted payback time of that investment was 11.3 years. The involvement of batteries showed that they would lead to a higher LCOE and for the largest possible solar installation size, including a battery, means that it would not pay back within the lifetime of the PVs. Finally, the net-zero electricity consumption scenario found that currently, the largest issue to reach this scenario is that there is a regulation that limits solar installations to 500 kWp to avoid an energy tax.

Le développement des énergies renouvelables éolienne et solaire implique de repenser les modèles à long terme du système énergétique. En effet, les impacts à court et long terme des productions intermittentes éolienne et solaire sur le système électrique entraînent un besoin de flexibilité : centrales de production très réactives, gestion de la demande,amélioration du réseau électrique ou stockage d’électricité. Le premier apport majeur à l’état de l’art est l’ajout du stockage d’électricité et du réseau électrique européen dans le modèle POLES (Prospective Outlook on Long-term Energy Systems). Un nouveau mécanisme d’investissement a été développé, mieux adapté aux enjeux des renouvelables ; il inclut plusieurs valeurs économiques du stockage. D’autre part, une nouvelle typologie applicable à la fois aux modèles de prospective énergétique et aux outils détaillés du secteur électrique,a montré l’intérêt de rassembler ces deux approches. Ainsi, la deuxième contribution principale est le couplage annuel de POLES à un modèle d’opération du système électrique,EUCAD (European Unit Commitment And Dispatch), qui optimise l’allocation technico économique des centrales européennes de production et de stockage. Les échanges bidirectionnels d’informations permettent de bénéficier à la fois de la cohérence à long terme des scénarios économiques de POLES et du détail technique d’EUCAD. Un scénario conservateur prévoit un développement rapide des options de flexibilité les moins chères :interconnexions, stockage hydraulique et gestion de la demande – que ce soit par des effacements de consommation ou par l’optimisation de la charge et décharge des batteries de véhicules électriques. Les batteries stationnaires, plus chères, sont développées en seconde partie de siècle. Leur développement pourrait être accéléré par une réduction des coûts fixes du stockage plus efficace qu’une amélioration du rendement. Les liens explicites entre renouvelables intermittents et stockage d’électricité ressortent aussi des résultats. / The current development of wind and solar power sources calls for an improvement of longtermenergy models. Indeed, high shares of variable wind and solar productions have shortandlong-term impacts on the power system, requiring the development of flexibility options:fast-reacting power plants, demand response, grid enhancement or electricity storage. Ourfirst main contribution is the modelling of electricity storage and grid expansion in the POLESmodel (Prospective Outlook on Long-term Energy Systems). We set up new investmentmechanisms, where storage development is based on several combined economic values.After categorising the long-term energy models and the power sector modelling tools in acommon typology, we showed the need for a better integration of both approaches.Therefore, the second major contribution of our work is the yearly coupling of POLES to ashort-term optimisation of the power sector operation, with the European Unit CommitmentAnd Dispatch model (EUCAD). The two-way data exchange allows the long-term coherentscenarios of POLES to be directly backed by the short-term technical detail of EUCAD. Ourresults forecast a strong and rather quick development of the cheapest flexibility options: gridinterconnections, pumped hydro storage and demand response programs, including electricvehicle charging optimisation and vehicle-to-grid storage. The more expensive batterystorage presumably finds enough system value in the second half of the century. A sensitivityanalysis shows that improving the fixed costs of batteries impacts more the investments thanimproving their efficiency. We also show the explicit dependency between storage andvariable renewable energy sources.

Cette étude concerne un système de stockage d’électricité basé sur le stockage thermique. Le principe est de convertir de l’électricité issue d’énergies renouvelables en chaleur lorsque la production est supérieure à la demande, de conserver cette chaleur puis de la reconvertir en électricité lorsqu’un besoin se présente. Le système proposé s’appuie sur une technologie de stockage sensible à haute température : le stockage régénératif gaz/solide. Ce stockage est associé à une boucle de charge et à un cycle thermodynamique de restitution électrique. Dans cette étude, deux architectures sont étudiées pour ce dernier : la première est basée sur un cycle gaz, la seconde sur un cycle combiné Joule/Rankine. Un modèle global du système est développé sur la base d’une modélisation de chaque composant à un niveau de détail approprié. Sur la base de ce modèle, une analyse thermodynamique est menée. Celle-ci identifie le rendement exergétique global du procédé, proche de celui d’un cycle à combustion. Une analyse exergétique détaillée du stockage identifie les principaux postes d’irréversibilités dans ce composant. Elle montre qu’il est possible d’optimiser de manière relativement simple ses performances en jouant sur son dimensionnement. Par la suite, une analyse économique montre qu’en dépit de ses performances inférieures, le cycle gaz est associé à des coûts d’investissement limités qui rendent son utilisation pertinente. En termes de coût du stockage, le système étudié est compétitif avec des solutions comme les batteries. / This study concerns an electricity storage system based on thermal energy storage. Its overall purpose is to convert electricity produced by renewable energies into heat when the supply exceeds the demand. This heat is stored for a few hours and converted back to electricity when there is a need for it. The proposed system relies on a high temperature sensible thermal energy storage technology known as the gas/solid packed bed thermal storage. This storage comes with a charging loop and a thermodynamic cycle to carry out the heat to electricity conversion. In this study, two main architectures are considered for this cycle: a simple gas cycle and a Joule/Rankine combined cycle. Each component is modeled with an appropriate level of detail in order to create a global model of the system. This model is used to carry out a thermodynamic analysis. This study calculates the global exergy efficiency of the whole process, which is close to exergy efficiency of a combustion cycle. A detailed exergy analysis of the storage allows to identify the main phenomena behind the availability losses of this component. It shows that it is possible to increase the efficiency of the storage by modifying its sizing. Apart from this study, an economic analysis shows that regardless of its low energy and exergy efficiencies, the gas cycle comes with limited investment costs which insure an interesting profitability. In terms of storage cost, the proposed system is close to other electricity storage solutions like batteries.

L’essor des technologies renouvelable à apport variable pose des nombreuses difficultés dans le fonctionnement du système électrique. Ce système doit garantir l’équilibre offre-demande à tout moment, ainsi que d’assurer des hauts niveaux de fiabilité du service. Donc, la variabilité accroît les besoins de flexibilité et des services système. Ils existent plusieurs options capables de fournir ceux services, dont : le renforcement des interconnections, le pilotage intelligent de la demande, le renforcement des capacités de réponse rapide des unités de production, mais aussi, le mis en œuvre des technologies de stockage de l’électricité. Cependant, les marchés électriques actuels sont basés sur la rémunération de l’énergie. Donc, la valorisation intégrale des services qui peut fournir le stockage semble difficile, ce qui restreint le « business case » des options de flexibilité.Cette thèse s’inscrit autour des propos suivants : (1) modéliser et évaluer les interrelations entre variabilité, besoins de flexibilité et objectifs de décarbonation du parc électrique, (2) analyser le rôle, ainsi que la valeur, des différents technologies du stockage à travers le cas Français aux horizons 2020, 2030 et 2050, et (3) discuter sur les aspects de régulation de la flexibilité, ainsi que proposer des politique énergétiques concrètes permettant la réussite des objectifs de transition énergétique et de décarbonation du mix électrique français. / The increasing variability of electricity production in Europe, which is mainly due to the intermittent production of renewables such as wind and photovoltaic (VRE), will require significant efforts to reconcile demand and supply at all times. Thus, increasing shares of variability imply increasing amounts of system services. In addition to upgraded interconnections, demand-side management (DSM) and dispatchable backup capacity, electric energy storage (EES) technologies will have a major role to play in this context.However, due to the peculiar price formation mechanism prevailing in energy-only electricity markets, the commercial case for EES is being eroded by the very forces that create the need for its increased deployment at the system level. The private incentives of EES are thus diminishing while its social value, which is determined by the multiple system services these technologies can supply, is increasing.This thesis sets out to (1) model and assess the interplays between variability, flexibility needs and decarbonization objectives, (2) analyze the role and the value of EES technologies in view of the French official objectives by 2020, 2030 and 2050, and (3) discuss regulatory aspects, and propose a set of energy policies allowing to succeed in the energy transition and decarbonization goals.

Dans un climat de raréfaction des énergies fossiles et de tensions liées à la sécurisation de l'approvisionnement mondial, un passage progressif à des sources d'énergie peu carbonées s'opère dans plusieurs pays du monde. L'utilisation de ressources renouvelables telles que les ressources solaires et éoliennes soulèvent intrinsèquement la problématique d'intermittence de production. Ce qui conduit à un écart entre la production et la consommation d'électricité et génère parfois d'importants excédents d'électricité. Une voie de valorisation de cet excédent consiste à la stocker sous forme chimique dans l'hydrogène qui sera à son tour utilisé pour la synthèse de méthanol. L'objectif de cette thèse consiste à explorer des voies de développement d'un nouveau procédé de synthèse de méthanol à partir de CO2 venant de sources industrielles et de H2 issu de l'électrolyse de l'eau. Le procédé doit répondre à des variations fréquentes de régime de fonctionnement. Dans un premier temps, une étude des phénomènes de transfert de matière et de chaleur pour deux technologies de réacteurs de synthèse de méthanol a été réalisée moyennant des critères de la littérature. En se basant par la suite sur les résultats obtenus lors de l'analyse des transferts, un modèle de réacteur hétérogène a été développé et exploité pour une vaste étude paramétrique du réacteur de synthèse de méthanol. Dans un second temps, l'étude a été étendue à un réacteur avec recyclage afin d'apprendre davantage sur l'impact de l'intégration du réacteur dans la boucle sur ses performances et la production globale de méthanol. Fort d'une compréhension des phénomènes ayant lieu au sein du procédé en régime permanent, un modèle de la boucle a été développé pour des simulations du procédé en régime transitoire. Les temps nécessaires pour le démarrage de l'unité ainsi que sa stabilisation suite à un changement de régime de fonctionnement ont été estimés par le modèle transitoire. La disponibilité de l'électricité actuelle et à moyen terme a été analysée dans l'optique d'anticiper sur le nombre de transitions annuelles auxquelles sera soumise l'unité de méthanol. Sur cette base, des designs de réacteurs et des stratégies opératoires ont été proposés dans le but de réduire au mieux l'impact des transitions sur l'unité de méthanol. Tout un chapitre a été consacré à d'éventuelles possibilités de développement et d'amélioration du procédé de synthèse de méthanol. Des designs de réacteurs sont proposés et évalués par rapport à leur capacité à convertir l'hydrogène. Même si les propositions de design ne sont qu'au stade de concept, certaines suscitent plus d'intérêt et méritent une évaluation plus approfondie. Finalement, un outil d'aide à la décision multicritères a été présenté puis utilisé pour essayer de choisir une technologie de réacteur pour le procédé de synthèse de méthanol / As the result of fossil resources increasing scarcity, and geopolitical tensions due to energy supply securing, some countries are gradually moving to renewable and low carbon energy resources to reduce significantly their energy dependency. The electricity production from solar and wind energy are intrinsically responsible for intermittency issues that periodically lead to a gap between production and consumption. Transforming the unused excess of electricity production to chemicals may be an interesting solution for optimal exploitation of these resources. This thesis aims at investigating some means of developing new methanol process synthesis from CO2 stemming from industrial sources and H2 produced by the excess of electricity through water electrolysis. The envisioned methanol unit should be able to operate under variable regime. Initially, heat and mass transfer for two reactor technologies of methanol synthesis have been studied by using criteria described in literature. Then, a heterogeneous reactor model has been grounded in the results of heat and mass transfer analysis obtained previously. The reactor model was used to carry out a large parametric analysis of the reactor. In a second step, the reactor survey has been extended to the methanol loop to learn about the effect on the global reactor performances after its integration in the methanol loop. Once the phenomena involved in methanol process have been understood in steady regime, a transient model of the methanol loop has been developed and used to investigate the process dynamics such as the required time to start the process or to move from an operating state to another. The current and medium term electricity availability has been assessed in order to estimate the number of transitions per year undergone by the methanol unit. Based on these observations, reactor designs and operating strategies have been suggested so that they lower the impact of transitions on methanol unit. A whole chapter has been dedicated to evaluate some alternatives to develop and to improve the process of methanol synthesis. Some reactor designs have been suggested and their ability to convert hydrogen to methanol has been simulated. Although the reactor design proposals are only at the concept stage, some of them arouse more interest, and merit further evaluation. Finally, a decision support tool has been presented and used to choose the most appropriate reactor technology for the process of methanol synthesis

The increasing popularity and improvements in the blockchain technology that offers decentralized communication and transactions in the form of cryptocurrencies that have now days a market value of almost 1.3 Trillion dollars and a huge potential to contribute to other fields such as health care, financial transactions, information technology, secure data exchange, data storage and many others has been pushing towards more integrating of renewable energies in this field. The process of approving and inserting the information and contracts with Bitcoins on the blockchain is called mining of Bitcoin and accounts for a large electricity consumption which has been estimated to be around 120 Terawatt_hour (TWH) worldwide in 2023. To keep this field of technology improving and strengthen its development, leading it towards more usage of clean energy will benefit the field and most importantly will help our societies to face climate change and align with the United Nations sustainable goals regarding integrating and increasing the usage of renewable energies and sustainable methods in all fields of life and industry.  The purpose of this study is to assess the feasibility of building a mining farm for bitcoin powered by renewable energies, solar and wind, by using photovoltaics systems and wind turbines with the integration of storage mediums to utilize the clean energy as much as possible. The project is done by firstly conducting a literature review about the technologies used followed by choosing the most appropriate alternatives that fit best for the current project properties and goals. After choosing the components and methods to be used , the technical feasibility is analyzed by simulating the hybrid energy system using a code program written in the software MATLAB which optimizes and calculates on one hand the electricity production of the system that is used for the hourly reliability in meeting the load demand of the mining devices and on the other hand the total cost of the system which will be built upon to estimate the levelized cost of energy and hence analyze the economic feasibility of the project.After conducting the simulation and financial calculations, the results show that the project is technically feasible and the reliability can be as high as around 8650 hours of the year, however, to achieve a 100 percent reliability a support power should be used such as a diesel generator which has also been done in this work. The economic feasibility indicates that the project will be profitable based on the installed capacities and mined Bitcoins, however a storage medium and a support power production source are vital for the success of such a project.

As the renewable energy sources are finding more place in the energy generation technologies,the Swedish energy market is also undergoing transformations. Renewable energy sources inthe energy generation system brings more volatility and price fluctuations which can mean challenges and opportunities. Svenska Kraftnät, as the authority responsible for safety and stability of Swedish transmission system, addresses the challenges with higher shares of renewable energy sources to some extent with more frequency stabilizing solutions but the electricity prices are controlled by free market which is led by NordPool. Växjö Energi is a state-owned company with energy generation facility of combined heat and power, operating in SE4 area of electricity market. As SE4 is the region affected the most with the price fluctuations, Växjö Energi is interested in analyzing the possibility of increasing their profit by utilizing the available energy storage technologies in the market in long term energy storage applications. The available energy storage solutions and the ones under development have each, their own pros and cons that this project attempts to go through from economical, technical, and sustainability perspective. Technologies such as compressed air energy storage and pumped hydro are more mature and there are more data available about them with less uncertainty. However, technologies such as gravity power module are new and there is not much information so the uncertainty of data is higher. A model has been developed in this project from earlier work of other researchers, to measure the highest possible profit for each energy storage technology in a specific price time series through electricity storage. The result suggests the compressed air energy storage, gravity power module, and pumped thermal electricity storage are the interesting technologies for further study. We show through this work that their costs and possible revenues are comparable. The future work on this subject is to include the suggested technologies with more details and adaptation to Växjö Energi conditions for more detailed and reliable results. / Förnybara energikällor får en större andel av energiproduktionsteknikerna samtidigt som den svenska energimarknaden genomgår förändringar. Förnybara energikällor i energiproduktionssystemet ger mer volatilitet och prisfluktuationer som kan innebära både utmaningar och möjligheter. Svenska Kraftnät, den ansvariga myndigheten för säkerhet och stabilitet i det svenska överföringssystemet, hanterar utmaningarna relaterade till högre andel förnybara energikällor med mer frekvensstabiliserande lösningar men samtidigt styrs elpriserna av den fria marknaden som leds av NordPool. Växjö Energi är ett statligt företag med energiproduktionsanläggning för kraftvärme som verkar inom SE4-området på elmarknaden. Eftersom SE4 är den region som drabbas mest av prisfluktuationerna, är Växjö Energi intresserad av att analysera möjligheten att öka deras vinst genom att använda tillgängliga energilagringsteknologier på marknaden för energibitrageapplikationer. De tillgängliga energilagringslösningarna och de som är under utveckling har alla sina egna fördelar och nackdelar som detta projekt analyserar ur ett ekonomiskt-, tekniskt- och hållbarhetsperspektiv. Teknik som tryckluft, energilagring och vattenkraft är mer mogna och det finns mer information om dem samt mindre osäkerhet. Däremot, energilagringsystem såsom gravitationskraftmodul är ny vilket gör att den tillgängliga informationen är begränsad och följaktligen mer osäker. Detta projekt har utvecklat en modell utifrån tidigare forskning i området, för att mäta högsta möjliga vinst för varje energilagringsteknik under en specifik tid genom ellagring. Resultatet antyder att lagring av tryckluft, tyngdkraftsmodul och pumpad termisk ellagring är de intressanta teknikerna för vidare studier. Genom detta arbete visar vi att deras kostnader och eventuella intäkter är jämförbara. Vidare studier utifrån detta projekt är att studera de föreslagna teknikerna djupare med hänsyn till Växjö Energis förhållanden för mer detaljerade och tillförlitliga resultat.